Untersuchungen zur Notwendigkeit einer weitergehenden Systemsteuerung zur Einhaltung der Systembilanz

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1 Untersuchungen zur Notwendigkeit einer weitergehenden Systemsteuerung zur Einhaltung der Systembilanz Untersuchung im Auftrag des Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie Referat I C 4, Villemombler Str. 76, Bonn Abschlussbericht Consentec GmbH Grüner Weg 1 D Aachen Tel Fax info@consentec.de Ecofys Germany GmbH Am Karlsbad 11 D Berlin Tel.: +49 (0) Fax: +49 (0) k.burges@ecofys.com www. ecofys.com

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3 / Abschlussbericht für BMWi, i Inhalt Abkürzungen iv 1 Einleitung Hintergrund Zielsetzung und Methodik 3 2 Bestandsaufnahme der Ansteuerbarkeit von dezentralen Erzeugungsanlagen im deutschen Verbundnetz Entwicklung der Anlagenpopulation bis Herkunft und Einschätzung der Datenbasis Entwicklung der installierten Leistung und Anzahl von DEA Leistungsklassen dezentraler PV- und KWK-Anlagen Regionale Verteilungsdichte dezentraler Erzeugungsanlagen in Regionale Verteilung der Leistungsklassen von PV-Anlagen in Regulatorische Grundlagen der Einbeziehung dezentraler Erzeuger in die Systemsteuerung Instrumente der Systemsteuerung Finanzielle Kompensation für Eingriffe in die Erzeugung von DEA Gesetzliche Anforderungen an die Steuerbarkeit von DEA Technische Anschlussbedingungen Branchenverständnis zur technischen Umsetzung der Anforderungen im Rahmen des Einspeisemanagements Branchenverständnis zum Prozessablauf der Anlagensteuerung Analyse der technischen, organisatorischen und administrativen Umsetzung der Ansteuerung der betroffenen Anlagen Praktische Umsetzung der Ansteuerungsprozesse Umrüstung nach 6, 66 EEG Aktuelle Herausforderungen bei der Realisierung der Ansteuerbarkeit von dezentralen Erzeugungsanlagen Kategorisierung und Abschätzung der an- und nicht ansteuerbaren Anlagenpopulation 45

4 ii Abschlussbericht für BMWi, / 3 Zukünftige Entwicklung deransteuerbarkeit von dezentralen Erzeugungsanlagen bis Abschätzung der zukünftigen Entwicklung der Anlagenpopulation bis Regulatorische Weiterentwicklung der Einbeziehung dezentraler Erzeuger in die Systemsteuerung Abschätzung der zukünftigen Entwicklung der technischen, organisatorischen und administrativen Umsetzung der Ansteuerung der betroffenen Anlagen Abschätzung der zukünftigen Entwicklung der an- und nicht ansteuerbaren Anlagenpopulation 59 4 Analyse der Systembilanz Untersuchungsziel Problemstellung Höhe der Mindesterzeugung Daten und Annahmen Ergebnisse Übersicht Ergebnisse Ergebnisse Ergebnisse Ergebnisse Ergebnisse Zusammenfassung Einfluss steuerbarer Wärmelasten und Direktvermarktung 95 5 Handlungsempfehlungen 98 6 Zusammenfassung 102 Literatur 105 A Anhang 1 A.1 Einschätzung der verwendeten Datenbasis 1 A.2 Entwicklung der installierten Leistung und Anzahl von DEA 3 A.3 Klassifizierung der Netzbetreiber 9 A.4 Branchenverständnis zum Einspeiseranking von Erzeugungsanlagen 11

5 / Abschlussbericht für BMWi, iii A.5 Entwicklung der installierten PV-Leistung in A.6 Analyse der Systembilanz Ergebnisse je Regelzone 12

6 iv Abschlussbericht für BMWi, / Abkürzungen BAFA BDEW BHKW BMWi BNetzA DEA DGS DSM DV EE EEG EFR Bundesamts für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.v. Blockheizkraftwerk Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen dezentraler Erzeugungsanlagen Deutschen Gesellschaft für Sonnenenergie e.v. Demand-Side-Management Direktvermarkter Erneuerbare Energien Erneuerbare Energien Gesetz Europäische Funk-Rundsteuerung EinsMan Einspeisemanagement FGH FNN FWT GPRS GSM IAEW KWK KWK-G NAP NLT PLZ PV Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.v. Forum Netztechnik / Netzbetrieb Fernwirktechnik General Packet Radio Service Global System for Mobile Communications Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft der RWTH Aachen Kraft-Wärme-Kopplung Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz Netzanschlusspunkt Netzlinientechnik Postleitzahl Photovoltaik SysStabV Systemstabilitätsverordnung TFR ÜNB VDE Tonfrequenz-Rundsteuertechnik Übertragungsnetzbetreiber Verband der Elektrotechnik Elektronik Informationstechnik e.v. VDN Verband der Netzbetreiber e. V. VNB WEA Verteilnetzbetreiber Windenergieanlagen

7 Leistung in GW / Abschlussbericht für BMWi, Einleitung Das Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi) hat uns, das Anbieterkonsortium, bestehend aus der Consentec GmbH, Aachen und Ecofys Germany GmbH, Berlin, im Spätherbst 2012 damit beauftragt, Untersuchungen zur Notwendigkeit einer weitergehenden Systemsteuerung zur Einhaltung der Systembilanz durchzuführen. 1.1 Hintergrund Innerhalb der letzten Dekade hat der Zubau dezentraler Erzeugungsanlagen (DEA) insbesondere aufgrund der Förderung durch das Erneuerbare Energien Gesetz (EEG) und Kraft- Wärme-Kopplungsgesetz (KWK-G) stark zugenommen. Am Beispiel des Zubaus der EEG- Erzeugungsanlagen ist diese Entwicklung in Bild 1.1 aufgegliedert nach der angeschlossenen Spannungsebene wiedergegeben EEG-Anlagen Jahre Höchstspannung Hochspannung Mittelspannung Niederspannung Bereich der deutschen Netzlast Bild 1.1 Entwicklung der installierten Leistung von EEG-Anlagen in Deutschland, Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage von [1] und [2], Stand:

8 2 Abschlussbericht für BMWi, / Da ein Großteil der Erzeugungsanlagen mit geringer Leistung über keine Möglichkeit der Leistungssteuerung durch die Netzbetreiber verfügt, führt ein weiterer Zubau zu einer Erhöhung der nicht steuerbaren Erzeugungsleistung. Die derzeit kumulierte nichtsteuerbare Leistung ist mit Blick auf die Systemsteuerung bislang unkritisch (Vgl. Abschnitt 4.6), da zu jedem Zeitpunkt ausreichend steuerbare Erzeugungsleistung in konventionellen Kraftwerken und Erneuerbare Energien-Anlagen großer Leistungsklassen verfügbar ist. Der absehbare weitere Zubau von zumindest teilweise nicht steuerbaren DEA führt jedoch in Verbindung mit der Vorrangeinspeisung von Anlagen auf Basis Erneuerbarer Energien (EE) zu einer verminderten Einspeisung aus konventionellen Kraftwerken, so dass die für die Aufrechterhaltung der Systemsicherheit benötigte betrieblich verfügbare Kapazität steuerbarer Erzeugungsanlagen knapper wird. Diese Entwicklung kann im Extremfall dazu führen, dass in einzelnen Situationen mehr Strom aus nicht steuerbaren Anlagen ins Netz eingespeist wird, als zur Lastdeckung und für Exporte benötigt wird, und somit die Systembilanz nicht mehr ausgeglichen werden kann. Tendenziell ist in den letzten Jahren ein Anstieg der Ansteuerung von EEG- und KWK-G- Anlagen insbesondere Einspeisemanagementmaßnahmen zu verzeichnen. Die Entwicklung der Ausfallarbeit, welche der durch Einspeisemanagementmaßnahmen abgeregelten Energiemenge entspricht, ist in Bild 1.2 dargestellt.

9 Summe der Ausfallarbeit in GWh Gesamtumfang der Entschädigungszahlungen in Mio. / Abschlussbericht für BMWi, Ausfallarbeit gezahlte Entschädigungen Jahr Bild 1.2 Entwicklung der Ausfallarbeit nach 11 EEG und der gezahlten Entschädigungszahlungen, Quelle: [6] 1.2 Zielsetzung und Methodik Vor diesem Hintergrund verfolgt diese Studie das Ziel, zu beurteilen, ob und ggf. wann der weitere Zubau nicht steuerbarer DEA, insbesondere Photovoltaik-, Kraft-Wärme-Kopplungund Biomasseanlagen, zu Problemen bei der Einhaltung der Systembilanz führen kann. Sofern derartige Gefährdungssituationen im Betrachtungszeitraum erkennbar sind, werden Lösungsvorschläge zur Gewährleistung einer für die Systemsicherheit ausreichenden Verfügbarkeit steuerbarer Erzeugungsleistung (dann auch in verstärktem Umfang aus DEA) erarbeitet. In dieser Studie verfolgen wir dieses Ziel in drei Schritten: 1. einer Bestandsaufnahme der bestehenden Erzeugungsanlagen und ihrer Steuerbarkeit (Kapitel 2), 2. einer Szenarienanalyse des Anlagenbestands für den Zeitraum bis 2016 (Kapitel 3), sowie 3. der Analyse der zu erwartenden Systembilanz für diesen Betrachtungszeitraum (Kapitel 4). Auf dieser Basis haben wir schließlich Handlungsempfehlungen abgeleitet (Kapitel 5). Ergänzende Detailergebnisse finden sich im Anhang des Berichts. Die Schritte werden nachfolgend genauer beschrieben.

10 4 Abschlussbericht für BMWi, / Im ersten Schritt führen wir eine Bestandsaufnahme zum Zeitpunkt 2012 durch. Zunächst geben wir eine Übersicht zu den tatsächlich ansteuerbaren Anlagenpopulationen, anschließend beschreiben und bewerten wir die etablierten organisatorischen, administrativen und technischen Kommunikationsprozesse. Im zweiten Schritt führen wir eine Abschätzung der Entwicklung des Anlagenbestandes durch und stellen Szenarien für die Jahre 2013, 2014 und 2016 auf. Grundsätzlich werden in den ersten zwei Schritten in Anlehnung an Bild 1.3 die Mengen der dezentralen Erzeugungsanlagen nach Arten der Steuerbarkeit abgeschätzt. Die Ergebnisse basieren vor allem auf einer quantitativen Auswertung vorhandener Datenbanken, Experteninterviews und einer Umfrage mit relevanten Stakeholdern. Anlagenseitig mit technischer Einrichtung zur Ansteuerung ausgestattete Anlagen Nicht ansteuerbare Anlagen davon Anlagen mit tatsächlich vorhandener Kommunikationsverbindung zum Netzbetreiber davon Anlagen mit Rückmeldung der Ist-Einspeisung Anlagen, die bereits tatsächlich in Einspeisemanagement einbezogen sind Bild 1.3 Schematische Darstellung der dezentralen Erzeugungsanlagen nach Arten der Steuerbarkeit, die Größe der Flächen ist frei gewählt, Mengenverhältnisse werden nicht dargestellt, Quelle: Eigene Darstellung Darauf aufbauend identifizieren wir im dritten Schritt, ob und wenn ja, in welchen Situationen die Systembilanz derzeit oder innerhalb der kommenden Jahre gefährdet sein kann und welche Maßnahmen in diesen Fällen geeignet sein können, solche Gefährdungssituationen abzuwenden. In einem letzten Schritt der Untersuchung bewerten wir die technischen Möglichkeiten und Erfordernisse der Ansteuerung dezentraler Erzeugungsanlagen. Diese Analyse wird durch eine Diskussion der wirtschaftlichen Konsequenzen verschiedener regulativer Handlungsoptionen ergänzt, sodass daraus Handlungsempfehlungen abgeleitet werden.

11 / Abschlussbericht für BMWi, Bestandsaufnahme der Ansteuerbarkeit von dezentralen Erzeugungsanlagen im deutschen Verbundnetz Der erste Teil der Analyse umfasst zunächst eine Darstellung des Status Quo der dezentralen Anlagenpopulation in Deutschland. Diese Bestandsaufnahme wird durch eine Diskussion der regulatorischen, prozeduralen und technischen Rahmenbedingungen ergänzt, unter denen dezentrale Anlagen derzeit zur Systemsteuerung herangezogen werden. 2.1 Entwicklung der Anlagenpopulation bis 2012 Auf Basis historischer Daten wird im Folgenden die Entwicklung der installierten Leistung der dezentralen Erzeugungsanlagen dargestellt. Die Anlagen werden gesondert nach Energieträger untersucht. Dabei werden Photovoltaik- (PV), Windenergie- und Biomasseanlagen, sowie sonstige EEG-Anlagen und Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) unterschieden. Zusätzlich wird die Verteilung der Anlagen nach Leistungsklasse, Spannungsebene und Region dargestellt. Die Ergebnisse dieser Analyse erlauben eine umfassende Einordnung der heutigen Situation und geben Hinweise auf zukünftige Herausforderungen in der Systemsicherung, die sich aus dem Grad und dem Ort der Steuerbarkeit dezentraler Anlagen ableiten lassen Herkunft und Einschätzung der Datenbasis Unser EEG-Anlagenregister basiert auf der anlagenscharfen Datenbank energymap der Deutschen Gesellschaft für Sonnenenergie e.v. (DGS). Diese beinhaltet die aggregierten Register der deutschen Netzbetreiber mit allen nach dem EEG geförderten Erzeugern (rund 1,2 Mio. Anlagen). Für die Berechnungen und Analysen dieser Untersuchung verwenden wir eine Datenbasis mit dem Stand vom Februar [1] Zur Verbesserung der Datenqualität der PV-Anlagen verwenden wir das anlagenscharfe PV- Melderegister von der Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (BNetzA). Dieses beinhaltet die in Deutschland registrierten PV-Anlagen mit einem Inbetriebnahmedatum ab dem (rund 0,8 Mio.). Aufgrund der hohen Dynamik beim Zubau der PV-Anlagen wird dieser Anlagentyp in den Anlagenregistern der Übertragungsnetzbetreiber im Vergleich zum PV-Melderegister teilweise nur stark zeitverzögert

12 6 Abschlussbericht für BMWi, / erfasst. Für die Berechnungen und Analysen dieser Untersuchung verwenden wir eine Datenbasis mit dem Stand vom Dezember [2] Zur Integration von KWK-Anlagen verwenden wir anlagenscharfe Daten des Bundesamts für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA). Dieses Anlagenregister beinhaltet alle nach dem KWK-G geförderten Erzeuger (rund 0,04 Mio.). In den Anlagenregistern der Übertragungsnetzbetreiber wird dieser Anlagentyp bisher nicht erfasst. Für die Berechnungen und Analysen dieser Untersuchung verwenden wir eine Datenbasis mit Anlagen von bis zu 100 MW Leistung und dem Stand vom Oktober [3] Aufbauend auf den Erfahrungen mit diesen Datenbanken in verschiedenen ähnlich gelagerten Ecofys-Studien führen wir eine regelmäßige Validierung der Einträge durch. Hierbei werden insbesondere Attribute wie die zugeordnete Postleitzahl (PLZ), der Anlagentyp, die installierte Leistung und die Spannungsebene regelmäßig geprüft sowie ggf. angepasst. So fehlen in den Originalregistern der BNetzA und der BAFA insbesondere Informationen zum Netzbetreiber und der Spannungsebene. Diese Daten leiten wir mit Hilfe einer Verschneidung aller drei Datenbanken ab. Eine detaillierte Einschätzung der Datenbasis je Energieträger bezüglich der Einschränkungen befindet sich im Anhang A Entwicklung der installierten Leistung und Anzahl von DEA Aus der vorhandenen Datenbasis lassen sich Informationen zur Entwicklung der installierten Leistung nach Energieträger und Spannungsebene sowie die Anzahl der Anlagen ableiten. Aus der Spannungsebene ergeben sich insbesondere die für die Anlage gültigen technischen Anschlussbedingungen. In Bild 2.1 und Bild 2.2 ist die Entwicklung der untersuchten Anlagenpopulation wiedergegeben. Die installierte Summenleistung der dezentralen Erzeugungsanlagen beträgt im Jahr 2012 rund 84 GW. Eine detaillierte Auswertung der Anlagenpopulation befindet sich im Anhang A.2.

13 Leistung in GW / Abschlussbericht für BMWi, DEA-Anlagen Jahre Höchstspannung Hochspannung Mittelspannung Niederspannung Bild 2.1 Entwicklung der installierten Leistung von dezentralen Erzeugungsanlagen bis zu einer Leistung von 100 MW nach Spannungsebene, Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage von [1], [2] und [3], Stand: Bild 2.2 Entwicklung der installierten Leistung von dezentralen Erzeugungsanlagen bis zu einer Leistung von 100 MW nach Energieträger, Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage von [1], [2] und [3], Stand:

14 8 Abschlussbericht für BMWi, / Diese Betrachtung liefert einen ersten Anhaltspunkt zur Struktur des dezentralen Anlagenbestandes. Um Herausforderungen für den Systembetrieb und den Aufwand einer ggf. notwendigen technischen Umrüstung der Anlagen zu identifizieren, müssen die Ergebnisse jedoch differenzierter betrachtet werden. Aus diesem Grund wird im Folgenden die Verteilung der Anlagen nach Leistungsklassen für ausgewählte Energieträger genauer untersucht Leistungsklassen dezentraler PV- und KWK-Anlagen Da die Steuerbarkeit der dezentralen Anlagen mit ihrer Leistung variiert, gibt die Analyse der Leistungsklassen einen wertvollen Hinweis auf die Bedeutung einzelner Anlagentypen für die Systemsteuerung. Darüber hinaus verteilen sich die Anlagen zahlenmäßig nicht gleichmäßig auf die Leitungsklassen, sodass die praktische Umsetzung technischer Standards für einzelne Klassen von unterschiedlicher Bedeutung sein kann. Die nachfolgenden Beispiele der PVund KWK-Anlagen verdeutlichen die Relevanz der Anlagenstruktur. Bild 2.3 stellt die kumulierte installierte Leistung von PV-Anlagen sowie zwei relevante Leistungsgrenzen dar. Im Gegensatz zu allen weiteren betrachteten Energieträgern stellen die Segmente der PV-Anlagen mit bis zu 100 kw installierter Leistung mit ca. 56 % bzw. 18 GW einen relevanten Anteil an der Gesamtleistung der PV-Anlagenpopulation dar.

15 Anteil in % Leistungsklasse in kw / Abschlussbericht für BMWi, Photovoltaik Kumulierte Leistung in GW 100 kw Grenze 30 kw Grenze Kumulierte Leistung in GW Bild 2.3 Verteilung der installierten Leistung von Photovoltaikanlagen bis 300 kw auf die jeweiligen Leistungsklassen, Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage von [1] und [2], Stand: Bild 2.4 zeigt die installierte Leistung der PV-Anlagenpopulation in den betrachteten Leistungsklassen. 100% 0,03 Mio. 0,10 Mio. 80% 60% 14 GW 40% 6 GW Anlagen x > 100 kw 20% 0% 1,10 Mio. 12 GW Anzahl Leistung Anlagen 30 > x 100 kw Anlagen x 30 kw Bild 2.4 Anlagenpopulation der erfassten Photovoltaikanlagen in 2012 nach Anzahl und installierter Leistung für die jeweiligen Kategorien der Leistungsklassen, Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage von [1] und [2], Stand:

16 Anteil in % 10 Abschlussbericht für BMWi, / Es zeigt sich, dass mit über 1,1 Mio. Anlagen der Großteil der Anlagenzahl auf das Segment der Anlagen bis 30 kw entfällt. Damit stehen rund PV-Anlagen mit einer Leistung über 100 kw bzw. 2% der Anlagen für rund 40% der installierten Leistung. Bild 2.5 stellt das Verhältnis zwischen Anlagenzahl und installierter Leistung für KWKGgeförderte Anlagen dar. Im Vergleich zur Population der PV-Anlagen gestalten sich die strukturellen Merkmale noch deutlicher. Das Segment der Anlagen mit einer Kapazität bis 100 kw und somit 90 % aller Anlagen stellt rund 3 % der installierten Leistung. Im Segment über 100 kw finden sich dagegen nur Anlagen, die jedoch eine durchschnittliche Leistung von knapp 4 MW aufweisen und somit in Summe fast 12 GW der Kapazität stellen. 100% ,6 GW 80% 60% % 20% Anlagen x > 100 kw 0% Anzahl 0,4 GW Leistung Anlagen x 100 kw Bild 2.5 Anlagenpopulation der erfassten KWK-G geförderten Anlagen in 2012 nach Anzahl und installierter Leistung für die jeweiligen Kategorien der Leistungsklassen, Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage von [3], Stand: Die Aussage, dass Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 100 kw den relevanten Anteil der installierten Leistung stellen, lässt sich im Allgemeinen auch auf die weiteren Energieträger übertragen. Die Betrachtung des Verhältnisses zwischen Anlagenzahl und installierte Leistung hat für die weiteren Energieträger keine Relevanz Regionale Verteilungsdichte dezentraler Erzeugungsanlagen in 2012 In der regionalen Betrachtung zeigen sich weitere Unterschiede zwischen den Energieträgern und innerhalb Deutschlands. Die Menge an integrierbaren dezentralen Erzeugungsanlagen

17 / Abschlussbericht für BMWi, wird wesentlich von dem gegebenen Verteilnetz und dem Lastverhältnis bestimmt. Die Berücksichtigung der detaillierten Netzstruktur ist jedoch nicht zielführend, wenn allgemeine Aussagen zur Dichteverteilung mit einer niedrigen regionalen Auflösung getroffen werden sollen. In guter Näherung kann deshalb die Bevölkerungsanzahl als Maß für die Verteilnetzstruktur und das Lastverhältnis dienen. Demnach ermittelten wir auf Basis der Postleitzahl- Leitregionen die installierte Leistung in MW je Einwohner. Die Leitregionen der Postleitzahlen (PLZ) entsprechen jeweils den ersten zwei Ziffern einer jeden PLZ und teilen Deutschland in knapp 100 Regionen ein. Bild 2.6 Regionale Verteilungsdichte der installierten Leistung von Photovoltaik- (links) und Windenergieanlagen (rechts), Quellen: Eigene Darstellung auf Grundlage von [1], [2] und [10], Stand Die regionale Verteilungsdichte der Anlagenpopulation für Photovoltaik und Windenergie unterscheidet sich deutlich. Bild 2.6 zeigt, dass Photovoltaikanlagen (links) relativ gleichmäßig über das Land verteilt sind. Leicht höhere Konzentrationen lassen sich nur in Ost- und Süd-Ost-Deutschland feststellen. Dagegen konzentriert sich die Leistung der Windenergieanlagen (Bild 2.6, rechts) erwartungsgemäß sehr stark im Norden.

18 12 Abschlussbericht für BMWi, / In dem vorherigen Abschnitt stellten wir bereits dar, dass Biomasseanlagen und sonstige EEG-Anlagen nur einen geringen Teil zur installierten Leistung an dezentralen Anlagen beitragen (Bild 2.7). Allgemein ist Biomasse gleichmäßig auf den Norden und Süden verteilt. Die sonstigen EEG-Anlagen, welche im Wesentlichen kleine Wasserkraftanlagen darstellen, konzentrieren sich im Süden Deutschlands. Bild 2.7 Regionale Verteilungsdichte der installierten Leistung von Biomasse- (links) und sonstigen EEG-Anlagen (rechts), Quellen: Eigene Darstellung auf Grundlage von [1] und [10], Stand Die regionale Verteilungsdichte der KWKG-geförderten Anlagen konzentriert sich sehr stark auf einzelne Gebiete in West- und Ostdeutschland. Wie in Bild 2.8 erkennbar, ist die Schwankungsbreite der Dichte, d. h. der installierten Leistung pro Einwohner, sehr hoch: Innerhalb der PLZ-Leitregionen gibt es Gebiete mit weniger als 25 MW Leistung pro Einwohner ebenso wie Regionen mit bis zu 600 MW Kapazität pro Einwohner. Wie bereits anhand von Bild 2.5 erläutert, enthält die KWK-Anlagenpopulation eine relativ geringe Anzahl Anlagen mir vergleichsweise hoher installierter Leistung. Die punktuelle Ansiedelung dieser Anlagen kann dementsprechend die lokale Dichte stark beeinflussen.

19 / Abschlussbericht für BMWi, Installierte Leistung in MW je Einw. und Leitregion KWK, Stand Bremen Schleswig-Holstein Hamburg Mecklenburg-Vorpommern Bremen Niedersachsen Brandenburg Berlin Sachsen-Anhalt Nordrhein-Westfalen Sachsen Thüringen Hessen Rheinland-Pfalz Saarland Bayern Baden-Württemberg Km Koordinatensystem: WGS 1984 UTM Zone 32N Bild 2.8 Regionale Verteilungsdichte der installierten Leistung von KWKG-geförderten Anlagen, Quellen: Eigene Darstellung auf Grundlage von [3] und [10], Stand Regionale Verteilung der Leistungsklassen von PV-Anlagen in 2012 Wie wir im Abschnitt dargestellt haben, verteilen sich relevante Anteile der installierten Leistung der PV-Anlagen auf drei Gruppen an Leistungsklassen. Diese Besonderheit in der Anlagenstruktur soll nun unter dem Aspekt der regionalen Verteilung weiter untersucht wer-

20 14 Abschlussbericht für BMWi, / den. Hierzu bilden wir die Anteile der installierten Leistung des jeweiligen Leistungsklassensegments an der Gesamtleistung der PV pro PLZ-Leitregion. Im Vergleich der Darstellungen in Bild 2.9 und Bild 2.10 zeigt sich, dass sich die Leistungsklassen im Gegensatz zur gesamten Anlagenpopulation sehr ungleichmäßig über Deutschland verteilen. Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 100 kw konzentrieren sich auf Ostdeutschland (Bild 2.9, links). Zu diesen Anlagen zählen vor allem Flächenanlagen. Im Gegensatz dazu finden sich PV-Anlagen mit einer installierten Leistung von bis zu 30 kw (Bild 2.10) im restlichen Bundesgebiet. Vor allem Hausdachanlagen zählen zu dieser Leistungsklasse. Für Anlagen mit einer Leistung zwischen 30 und 100 kw (Bild 2.9, rechts) ist diese Ausprägung weniger deutlich feststellbar. Bild 2.9 Darstellung der regionalen Verteilung der Anteile der Leistungsklassen an der installierten Gesamtleistung, Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage von [1] und [2], Stand: Die regionale Konzentration der typischen Leistungsklassen gibt Hinweise darauf, wie relevant die technische Steuerbarkeit der PV-Anlagen in einzelnen Netzgebieten ist. Große Flächenanlagen sind in der Regel besser mit Steuerungstechnik ausgerüstet als Dachanlagen,

21 / Abschlussbericht für BMWi, sodass in den Regionen mit hauptsächlich großen Leistungsklassen tendenziell ein höherer Grad an Steuerbarkeit besteht, oder aber eine notwendige Aufrüstung eine geringere Anzahl an Anlagen betrifft. Ist dagegen eine Region durch viele kleine Anlagen geprägt, deren kumulierte Leistung systemrelevant ist, kann ein technischer Umrüstungsprozess in der Praxis mit größeren Hürden verbunden sein. Mit Blick auf die Entwicklung der Anlagenpopulation und ihrer Systemrelevanz liefern diese ersten Analysen wertvolle Hinweise auf kommende Herausforderungen. Bild 2.10 Darstellung der regionalen Verteilung der Anteile der Leistungsklassen an der installierten Gesamtleistung, Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage von [1] und [2], Stand: Regulatorische Grundlagen der Einbeziehung dezentraler Erzeuger in die Systemsteuerung Die aktive Steuerung des Elektrizitätssystems durch Netzbetreiber wird notwendig, wenn Grenzwertverletzungen auftreten, welche die Sicherheit der Versorgung gefährden. Mögliche Ursachen für Grenzwertverletzungen sind Ungleichgewichte zwischen Erzeugung und Ver-

22 16 Abschlussbericht für BMWi, / brauch, Netzengpässen oder Defizite in der Blindleistungsbereitstellung. Gemäß 13 EnWG sind die Übertragungsnetzbetreiber sowie in Verbindung mit 14 EnWG auch die Verteilnetzbetreiber verpflichtet, Gefährdungen und Störungen der Elektrizitätsversorgung zu beseitigen. Die den Netzbetreibern zur Verfügung stehenden Maßnahmen unterscheiden sich u. a. im Adressatenkreis sowie in der finanziellen Kompensation, und sind in ihrer Reihenfolge festgelegt. Im Folgenden werden die regulatorischen Grundlagen der Systemsteuerung erläutert und die für dezentrale Anlagen relevanten Regelungen hervorgehoben Instrumente der Systemsteuerung Im Falle von absehbaren Grenzwertverletzungen oder einer Systemgefährdung / -störung müssen die Netzbetreiber zunächst auf netzbezogene Maßnahmen zurückgreifen, die die Belastung des Systems z. B. durch die gezielte Steuerung von Netzelementen verringern ( 13 (1) S. 1 Nr. 1 EnWG). Sind diese Instrumente nicht ausreichend, kommen marktbezogene Maßnahmen nach 13 (1) S. 1 Nr. 2 EnWG zum Einsatz. Zu den marktbezogenen Instrumenten zählen in erster Linie der Abruf von Regelleistung sowie Engpassmanagementmaßnahmen. Besteht die Grenzwertverletzung auch nach Ausschöpfung der marktbezogenen Maßnahmen fort, so können die Netzbetreiber auf Grundlage von 13 (2) EnWG weitere Anpassungsmaßnahmen ergreifen. Eine Übersicht der Maßnahmen ist in Bild 2.11 gegeben. Netzproblem Netzbezogene Maßnahmen gemäß 13 Abs. 1 S. Nr.1 EnWG Marktbezogene Maßnahmen gemäß 13 Abs. 1 S. Nr.2 EnWG Anpassungsmaßnahmen gemäß 13 Abs. 2 EnWG i.v.m. 11 EEG Redispatchment Vertraglich vereinbarte Abschaltung EE Konv. Kraftwerke, EE, KWK Einspeisemanagement EE, KWK Bild 2.11 Übersicht zu Maßnahmen im Rahmen des 13 EnWG, Quelle: Eigene Darstellung

23 / Abschlussbericht für BMWi, Da die Teilnahme am Regelleistungsmarkt derzeit für dezentrale Erzeugungsanlagen nur begrenzte Bedeutung hat, sind für die Anlagen in erster Linie Systemsteuerungsmaßnahmen in Form von Fahrplaneingriffen relevant. Fahrplaneingriffe sind im Rahmen der marktbezogenen Maßnahmen und der Anpassungsmaßnahmen vorgesehen und richten sich in einer vorgeschriebenen Reihenfolge an konventionelle und vorrangberechtigte Anlagen. Dabei gilt, dass die vorrangberechtigten Anlagen erst nach den konventionellen herangezogen werden dürfen. Der dazugehörige Prozess lässt sich folgendermaßen strukturieren: 1 I. Marktbezogene Maßnahmen a. Redispatch konventioneller Anlagen 2 b. Vertragliche vereinbarte Abschaltung vorrangberechtigter Anlagen II. Anpassungsmaßnahmen a. Anpassung der Einspeisung konventioneller Anlagen b. Einspeisemanagement vorrangberechtigter Anlagen Redispatch wird den marktbezogenen Maßnahmen zugeordnet und wird auf Grundlage von bilateralen Rahmenverträgen zwischen Netzbetreiber und Anlagenbetreiber durchgeführt. Gemäß 13 (1a) sind Erzeugungsanlagen und Speicher mit einer Netto-Nennwirkleistung ab 10 MW verpflichtet, den Redispatch-Anweisungen des für ihren Anschluss zuständigen Netzbetreibers Folge zu leisten. Die relevanten Anlagen sind grundsätzlich steuerbar, unterliegen jedoch ggf. Mindestlastbedingungen, die beim Einsatz berücksichtigt werden müssen. Anlagen der Kraft-Wärme-Kopplung können ebenfalls zum Redispatch herangezogen werden, falls der von der Wärmebereitstellung unabhängig einsetzbare Teil ihrer Leistung mindestens 10 MW beträgt (Bundesnetzagentur, Beschluss BK , [13]). Sind die Möglichkeiten des Redispatchs ausgeschöpft, können auch marktbezogene Maßnahmen unter Beteiligung von Anlagen mit Einspeisevorrang ergriffen werden, sofern die Netz- 1 Die Einsatzreihenfolge ist auch Bestandteil des Leitfadens zum EEG-Einspeisemanagement (2011) der Bundesnetzagentur. [12] 2 Redispatch bezeichnet eine Änderung der Fahrweise von Elektrizitätserzeugungsanlagen zwecks Beseitigung eines Netzengpasses. Kritische Leitungen werden entlastet, indem die Einspeisung vor dem Engpass gesenkt und hinter dem Engpass erhöht wird. Maßgeblich ist dabei, dass sich die Anpassungen energetisch ausgleichen, sodass die Gesamtbilanz von Angebot und Nachfrage unverändert bleibt.

24 18 Abschlussbericht für BMWi, / betreiber vertragliche Abschaltvereinbarungen mit EE-, Grubengas- oder KWK- Anlagenbetreibern abschließen ( 8 (3) EEG, 13 (1) S. 1 Nr. 2 EnWG). Vertragliche Abschaltvereinbarungen kommen folglich nur für steuerbare Anlagen in Betracht. In der Praxis sind Abschaltvereinbarungen derzeit nicht relevant. Sofern die genannten Maßnahmen nicht ausreichen, um die Störung oder Gefährdung zu beseitigen, können die Netzbetreiber im Rahmen von Anpassungsmaßnahmen sämtliche Stromeinspeisungen und entnahmen anpassen. Dies betrifft in der ersten Stufe wiederum konventionelle Anlagen. Von dieser Regelung betroffen sind insbesondere Anlagen unter 10 MW, die nicht zum Redispatch verpflichtet sind. Die praktische Relevanz dieser Fälle ist jedoch gering. Sind die konventionellen Anlagen bis zum netztechnisch erforderlichen Minimum herangezogen worden, so kann anschließend auch die Einspeisung von EE-, Grubengas- und KWK- Anlagen im Rahmen der Abregelung von EE und KWK-Anlagen bis zum netztechnischen Minimum reduziert werden. Adressaten der Abregelung sind Anlagen mit einer Leistung über 100 kw sowie alle fernsteuerbaren Solaranlagen ab 30 kw. Steuerbare Solaranlagen unter 100 kw dürfen jedoch erst nach anderen EE-Anlagen abgeregelt werden ( 11 (1) EEG in Verbindung mit 6 (1), (2) EEG, siehe Abschnitt 2.2.3). Der Gesetzgeber differenziert hier grundsätzlich nach Maßnahmen zur Behebung von netztechnischen Restriktionen (z. B. ein Netzengpass) und anderen Systemsicherheitsproblemen (z. B. Einhaltung der Systembilanz). Gesetzliche Grundlage für das sogenannte Einspeisemanagement (EinsMan) bei netztechnischen Restriktionen (z. B. einem Netzengpass) bildet auf Verteilnetzebene der 11 (1) EEG i.v.m. 14 (1) i.v.m. 13 (2) EnWG und auf Übertragungsnetzebene der 11 (1) EEG i.v.m. 13 (2) EnWG. In diesen Fällen erhalten Anlagenbetreiber eine Entschädigung für die nicht eingespeiste Energie. Beruht die Gefährdung oder Störung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Netzes hingegen nicht auf einem Problem der Netzkapazität im Sinne von 11 (1) EEG sondern beispielsweise auf einer Bilanzstörung, dann wird die Maßnahme allein nach 13 (2) EnWG durchgeführt. In 2012 fanden Maßnahmen nach 13 (2) EnWG nach Angaben der ÜNB ausschließlich infolge einer gestörten Systembilanz statt. In diesen Fällen erhalten Anlagenbetreiber keine Entschädigungszahlungen. Sofern bei Maßnahmen nach

25 / Abschlussbericht für BMWi, (2) EnWG Verteilnetzbetreiber einbezogen werden, erfolgt dies auf Grundlage des 14 (1c) i.v.m. 14 (1) EnWG. 11 (1) EEG i.v.m. 14 (1) i.v.m. 13 (2) EnWG 13 (2) EnWG i.v.m.. 11 (1) EEG 13 (2) EnWG Ziel EinsMan Maßnahmen zur der Entlastung von lokalen Netzengpässen (im Verteilnetz) Maßnahmen zur Aufrechterhaltung der globalen Systemstabilität Maßnahmen zur Aufrechterhaltung der globalen Systemstabilität Ort der Einschränkung Störung beruht auf Problem der Netzkapazität Störung beruht auf Problem der Netzkapazität Störung beruht nicht auf Problem der Netzkapazität Entschädigung Anlagenbetreiber hat Anspruch auf Entschädigung ( 12 (1) EEG) Anlagenbetreiber hat Anspruch auf Entschädigung ( 12 (1) EEG) Anlagenbetreiber hat keinen Anspruch auf Entschädigung Tabelle 2.1 Ziele, Ort der Störung und Entschädigungszahlungen gemäß gesetzlichen Grundlagen der Abregelung von EE- und KWK-Anlagen Obwohl die Instrumente der Engpassbehebung und zur Einhaltung der Systembilanz in der regulatorischen Betrachtung deutlich voneinander abgegrenzt werden, ist die zeitliche und regionale Abgrenzung in der Praxis nicht immer zweifelsfrei möglich. In bestimmten Netzsituationen können sich die Betriebsmittelüberlastung und ein Ungleichgewicht der Systembilanz zeitlich und regional überlagern Finanzielle Kompensation für Eingriffe in die Erzeugung von DEA Die unterschiedlichen Stufen der Systemsteuerung unterscheiden sich auch darin, ob die Betreiber der eingesetzten dezentralen Anlagen eine finanzielle Kompensation erhalten. Vertragliche Abschaltvereinbarungen sehen eine bilaterale Vereinbarung der Vergütung zwischen Netzbetreiber und Anlagenbetreiber vor. Eine engpassbedingte Abregelung darf gemäß den Anforderungen zur Kostenanerkennung der Bundesnetzagentur jedoch nur zu einem geringe- 3 Beispielsweise fanden in der Regelzone der 50Hertz Transmission GmbH am zeitgleich Maßnahmen aufgrund einer gestörten Systembilanz und aufgrund von Netzengpässen statt. [7]

26 20 Abschlussbericht für BMWi, / ren Satz vergütet werden als im EinsMan, sodass Anlagenbetreiber eine Teilnahme am Eins- Man den Abschaltvereinbarungen vorziehen [16]. Dementsprechend sind Abschaltvereinbarungen in der Praxis derzeit nicht relevant. Betreiber von fernsteuerbaren, vorrangberechtigten EE-Anlagen erhalten bei einer Abregelung aufgrund eines Netzengpasses eine Entschädigungszahlung. Dies gilt unabhängig von der relevanten Netzebene. Gemäß 12 (1) EEG werden 95% der entgangenen Einnahmen, zuzüglich bzw. abzüglich der durch das EinsMan entstandenen Aufwendungen bzw. Einsparungen, durch den Netzbetreiber erstattet. Übersteigen die entgangenen Einnahmen eines Jahres 1% der Einnahmen desselben Jahres, so werden erst ab diesem Zeitpunkt 100% erstattet. Für Anlagen mit Inbetriebnahme vor dem gilt, dass die Entschädigung 100% der entgangenen Einnahmen abzüglich Einsparungen bzw. zuzüglich entstandener Kosten beträgt ( 66 (1) Nr. 5a EEG) Gesetzliche Anforderungen an die Steuerbarkeit von DEA Die technischen Vorgaben für EEG-Anlagen sowie für KWK-Anlagen im Sinne des 3 (2) KWKG sind in 6 EEG festgelegt. 6 (1) EEG schreibt vor, dass Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 100 kw so ausgestattet sein müssen, dass der Netzbetreiber die Erzeugung der Anlage jederzeit ferngesteuert reduzieren und die Ist-Einspeisung abrufen kann. Für Solaranlagen gilt zusätzlich, dass auch Anlagen zwischen 30 und 100 kw fernsteuerbar sein müssen; Solaranlagen mit einer Leistung unter 30 kw müssen entweder fernsteuerbar sein oder ihre Einspeisung in das Netz auf 70% ihrer Leistung beschränken. Im Falle von Solaranlagen ist der Anlagenbegriff im EEG 2012 explizit formuliert worden, um die Zuordnung zu den genannten Größenklassen zu erlauben: Gemäß 6 (3) EEG werden einzelne Solaranlagen unabhängig von den Eigentumsverhältnissen als eine Anlage behandelt, wenn sie sich auf dem gleichen Grundstück oder in unmittelbarer räumlicher Nähe befinden und innerhalb von zwölf Kalendermonaten in Betrieb genommen wurden. In der Praxis lässt diese Regelung jedoch weiterhin Interpretationsspielraum, sodass sie von den Netzbetreibern unterschiedlich gehandhabt wird. Für Bestandsanlagen, die auf Grundlage des am geltenden Inbetriebnahmebegriffs vor dem in Betrieb genommen wurden, gelten Übergangsregelungen für die Umrüstung auf fernsteuerbare Technik im Sinne des 6 (1), (2) EEG. Solaranlagen mit einer Leistung über 100 kw mussten ab dem die Anforderungen erfüllen, kleinere Anlagen

27 / Abschlussbericht für BMWi, zwischen 30 und 100 kw, die nach dem in Betrieb genommen wurden, müssen dies ab dem ( 66 (1) Nr. 1, Nr. 2 EEG). [14] Anlagenbetreiber, die die technischen Anforderungen nicht oder nicht fristgemäß erfüllen, erhalten gemäß 17 (1) EEG bis zur Umsetzung der Umrüstung keine Vergütung. PV-Anlagen 30 kw PV-Anlagen > 30 kw und 100 kw PV-Anlagen > 100 kw Inbetriebnahme Vor dem Ab dem Vor dem Ab dem und vor dem Ab dem Vor dem Ab dem Erfüllung ab: keine Ab dem Keine Ab dem Ab dem Ab dem Ab dem Technische Vorgaben keine Wahlrecht: Ausstattung mit technischer Einrichtung oder dauerhafte Begrenzung der Einspeisung auf 70% Keine Ausstattung mit technischer Einrichtung zur Ansteuerung durch Netzbetreiber, Rückmeldung der Ist-Einspeisung nicht erforderlich Ausstattung mit technischer Einrichtung zur Ansteuerung durch Netzbetreiber und Rückmeldung der Ist- Einspeisung Tabelle 2.2 Tabellarische Übersicht der betroffenen PV-Anlagen und Umrüstfristen im Rahmen der 6 und 66 EEG, Quelle: Eigene Darstellung In Bild 2.12 ist der zeitliche Verlauf der gesetzlichen Anforderungen an die Steuerbarkeit im Überblick dargestellt. Zur weiteren Klärung und Spezifizierung wurden darüber hinaus Stellungnahmen und Hinweise von den Ministerien und der BNetzA, der Branche und Normungsgremien veröffentlicht.

28 22 Abschlussbericht für BMWi, / EEG 2009 Steuerbarkeit von DEA > 100 kw EEG 2012 Zusätzliche Steuerbarkeit von PV > 30 kw* BNetzA Leitfaden Version 1.0 BMU & BMWi papier Anwendungshinweis BNetzA Positions- BDEW & VKU Empfehlung EinsMan 2009 BDEW & VKU Leitfaden Kaskade FNN Empfehlung 6 EEG FNN Hinweise 6 EEG Bild 2.12 Überblick ausgewählter regulatorischer Grundlagen im Kontext der Abregelung von dezentralen Erzeugungsanlagen im zeitlichen Verlauf, Quelle: Eigene Darstellung Technische Anschlussbedingungen Zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit und der Verbesserung der Netzintegration ist jeder Netzbetreiber nach 19 EnWG verpflichtet, technische Mindestanforderungen für den Anschluss von Erzeugungsanlagen in seinem Netzgebiet vorzugeben und zu veröffentlichen. Diese bauen auf allgemein gültigen technischen Anschlussbedingungen je Spannungsebene auf, wobei zur Bestimmung der allgemein anerkannten Regeln der Technik und zur Gewährleistung der technischen Sicherheit die Vorgaben aus 49 (2) und (4) EnWG gelten. Die wesentlichen Anforderungen unter dem Aspekt der Ansteuerbarkeit sind nachfolgend dargestellt. Für Erzeugungsanlagen in der Niederspannung beschreibt die seit dem gültige Anwendungsregel VDE-AR-N 4105: die Anforderungen an das Verhalten der Anlage im Rahmen des Netzsicherheitsmanagements. Demnach müssen Anlagen mit einer Leistung von mehr als 100 kw in der Lage sein, ihre Wirkleistung in Stufen reduzieren zu können. Weiterhin muss die Reduzierung auf einen vom Netzbetreiber vorgegebenen Sollwert möglich sein. Dabei ist der Netzbetreiber nur für die Vorgabe des Signals verantwortlich. Ein Eingreifen in die Steuerung durch den Netzbetreiber ist ausgeschlossen. Ist eine Reduzierung

29 / Abschlussbericht für BMWi, auf die vorgegebene Stufe insbesondere bei bedingt oder nicht regelbaren Anlagen nicht möglich, ist eine Trennung der Anlage innerhalb von fünf Minuten vorgeschrieben. [18] Die entsprechenden Anforderungen für Erzeugungsanlagen in der Mittelspannung sind in der BDEW Mittelspannungsrichtlinie von 2008 geregelt. Diese gilt seit dem Auch diese Anlagen müssen technisch so ausgelegt sein, dass eine gestufte Leistungsreduzierung möglich ist. Als Signalvorgabe zur Leistungsreduzierung durch den Netzbetreiber dient ein Prozentwert, der sich auf die Anschlusswirkleistung der Anlage bezieht. Die Vorgaben gestalten sich weitestgehend analog zu den Angaben in der Niederspannungsrichtlinie. Eine Ausnahme für bedingt regelbare Anlagen ist für Anlagen an der Mittelspannung nicht vorgesehen. [19] Für Stromerzeugungsanlagen in der Hochspannung sind der TransmissionCode 2003 und 2007 maßgeblich. Danach ist für dezentrale Erzeugungsanlagen die Fähigkeit zur Leistungsreduzierung in Stufen 4 seit August 2003 verpflichtend. Die konkrete Ausgestaltung der Wirkleistungsabgabe obliegt dem jeweiligen Netzbetreiber. In Anlehnung an den TransmissionCode 2003 wurden weiterhin explizit für EEG-geförderte Anlagen die Anforderungen im VDN Leitfaden EEG-Erzeugungsanlagen am Hoch- und Höchstspannungsnetz von 2004 ausgeführt, vgl. [20], [21] und [22]. Zusammenfassend kann festgestellt werden, dass für Anlagen mit mehr als 100 kw in allen gültigen Anschlussbedingungen eine gestufte Wirkleistungsreduzierung anlagenseitig gefordert wird Branchenverständnis zur technischen Umsetzung der Anforderungen im Rahmen des Einspeisemanagements Über die anlagenseitige Möglichkeit der Wirkleistungsreduzierung hinaus wird für EEG- Erzeugungsanlagen durch 6 EEG 2012 eine technische Einrichtung, welche die Sollwertvorgabe des Netzbetreibers empfängt und verarbeitet sowie die Ist-Einspeisung dem Netzbetreiber auf Abruf übermittelt, gefordert. Zur Unterstützung bei der technischen Umsetzung dieser Anforderung erarbeitete das Forum Netztechnik / Netzbetrieb (FNN) des VDE in Zu- 4 Die Vorgabe der Leistungsreduzierung entspricht den Anforderungen in der BDEW Mittelspannungsrichtlinie.

30 24 Abschlussbericht für BMWi, / sammenarbeit mit den relevanten Stakeholdern eine Empfehlung und einen Hinweis. [23], [24] Für EEG-Erzeugungsanlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 100 kw wird die Verwendung einer bidirektionalen Kommunikation empfohlen. Als Beispiel werden vom FNN sowohl die Fernwirktechnik als auch die Rundfunksteuertechnik in Verbindung mit einem fernauslesbaren Zähler genannt. Für PV-Anlagen bis 100 kw wird vom FNN eine unidirektionale Kommunikationstechnologie empfohlen. Als Mindestanforderung sieht der FNN die Verarbeitung von einem Ein- und Aus-Befehl (z. B. über ein kostengünstiges AC-Schütz). Die Verarbeitung mehrerer Stufen wird nicht als Mindestanforderung verstanden. [23] Einen auf dieser Empfehlung aufbauenden Hinweis veröffentlichte das FNN mit dem Hinweis zur technisch / betrieblichen Umsetzung des Einspeisemanagements im Juli Der Schwerpunkt liegt auf technisch / betrieblichen Empfehlungen für eine ordnungsgemäße Umsetzung bei einem vertretbaren Kosten / Nutzen-Verhältnis. Grundsätzlich entsprechen die Empfehlungen zur Wahl einer geeigneten Technologie der Empfehlung von Ende Darüber hinaus gibt der FNN mit dem Hinweis insbesondere den betroffenen Netzbetreibern einen detaillierten Leitfaden mit wesentlichen Aspekten zur technischen Umsetzung des Einspeisemanagements an die Hand. Inwieweit diese Empfehlungen von den Netzbetreibern umgesetzt werden und damit eine Art Standard bilden, untersuchen wir im weiteren Rahmen der Studie. [24] Branchenverständnis zum Prozessablauf der Anlagensteuerung Innerhalb der Projektgruppe Umsetzung Systemverantwortung vom BDEW wurde der Praxis-Leitfaden für unterstützende Maßnahmen von Stromnetzbetreibern erarbeitet, welcher über die Branche hinweg einen Leitfaden für die Maßnahmen, Prozesse und den Ablauf der sogenannten Kaskade in Bezug zu den 13 (2), 14 (1) und 14 (1c) EnWG bildet. Vor dem Hintergrund der Ansteuerbarkeit von dezentralen Erzeugungsanlagen liegt seine Bedeutung vor allem in der Beschreibung der Kaskade, welche die Zusammenarbeit zwischen verschiedenen Netzbetreibern bei Maßnahmen wie dem Einspeisemanagement regelt. Die Kaskade entspricht folgendem Prinzip: Die Umsetzung aller erforderlichen Maßnahmen erfolgt kaskadiert über alle Netzebenen, beginnend im Netz, in dem die Gefährdung oder Störung vorliegt. [25]

31 / Abschlussbericht für BMWi, Im Rahmen des Leitfadens hat sich die Branche auf folgende Aspekte verständigt: Die direkte Steuerung / Abregelung einer Anlage erfolgt stets durch den Anschlussnetzbetreiber Vorgelagerte Netzbetreiber können zur Steuerung / Abregelung auffordern Die Einhaltung des EEG / KWK-G Vorrangs erfolgt koordiniert durch alle Netzbetreiber Unter dem bestehenden Rechtsrahmen wurde mit diesem Leitfaden somit ein einheitliches Verständnis für die Kommunikations und Umsetzungsabläufe entwickelt. 2.3 Analyse der technischen, organisatorischen und administrativen Umsetzung der Ansteuerung der betroffenen Anlagen Die Analyse erstellten wir auf Grundlage einer Branchenumfrage unter den relevanten Übertragungsnetzbetreibern, Verteilnetzbetreibern, Direktvermarktern und Verbänden. Ziel der Konsultation war es, einen Überblick zur praktischen Ausgestaltung der Ansteuerbarkeit der betroffen Anlagen zu erhalten. Mit über 30 Teilnehmern lag der Schwerpunkt auf den Netzbetreibern. Die Befragung der Netzbetreiber unterteilten wir in drei Schritte. Im ersten Schritt führten wir umfangreiche Experteninterviews und Vor-Ort Besichtigungen bei einer Auswahl von rund 5 Netzbetreibern durch. Im zweiten Schritt erarbeiten wir zwei Fragebögen zur Erfassung qualitativer und quantitativer Daten. Mit diesen erhoben wir Informationen zu folgenden Themenkomplexen: Erfahrung mit der Abregelung dezentraler Erzeugungsanlagen Verwendete Prozesse für die Abregelung Verwendete Kommunikationstechnologien Zusammenarbeit mit anderen Netzbetreibern Stand und Vorgehen bei der Umrüstung nach 6, 66 EEG Struktur der Anlagenpopulation Quantitative Daten zu Maßnahmen der Abregelung

32 26 Abschlussbericht für BMWi, / Nach der Sichtung der Fragebögen konsultierten wir einzelne Teilnehmer im dritten Schritt, um auf spezifische Aspekte im Detail eingehen zu können. Im Ergebnis befragten wir gut 30 Netzbetreiber mit einer installierten PV Leistung von knapp 21 GW. Mit rund 70 % deckt die Evaluierung einen repräsentativen Anteil der in Deutschland verbauten PV-Leistung ab. Die geographische Verteilung der Stichprobe ist in Bild 2.13 wiedergegeben. Die Auswertung der Erhebung ergab ein sehr heterogenes Bild unter den Netzbetreibern bezüglich der Umsetzung der Steuerung dezentraler Erzeugungsanlagen. Für die vergleichende Bewertung klassifizierten wir die Verteilnetzbetreiber nach zwei Kriterien. In der ersten Ebene unterscheiden sich die Netzbetreiber im Grad der Erfahrung mit dem Einspeisemanagement. In der zweiten Ebene erfolgt eine Aufteilung in drei Größenklassen, die aus der installierten Leistung der untersuchten Anlagen im jeweiligen Netzgebiet resultieren. Eine vollständige Auflistung der analysierten Verteilungen ist im Anhang A.3 aufgeführt. In der Stichprobe ist zu den meisten Gruppen eine ausreichend repräsentative Anzahl an Netzbetreibern enthalten (vgl. Tabelle 6.5). Für die Klasse der kleinen Netzbetreiber ohne regelmäßige EinsMan-Erfahrung gibt es diesbezüglich eine Einschränkung. Von den rund 850 Netzbetreibern in dieser Klassifikation wurden 8 Unternehmen befragt. Obwohl sich die getätigten Angaben zu einzelnen Aspekten bei allen Teilnehmern weitestgehend decken, ist aufgrund des geringen Umfangs der Stichprobe für diese Klasse keine Verallgemeinerung auf alle 850 Netzbetreiber möglich. In Verbindung mit den Interviews von weiteren Marktakteuren und Verbänden können die Ergebnisse für diese Klasse daher nur eine Tendenz widerspiegeln. Installierte Leistung DEA im Netzgebiet > 1 GW (große NB) 1 bis 0,1 GW (mittlere NB) < 0,1 GW (kleine NB) Regelmäßig EinsMan 32 GW 1 GW - Selten / kein Eins- Man 27 GW 10 GW 15 GW Tabelle 2.3 Verteilung der betrachteten installierten DEA Leistung nach Größe des Netzbetreibers und Erfahrung des Netzbetreibers mit der Steuerung Ergebnis der Erhebung war, dass 9 deutsche Netzbetreiber mit rund 40 % der insgesamt installierten Leistung an DEA regelmäßig Anlagen nach 11 EEG abregeln. Obwohl es sich beim Einspeisemanagement um ein regional beschränktes Phänomen handelt, ergab die Erhe-

33 / Abschlussbericht für BMWi, bung, dass der jeweils betroffene Netzbetreiber die Ansteuerung im gesamten Netzgebiet näherungsweise gleich umsetzt. In Bild 2.13 wird deutlich, dass sich die Netzbetreiber mit umfassender Erfahrung in der Steuerung von DEA bisher überwiegend im Nordosten von Deutschland befinden. Dies begründet sich mit der Konzentration von Windenergieanlagen (vgl. Bild 2.6) und den tendenziell geringeren Lasten in diesen Regionen. Einzelne Netzbetreiber dieser Region weisen bereits einen EE-Anteil von über 80 % aus. [31], [30] Die Netzbetreiber im Südwesten Deutschlands haben in der Regel kaum praktische Erfahrung mit der Steuerung von DEA. Dies ist auf die bisher fehlende Notwendigkeit zum Einspeisemanagement zurückzuführen. Eine erste Tendenz zu einem partiell erhöhten Aufkommen der Abregelung von DEA in diesen Regionen ist am Beispiel von Bayern auszumachen. Hier ist seit 2013 eine deutliche Zunahme der Einspeisemanagement-Einsätze zu verzeichnen. [Quelle: Webseite EON Bayern] Dennoch geht ein Großteil der befragten Netzbetreiber im Südwesten mittelfristig nicht von einer massiven Zunahme der Einsätze aus.

34 28 Abschlussbericht für BMWi, / Bild 2.13 Schematische Darstellung der Netzregionen der befragten Netzbetreiber sowie der Netzbetreiber mit umfangreicher Erfahrung im Einspeisemanagement zum Stand Ende 2012 Insgesamt ist die installierte Leistung der DEA auf die knapp 900 Verteilnetzbetreiber sehr ungleich verteilt. Rund 70 % der Gesamtleistung fallen bei 16 Flächennetzbetreibern mit jeweils mehr als 1 GW an installierter Leistung an. Bei den mittleren und kleinen Netzbetreibern ist in annähernd gleichen Teilen rund 12 % bzw. 17 % der Leistung verbaut. In Bild 2.14 ist am Beispiel der Photovoltaik die Verteilung der installierten Leistung auf die Anzahl der Netzbetreiber in einer differenzierten Betrachtung wiedergegeben. Dementgegen stellt die Gruppe der kleinen Netzbetreiber, insbesondere Stadtwerke, mit einer Anzahl von 850 den Großteil der Betreiber. In der weiteren Unterteilung der drei Gruppen nach dem Kriterium der

35 / Abschlussbericht für BMWi, EinsMan-Erfahrung ergibt sich, dass nahezu nur die großen Flächennetzbetreiber umfangreiche Praxiserfahrung in der Umsetzung der Steuerung von DEA besitzen. In kleinen oder mittleren Netzgebieten wurden bisher kaum oder keine EinsMan-Einsätze durchgeführt Verlauf der Leistung 80% der Gesamtleistung 90% der Gesamtleistung kumulierte installierte PV-Leistung in GW Bild 2.14 Verteilung der installierten PV-Leistung auf die Anzahl der deutschen Verteilnetzbetreiber, Quelle: Eigene Berechnung auf Basis von [energymap, BNetzA] In den nächsten Abschnitten stellen wir auf Basis der Umfrageergebnisse heraus, inwieweit eine systemtechnische Verknüpfung zwischen Anlagen- und Netzbetrieb tatsächlich umgesetzt wird und welche spezifischen Besonderheiten sich in Bezug auf die einzelnen Klassen ergeben. Darüber hinaus nehmen wir die Informationen zu den praktischen Erfahrungen der Netzbetreiber und weiterer Beteiligter mit Systemverantwortung im Umgang mit der Ansteuerung dezentraler Erzeugungsanlagen auf und fassen diese zusammen Praktische Umsetzung der Ansteuerungsprozesse Sofern bei einem Engpass (Betriebsmittelüberlastung) oder einer Bilanzstörung (Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch) durch den jeweiligen Netzbetreiber alle Maßnahmen nach 13 (1) EnWG ergriffen sowie alle nicht vorrangberechtigten Anlagen abgeregelt wurden und das Problem weiterhin bestehen bleibt, hat der Netzbetreiber die Möglichkeit, vorrangberechtigte EEG und KWK-G-Anlagen abzuregeln. Werden bei solch einer Gefähr-

36 30 Abschlussbericht für BMWi, / dung oder Störung des Stromnetzes Maßnahmen nach 13 (2) EnWG ergriffen, ist im Rahmen der Ansteuerung von DEA eine Zusammenarbeit der beteiligten Netzbetreiber erforderlich. Die Zusammenarbeit und das Verhältnis der Netzbetreiber zueinander ist im Praxisleitfaden vom BDEW und VKU [25] beschrieben. Ziel dieser Branchenvereinbarung ist es, einen reibungslosen Ablauf in zeitkritischen Gefährdungssituationen zu gewährleisten. Als ein zentrales Instrument für Abregelungsmaßnahmen nach 13 (2) EnWG gilt die operative Kaskade, die in Bild 2.15 wiedergeben ist. ÜNB Steuersignal Kommunikation VNB 1. Ebene Steuersignal Kommunikation VNB 2. Ebene Steuersignal Bild 2.15 Schematische Darstellung des Kaskadenablauf in Anlehnung an [25] Nach den Vorgaben des Praxisleitfadens [25] beginnt die operative Kaskade bei dem Netzbetreiber, dessen Netzgebiet vom Engpass oder der Bilanzstörung betroffen ist. Der betroffene Netzbetreiber bestimmt zuerst den Bedarf der abzuregelnden Menge an eingespeister Leistung und die Zeitdauer der Maßnahme für sein Netzgebiet, einschließlich aller nachgelagerten Netzebenen. Daraufhin regelt er ausgewählte Anlagen, die direkt an sein Netz angeschlossen sind, mittels Steuersignal ab. Sofern erforderlich, erfolgt eine Aufforderung an die Betreiber der nachgelagerten Netze zur weiteren Reduzierung der Einspeiseleistung. Die betroffenen Regionen bzw. Netzknoten werden in der Regel vorgegeben. Die Wahl der abzuregelnden

37 / Abschlussbericht für BMWi, Anlagen ist von dem Netzbetreiber der nächsttieferen Ebene entsprechend zu ermitteln. Unserer Erhebung zufolge verwenden die Netzbetreiber Verfahren, die insbesondere folgende Aspekte berücksichtigen: Bestimmung der für die Engpassbehebung effektivsten Netzknoten, Sensitivitätsanalyse nach BDEW-VKU Leitfaden [25] (Netzengpass) Berücksichtigung einer diskriminierungsfreien Abregelung, Aufteilungsschlüssel nach BDEW-VKU Mustervereinbarung [25] (Ungleichgewicht Systembilanz) Berücksichtigung einer volkswirtschaftlich effizienten Abregelung Berücksichtigung einer vom Netzbetreiber bestimmten Rangfolge innerhalb der vorrangberechtigten Energieträger, in Anlehnung an [12], [25] Eine detaillierte Vorgabe vom Gesetzgeber oder der Branche, mit welchen Verfahren die betroffenen Anlagen und die abzuregelnde Menge zu ermitteln sind, liegt aktuell nicht vor. Vor dem Hintergrund dieser Studie, die im Schwerpunkt Abregelungsmaßnahmen zur Einhaltung der Systembilanz untersucht, wird an dieser Stelle grundsätzlich auf die praktische Umsetzung der diskriminierungsfreien Abregelung eingegangen. In den untersuchten Fällen geht die Aufforderung stets vom Übertragungsnetzbetreiber aus. Um eine im Sinne des 13 (2) EnWG diskriminierungsfreie Abregelung zu gewährleisten, wird die abzuregelnde Menge mittels eines Schlüssels auf die Übertragungsnetzbetreiber aufgeteilt. Für jede Regelzone wird die abzuregelnde Menge wiederum auf die Verteilnetzbetreiber mit Hilfe eines Schlüssels verteilt. Die Schlüssel werden jährlich auf Basis von relevanten Netzdaten durch die Übertragungsnetzbetreiber erstellt. Die Verteilnetzbetreiber bedienen sich schließlich geeigneter rollierender Verfahren oder statistischer Tabellen, um in ihrem Netzgebiet die geforderte Energiemenge unter Berücksichtigung des Einspeiserankings (vgl. S. 35) diskriminierungsfrei abzuregeln. Im Ergebnis führt dieses Vorgehen in den betroffenen Netzgebieten zu einer flächendeckenden Leistungsreduzierung von DEA. Dementgegen resultieren Maßnahmen zur Engpassbehebung nicht in einer diskriminierungsfreien und flächendeckenden sondern in einer selektiven Abregelung von DEA. Die grundsätzlichen Abläufe innerhalb der Kaskade sind bei beiden Maßnahmen aber vergleichbar. Die Kommunikation mit anderen Netzbetreibern im Rahmen der Kaskade erfolgt je nach Netzbetreiber per Telefon, oder Fax. Sofern ein Betreiber nachgelagerter Netze die Aufforderung zur Abregelung umgesetzt hat, meldet er die umgesetzte Menge zurück. An-

38 32 Abschlussbericht für BMWi, / schließend wird vom vorgelagerten Netzbetreiber geprüft, ob die durchgeführten Maßnahmen ausreichend waren oder ggf. weitere Iterationsschritte der beschriebenen Abfolge notwendig sind. Der hier grob beschriebene Ablauf 5 spielt sich in Zeiträumen von einigen Minuten bis knapp zwei Stunden ab. Nach dem BDEW-VKU Leitfaden ist die Ausgestaltung der Kommunikationsabläufe bilateral zwischen den direkt verbundenen Netzbetreibern zu vereinbaren. Besonderheiten der Kommunikation zwischen beteiligten Akteuren auf Basis der Erhebung Obwohl alle Teilnehmer der Erhebung ein Verständnis von der Kaskade nach dem Praxis- Leitfaden vom BDEW und VKU [25] aufweisen, gestaltet sich die praktische Umsetzung bei den befragten Netzbetreibern heterogen. Wesentliche Unterscheidungen in der Ausgestaltung sind zwischen den in Abschnitt 2.3 eingeführten Kategorien auszumachen. Darüber hinaus kann es im Detail netzbetreiberspezifische Abweichungen geben. Regelmäßiges EinsMan Selten / kein EinsMan NB mit hoher EE- Leistung (EE-Leistung > 1 GW) NB mit mittlerer EE- Leistung (EE-Leistung 1 bis 0,1 GW) NB mit kleiner EE- Leistung (EE-Leistung < 0,1 GW) Sechs Kategorien von Netzbetreibern Tabelle 2.4 Einteilung der Netzbetreiber in Kategorien nach der installierten DEA Leistung im Netzgebiet und Erfahrung mit der Ansteuerung von DEA Die Verteilnetzbetreiber mit regelmäßiger EinsMan-Erfahrung zeichnen erprobte und abgestimmte Kommunikationsabläufe mit den Übertragungsnetzbetreibern bzw. vorgelagerten Netzbetreibern aus. Hierbei kommen weitestgehend standardisierte s oder stellenweise auch andere elektronische Befehls- und Informationsübertragungssysteme zum Einsatz. Zusätzlich erfolgt die Abstimmung auch per Telefon. Dementgegen ist die Kommunikation zum nachgelagerten Verteilnetzbetreiber häufig sehr rudimentär ausgebildet, meist per Telefon 5 Eine ausführliche Beschreibung der Branchenvereinbarung ist in [25] zu finden.

39 / Abschlussbericht für BMWi, oder Fax. Die Erfahrung der Befragten mit der Aufforderung von nachgelagerten Verteilnetzbetreibern ist sehr heterogen, von sehr schlecht bis gut. Gleichwohl fanden bisher kaum Aufforderungen der zweiten Ebene statt, so dass den Aussagen eine gewisse Unsicherheit zu Grunde liegt. Verteilnetzbetreiber mit mittlerer und großer EE-Leistung ohne regelmäßige EinsMan- Erfahrung gaben an, dass die Abläufe mit den Übertragungsnetzbetreibern weitestgehend abgestimmt sind und man sich an der Kaskade orientiert. Eine Aktualisierung der Rahmenverträge, die die Zusammenarbeit zwischen den Netzbetreibern beschreiben, bezüglich der Maßnahmen nach 13 (2) EnWG stand zum Zeitpunkt der Befragung nur bei Netzbetreibern in Westdeutschland aus. Die detaillierte Regelung der operativen Kaskade nach [25] ist in diesen Netzgebieten zum Zeitpunkt der Befragung nicht Bestandteil von verbindlichen Vereinbarungen. Die Kommunikation findet auf Basis bestehender Vereinbarungen überwiegend per E- Mail und Telefon statt. Über praktische Erfahrung in der Umsetzung der Kaskade im Rahmen von Maßnahmen nach 13 (2) EnWG verfügen die befragten Netzbetreiber hingegen kaum. Im Vergleich zur Klasse der Netzbetreiber mit regelmäßiger EinsMan Erfahrung fehlt ein erprobter Standardprozess. Im Vergleich zur Gruppe der Netzbetreiber mit EinsMan- Erfahrung sind den befragten Verteilnetzbetreibern durchschnittlich doppelt so viele Netzbetreiber der zweiten Ebene nachgelagert. Besonders im Süden von Deutschland zeichnet sich die Netzstruktur durch viele Stadtwerke aus. Die Kommunikation zu den nachgelagerten Verteilnetzbetreibern ist hier nur rudimentär vorhanden. Nach der Einschätzung der Netzbetreiber der ersten Ebene ist aufgrund fehlender routinierter Abläufe davon auszugehen, dass die Abläufe im Ernstfall stark von den äußeren Umständen abhängig sind und zu unvorhersehbaren sowie nicht abgestimmten Reaktionen der handelnden Personen führen. Eine tiefergehende Analyse der Abläufe ist anhand einer Befragung nicht möglich. VNB mit Angaben zur Anzahl der nachglagerten VNB Summe der nachgelagerten VNB Durchschnittliche Anzahl an nachgelagerten VNB Regelmäßiges EinsMan Selten / kein EinsMan Tabelle 2.5 Abschätzung der Anzahl der VNB der 2. Ebene

40 34 Abschlussbericht für BMWi, / Aus der Sicht der Verteilnetzbetreiber mit kleiner EE-Leistung ohne regelmäßige EinsMan- Erfahrung würde eine Aufforderung vom vorgelagerten Netzbetreiber aktuell ad-hoc per Telefon durchgeführt werden. Grundsätzlich sind den Netzbetreibern das Vorgehen bei der Kaskade und der jeweilige Ansprechpartner im vorgelagerten Netz bekannt. Aufgrund der fehlenden automatisierten Prozesse ist aber beim Ablauf der Kaskade besonders in den unteren Netzebenen mit einer Zeitverzögerung zu rechnen. Es lag zum Zeitpunkt der Befragung bei einem Großteil der Teilnehmer noch kein erneuerter Rahmenvertrag oder ein konkret abgestimmter Ablauf vor. Dies ist stellenweise auf Verzögerungen bei den Vertragsvereinbarungen zwischen VNB erster Ebene und ÜNB zurückzuführen. Erst auf Basis dieser Vereinbarungen werden die Verträge mit den VNB der zweiten Ebene ausgearbeitet. Die Netzbetreiber gingen davon aus, dass die Verhandlungen zum Ende 2013 oder Anfang 2014 abgeschlossen sind. Im Einzelfall übernehmen die VNB der ersten Ebene die Steuerung der Anlagen als Dienstleistung, Kommunikation für die eigentliche Maßnahme ist nicht notwendig. Dieses Vorgehen begründeten die Netzbetreiber mit der schlechten Erfahrung bei Aufforderungen in der Vergangenheit und dem Fehlen von dauerhaft besetzten Leitstellen. Insbesondere sehr kleine Stadtwerke sehen sich stellenweise mit massiven Herausforderungen bei den Anforderungen an die Automatisierung der Prozesse konfrontiert. Eine Besonderheit stellt das Verständnis des Signalvorrangs dar. In jedem Fall sehen die Verteilnetzbetreiber den Vorrang beim EinsMan-Signal gegenüber dem Signal zum Regelenergieabruf durch den Direktvermarkter. Dies steht im Widerspruch zu der Sichtweise der befragten Übertragungsnetzbetreiber, die das Regelenergiesignal im Vorrang sehen. Die rechtliche Ausgestaltung bleibt hier unklar. Zu den Unklarheiten beim Vorrang der verschieden Signale kommen Informationsasymmetrien zwischen Direktvermarkter und Verteilnetzbetreiber. So liegen dem VNB keine Informationen zu Maßnahmen vom DV vor. Besonderheiten der Durchführung einer Maßnahme zur Abregelung auf Basis der Erhebung Als eine Aufgabe in der Netzleittechnik wird die Ansteuerung der dezentralen Erzeugungsanlagen vom Operator in der Netzleitstelle ausgeführt. Bei allen befragten Netzbetreibern erfolgt der Befehl zur Abregelung situationsabhängig und manuell vom Operator. Seine Einschätzung basiert insbesondere auf seiner Erfahrung. Die konkrete Durchführung der Maßnahme ist in

41 / Abschlussbericht für BMWi, den jeweiligen Netzgebieten sehr verschieden und abhängig von der Häufigkeit der Einspeisemanagement-Einsätze im Netzgebiet. Netzbetreiber mit regelmäßiger EinsMan-Erfahrung verwenden in der Regel spezielle Expertentools und vordefinierte Netzregionen, die die Mitarbeiter in der Leitstelle während des EinsMan-Einsatzes unterstützen. Die Software lokalisiert die Betriebsmittelüberlastung und ermittelt Vorschläge für den Umfang sowie die Regelstufe der zu steuernden Anlagen. Die Empfehlungen berücksichtigen die bereits genannten Kriterien wie die Effektivität des Netzknotens oder die volkswirtschaftliche Effizienz. Die vordefinierten Netzregionen basieren meistens auf einer Analyse der Lastflüsse oder Effizienzberechnung und gruppieren die Anlagen in EinsMan-Regionen vor. Weiterhin liegen der Applikation oder dem Personal oft statistische Angaben der betroffenen Anlagen vor. Im Ergebnis ermöglichen die Tools und die umfangreiche Praxiserfahrung eine präzise, in der Regel umspannwerkscharfe und schnelle Abregelung. Eine vollautomatische Signalvorgabe zur Abregelung wird von den Netzbetreibern aufgrund der Komplexität der Systemführung und der hohen Verantwortung des Operators nicht angestrebt. Bei Netzbetreibern ohne regelmäßige EinsMan-Erfahrung hängt die Durchführung nahezu vollständig von der Bewertung durch das Netzführungspersonal ab. Eine softwarebasierte Unterstützung findet selten Einsatz oder befindet sich gerade in der Einführung. Nur drei, bzw. zwei von 21 befragten Netzbetreibern ohne regelmäßige EinsMan-Erfahrung gaben an, dass sie vordefinierte Netzregionen bzw. Expertentools verwenden. Besonderheiten bei der Einbeziehung verschiedener vorrangberechtigter Anlagentypen auf Basis der Erhebung Nach der Abfrage zu urteilen, orientiert sich die Branche innerhalb der nachrangig abzuregelnden Anlagentypen grundsätzlich an der Rangfolge des Praxis-Leitfadens vom BDEW und VKU [25], die in Anhang A.4 ausgeführt ist. Die vereinfachte Darstellung ergibt folgendes Einspeiseranking: Windenergie Biomasse Photovoltaik mit mehr als 100 kw KWK

42 36 Abschlussbericht für BMWi, / Laufwasserkraftwerke Photovoltaik mit bis zu 100 kw Zwischen Biomasse, PV und Wasserkraftanlagen variiert die Reihenfolge bei den befragten Netzbetreibern. Für diese Anlagentypen arbeitet die BNetzA derzeit noch an einer gesetzlichen Regelung für anerkannte Verfahren zur Ermittlung der Entschädigungszahlungen. 6 Im Rahmen von EinsMan werden unter den befragten NB bevorzugt Anlagen geregelt, die direkt am Umspannwerk oder mit FWT angeschlossen sind. In der Praxis werden mit einem durchschnittlichen Anteil von 90% meist Windenergieanlagen abgeregelt. Von den weiteren Energieträgern wird an zweiter Stelle meist Biomasse und vermehrt auch PV in das EinsMan einbezogen. Bedingt regelfähige Anlagen, wie Biogas, KWK und Laufwasserkraft, werden in einzelnen Netzgebieten mit einer abweichenden / binären Stufenregelung geregelt. Eine branchenübergreifende oder einheitliche Regelung für bedingt regelfähige Anlagen konnte in der Umfrage nicht erkannt werden Umrüstung nach 6, 66 EEG Für die eigentliche Abregelung einer dezentralen Erzeugungsanlage übermittelt der Netzbetreiber ein Steuersignal. Als Empfänger fungiert die nach 6 EEG anlagenseitig verbaute technische Einrichtung, die wiederum die Reduzierung der Einspeiseleistung steuert. Der Netzbetreiber regelt die Erzeugungsanlage demnach nur indirekt. Ob die Anlage tatsächlich die Leistung reduziert, ist von der anlagenseitig verbauten technischen Einrichtung und dem Kommunikationsweg zwischen Netzbetreiber sowie Empfänger abhängig. Die verwendeten Kommunikationstechnologien lassen sich in unidirektionale und bidirektionale unterteilen. Allgemein orientieren sich die befragten Unternehmen an den Empfehlungen aus dem FNN- Hinweis zum Einspeisemanagement [24], dem Anwendungshinweis vom BMU und BMWi zum 6 EEG [15] sowie dem Leitfaden zum Einspeisemanagement Version 1.0 der BNetzA 6 Derzeit befindet sich eine zweite Version des Leitfadens der BNetzA zum Einspeisemanagement im Konsultationsverfahren. Der Schwerpunkt dieser Version liegt vor allem auf der differenzierten Ausgestaltung anerkannter Berechnungsverfahren für die Entschädigungszahlungen. Ob und in welchem Umfang die Regelungen der BNetzA alle Energieträger im ausreichenden Maße abdecken, ist derzeit noch offen.

43 / Abschlussbericht für BMWi, [12]. Aufgrund der fehlenden technischen Standards und der Vielfalt an regelkonformen Technologien sind die verwendeten Kommunikationstechnologien sehr heterogen. Unidirektionale Kommunikationstechnologien Zu den unidirektionalen Kommunikationstechnologien zählen bewährte Techniken, welche in der Vergangenheit z. B. auch zur Ansteuerung von Nachtspeicherheizungen verwendet wurden. Zum Einsatz kommen die Tonfrequenz-Rundsteuertechnik (TFR) oder die Funkrundsteuertechnik (FRT). Bei der Tonfrequenz-Rundsteuertechnik wird das Signal dem Strom überlagert (z. B. Power Line Communication). Jeder Netzbetreiber betreibt eine eigene Infrastruktur mit Rundsteuer-Sendeanlage, welche das Signal als Rundfunk versendet. Bei der Funkrundsteuertechnik wird das Signal über eine Langwellensendeanlage versendet. Die Empfangsqualität hängt deshalb von der geographischen Lage des Empfängers und der Ausrichtung der Antenne ab. Netzbetreiber, die FRT verwenden 7, kooperieren ausschließlich mit der Europäischen Funk-Rundsteuerung GmbH (EFR), welche die Sendeanlagen zentral betreibt und den Verteilnetzbetreibern über ein zur Verfügung gestelltes Bedienterminal Zugriff gewährt. [27], [28] und [29] In jedem Fall nimmt ein Empfänger beispielsweise am Netzverknüpfungspunkt einer Erzeugungsanlage das Signal vom Netzbetreiber auf. Das am Empfänger eingehende Signal wird dann über einen Signalweg an die Steuerungstechnik der dezentralen Erzeugungsanlage übermittelt. Dort wird das Signal verarbeitet und ggf. umgesetzt. Zu beachten ist, dass die sich aus dem vorgegebenen Signal abzuleitenden Befehle von Netzbetreiber zu Netzbetreiber unterscheiden. Eine Rückmeldung über diese Technologien ist ausgeschlossen. Für eine bidirektionale Verbindung wäre eine Erweiterung mit einem fernauslesbaren Zähler oder intelligenten Messsystemen notwendig. Aufgrund des langjährigen Einsatzes dieser Technologien durch die Netzbetreiber, zeichnet sich diese vor allem durch geringe Kostenaufwendungen bei der Installation und während des Betriebs sowie durch bewährte Prozessabläufe seitens der Netzbetreiber aus. Aufgrund der 7 Auswahl an Anwender der Funk-Rundsteuerung: E.ON Bayern, E.ON Hungaria, E.ON Avacon, E.ON Hanse, E.ON Edis, EnBW, mainova, Stadtwerke Coesfeld, Stadtwerke Witten, RWE, WEMAG, Stadtwerke Sindelfingen, ESM Wendelsteinbahn, N-Ergie, Stadtwerke Schwabach, EWR

44 38 Abschlussbericht für BMWi, / fehlenden Möglichkeit zur Rückmeldung ergeben sich die wesentlichen Nachteile. Demnach ist ein Monitoring oder die Überprüfung der Funktionsfähigkeit nur über zusätzliche Hardware realisierbar. Durch die Beschränkung auf Rundfunksignale erfolgt überwiegend keine anlagenscharfe sondern eine Regionen übergreifende Ansteuerung. Bidirektionale Kommunikationstechnologien Für eine Zwei-Wege-Kommunikation wird durch die Netzbetreiber in der Regel die Fernwirktechnik (FWT) verwendet. Diese setzen die Netzbetreiber für die Fernbedienung, Fernsteuerung oder Fernwartung ihrer elektrotechnischen Betriebsmittel ein. Bei der FWT erfolgt die Signalübertragung zwischen der Netzleitstelle des Netzbetreibers und der Empfangseinheit am Netzanschlusspunkt (NAP) der dezentralen Erzeugungsanlage über eine Festverbindung, das Internet oder den Mobilfunk. Die konkrete Technologie und die verwendeten Kommunikationsprotokolle werden vom Netzbetreiber vorgegeben und beruhen auf bewährter Technik. Nach der Umfrage werden verschiedenste Technologien eingesetzt, zu nennen sind hier vor allem die NLT-Festverbindung oder GSM-GPRS für den Übertragungsweg und als Protokoll das IEC Im Vergleich zum europäischen Ausland (Italien) findet das moderne Übertragungsprotokoll IEC in Deutschland aktuell keine Verwendung ([30], [32]). Das am NAP zur Verfügung gestellte Signal wird dann über einen Signalweg an die Steuerungstechnik der dezentralen Erzeugungsanlage übermittelt. Dort wird das Signal verarbeitet und ggf. umgesetzt. Zu beachten ist, dass die sich aus dem vorgegebenen Signal abzuleitenden Befehle von Netzbetreiber zu Netzbetreiber unterscheiden. Im Gegensatz zur Rundsteuertechnik sieht die Fernwirktechnik die Möglichkeit zur Rückmeldung vor. Über die Rückmeldung können vom Netzbetreiber verschiedene Messwerte abgerufen werden. Ferner eignet sich die FWT für die bidirektionale Übermittlung weiterer Informationen, wie die gerichtete Wirk- und Blindleistung, Strom, Spannung oder Schutzmeldungen zur zeitnahen Fehlerbeseitigung. Die Qualität und Zuverlässigkeit dieser zusätzlichen Messwerte stufen die befragten Netzbetreiber aktuell als kritisch ein. Demnach ist es dem Anlagenbetreiber derzeit nicht möglich, die Qualität der Messwerterfassung zu benennen. Aufgrund der höheren Komplexität dieser Kommunikationstechnologie zeichnet sich diese vor allem durch höhere Kostenaufwendungen bei der Installation und während des Betriebs, aber auch durch eine genauere und anlagenscharfe Steuerung seitens der Netzbetreiber aus.

45 / Abschlussbericht für BMWi, Weiterhin ist die Möglichkeit gegeben, erweiterte Funktionen (z. B. Blindleistungssteuerung) zu implementieren. Besonderheiten der verwendeten Kommunikationstechnologien auf Basis der Erhebung Welche Technologie die Netzbetreiber einsetzen, ist von Unternehmen zu Unternehmen verschieden. Dennoch lassen sich folgende grundsätzliche Aussagen zum Einsatz der Technologien festhalten: In Hochspannung überwiegend Fernwirktechnik In Mittelspannung hohe Vielfalt an Technologien, abhängig von der Anlagenleistung In Niederspannung überwiegend Rundsteuertechnik Bei PV-Anlagen mit weniger als 100 kw überwiegend FRT im Einsatz, seltener TFR, im Einzelfall digitale Technologien wie GSM Verteilnetzbetreiber besitzen oft langjährige Erfahrung mit Rundsteuertechnik, dank Einsatz für andere Betriebsmittel wie Straßenbeleuchtung oder unterbrechbare Verbrauchseinrichtungen. Darüber hinaus lassen sich für die einzelnen Gruppen weitere Einschränkungen treffen. Bei den befragten Netzbetreibern mit regelmäßiger EinsMan-Erfahrung ist die Leistungsgrenze für den Einbau von Fernwirktechnik in der Mittelspannung in den letzten Jahren deutlich gesunken. Vor dem Jahr 2012 lag die Leistungsgrenze zwischen 2 und 5 MW. Mit einer Grenze von 100 kw wird die FWT seit 2012 in der Mittelspannung bei nahezu allen Anlagen verbaut. Zusätzlich lassen einige Netzbetreiber Bestandsanlagen in der Mittelspannung sukzessiv auf FWT umrüsten, um eine verlässige und stufenlose Ansteuerung zu gewährleisten. Zukünftig beschränkt sich die Rundsteuertechnik bei dem Großteil dieser Gruppe auf die Niederspannung. Nur ein befragter Verteilnetzbetreiber setzt Rundsteuertechnik für alle Spannungsebenen ein. Den Einbau und die Wartung der notwendigen Empfängertechnik übernehmen die befragten Netzbetreiber überwiegend selbst, als Dienstleister oder stellenweise auf eigene Kosten. Dieses Vorgehen beruht nach den Interviews auf den schlechten Erfahrungen in den ersten Jahren und sichert die zuverlässige Ansteuerung der Anlagen.

46 40 Abschlussbericht für BMWi, / Bei Netzbetreibern mit mittlerer und großer installierter EE-Leistung ohne regelmäßige EinsMan-Erfahrung liegt die Leistungsgrenze für den Einbau von Fernwirktechnik nach der Erhebung mit durchschnittlich 1 MW deutlich höher. Die FWT wird meist als Dienstleistung verbaut. Neben der FWT wird in dieser Gruppe sehr häufig Funkrundsteuertechnik eingesetzt. Bei einigen Unternehmen wurde FRT erstmalig im Rahmen des 6 EEG eingeführt. Die Steuerung seitens des Netzbetreibers ist dann entweder in die Leittechnik integriert oder über eine externe Bedienstation von EFR abzuwickeln. Sofern nur TFR als Rundsteuertechnik Verwendung fand, basierte die Entscheidung auf der bereits vorhandenen Erfahrung mit dieser Technologie. Die Verantwortung für den Einbau und die Wartung der anlagenseitigen Rundsteuertechnik übernimmt in dieser Gruppe überwiegend der Anlagenbetreiber. Nach dem erfolgreichen Einbau dient das Übergabeprotokoll vom externen Installateur als Nachweis für den korrekten Einbau. Nur in Ausnahmen führt direkt der Netzbetreiber den Einbau und die Prüfung bei Inbetriebnahme durch. Eine Überprüfung bei Betrieb der Anlage findet aufgrund der fehlenden Durchführung von Maßnahmen zur Abregelung und eines gesetzlichen Rahmens für geeignete Testverfahren allgemein nicht statt. Unabhängig davon haben einzelne Flächennetzbetreiber ohne regelmäßige EinsMan-Erfahrung vor oder im Rahmen der Befragung mit der stichprobenartigen Überprüfung der Ansteuerbarkeit der FRT begonnen. Die Ergebnisse und der Umfang der ersten Stichproben sind sehr heterogen. Die Abschätzung der tatsächlich nicht ansteuerbaren Anlagen mit FRT schwankte von 40% bis 90%. Eine quantitative Abschätzung ist auf Basis der Stichproben und Interviews nur eingeschränkt möglich. Nach den Aussagen der Netzbetreiber beruhen die meisten Fehler bei der Ansteuerung durch den Netzbetreiber auf der mangelnden Qualität der Installation der Empfänger. Empfangsprobleme oder eine nachträgliche Deaktivierung durch den Anlagenbetreiber sind sehr selten vorgekommen. Eine Befragung des Unternehmens EFR führte zu vergleichbaren Aussagen. Unter den befragten Netzbetreibern mit kleiner installierter EE-Leistung ohne regelmäßige EinsMan-Erfahrung befanden sich vorwiegend Stadtwerke. Die Hälfte der interviewten Unternehmen verwendet sowohl Fernwirktechnik als auch Rundsteuertechnik. FWT ließen die Netzbetreiber immer ab 100 kw verbauen. Diese Grenze liegt deutlich niedriger als in Netzgebieten mit einer größeren Menge an installierter Leistung von DEA. Sofern ausschließlich Rundsteuertechnik zum Einsatz kommt, begründeten die Stadtwerke dies mit der guten Erfahrung mit der Rundsteuertechnik in der Steuerung anderer Betriebsmittel, wie Straßenbeleuchtung oder Nachtspeicherheizungen. In Einzelfällen testen die Stadtwerke auch den Einsatz von GSM im Rahmen der Einführung von Smart-Metering.

47 / Abschlussbericht für BMWi, Der Einbau der Rundsteuertechnik erfolgt meist über externe Installateure, seltener direkt durch den Netzbetreiber. Auf Basis der Erhebung ist in Abgrenzung zu den mittleren bis großen Netzbetreibern ohne regelmäßige EinsMan-Erfahrung von einer intensiveren Betreuung des Installateurs und Prüfung des Einbaus je Anlage auszugehen. So weisen die befragten Stadtwerke eine hohe Informationsdichte zu Problemen beim Einbau und Testen des Empfängers auf. Ferner liegen die Aufwendungen für die Kommunikation mit dem Installateur und Anlagenbetreiber im Verhältnis zur Anlagenzahl tendenziell höher. Das hohe Betreuungsverhältnis ist mutmaßlich auf die niedrige Anzahl an umzurüstenden PV-Anlagen zurückzuführen. Im Vergleich zu den großen NB liegt die betroffene Anlagenanzahl bei den Stadtwerken um den Faktor von bis zu 100 niedriger. Neben der anlagenseitigen Kommunikationseinrichtung ist bei allen befragten Netzbetreibern, mit Ausnahme von einem, die Infrastruktur zur Ansteuerung durch den Netzbetreiber bereits einsatzfähig. In dem einen Fall war die notwendige Hard- und Software bereits in der Leittechnik implementiert, aber die Lizenz für die Tonfrequenz noch nicht genehmigt. Stand der Umrüstung nach 6, 66 EEG Nach den Angaben der Netzbetreiber waren zum Zeitpunkt der Erhebung nahezu alle Erzeugungsanlagen größer 100 kw nach 6 EEG anlagenseitig steuerbar. Vor allem seit der Veröffentlichung des Anwendungshinweises von den Ministerien und dem Leitfaden der BNetzA erfolgte die Umrüstung durch die Anlagenbetreiber mit einer deutlich höheren Akzeptanz. Nur bei zwei Unternehmen war die Umrüstung von weniger als 100 Anlagen noch ausstehend. Eine weitere Einschränkung betrifft nach Aussage der befragten Experten die KWK-G geförderten Anlagen. Aufgrund der fehlenden Übergangsbestimmen für KWK-G geförderte Anlagen im 66 EEG besteht derzeit eine rechtliche Unsicherheit, ob eine Nachrüstungspflicht nach 6 EEG auch für KWK-G geförderte Bestandsanlagen mit einem Inbetriebnahmedatum vor dem besteht. Weitere rechtliche Unsicherheiten bestehen bezüglich der Frage, ob Blockheizkraftwerke, deren Betrieb für die Aufrechterhaltung von nachgelagerten Industrieprozessen notwendig ist, in das Einspeisemanagement einbezogen werden müssen. Diese zwei offenen Fragestellungen führen zu Unsicherheiten bei den Verteilnetzbetreibern und Anlagenbetreibern. Nach Ansicht der BNetzA [17], fallen diese Anlagen in die Umrüstungspflicht. Eine offizielle Stellungnahme oder eine Klärung vor Gericht ist derzeit noch ausstehend. Die bestehende Rechtsunsicherheit spiegelt sich in einer heterogenen Ausgestaltung der Einbindung von KWK-Anlagen wider, insbesondere bei jenen mit einem Inbe-

48 42 Abschlussbericht für BMWi, / triebnahmedatum vor dem In den Interviews wurden folgende drei Vorgehensweisen für die Umrüstung von KWK-G geförderten Anlagen genannt: Weitestgehende Umrüstung der KWK-Anlagen Bestandsanlagen, die vor dem angeschlossen wurden, werden in die Umrüstung nicht einbezogen Anlagenbetreiber besitzen ein Wahlrecht zur Umrüstung, sofern die Anlage vor dem in Betrieb gegangen ist Nach den Interviews ist davon auszugehen, dass nahezu alle KWK-Anlagen in der Hochspannung mittels technischer Einrichtung oder einer betrieblichen Vereinbarung ansteuerbar sind. Nach der Erhebung sind KWK-G geförderte Anlagen in der Mittelspannung und Niederspannung und mit mehr als 100 kwel im Mittel zu rund 50 % mit einer technischen Einrichtung zur Ansteuerung ausgestattet. Ferner seien Industrieanlagen mit mindestens einigen hundert kwel betrieblich, meist per Telefon, jederzeit ansteuerbar. Die Unsicherheit bezüglich der anlagenseitig ansteuerbaren KWK-Anlagen liegt demnach bei bis zu 1,5 GW. Für PV-Anlagen in dem Segment von 30 bis 100 kw geht die Mehrheit der befragten Netzbetreiber aufgrund ihrer Erfahrung mit den letzten Umrüstungsprogrammen davon aus, dass die Frist vom nicht gehalten werden kann und wahrscheinlich um einige Monate überzogen wird. Zum Stand der Befragung (Mitte 2013) sind alle betroffenen Anlagenbetreiber bereits angeschrieben worden oder sollten zeitnah kontaktiert werden. Nach den Aussagen der Verteilnetzbetreiber reagieren in der Regel 50 % der Anlagenbetreiber nicht auf das erste Anschreiben mit Aufforderung zur Umrüstung. Bis zum Abschluss der Nachrüstung sind meist mehrere Kontakte mit dem Anlagenbetreiber und dem Installateur notwendig. Des Weiteren merkten viele Unternehmen an, dass es bei der letzten Umrüstungswelle aufgrund eines Engpasses zu Lieferverzögerung von wenigen Wochen bei den Empfängergeräten der FRT kam und dies auch für die aktuell laufende Umrüstungswelle nicht auszuschließen ist. Nach der Erfahrung der Netzbetreiber ist der administrative und kommunikative Aufwand gegenüber dem Anlagenbetreiber in den letzten Jahren kontinuierlich und signifikant angestiegen.

49 / Abschlussbericht für BMWi, Besonderheiten bei der Ansteuerung durch Direktvermarkter Die befragten Direktvermarkter gaben an, dass Fernzugriff und Ansteuerbarkeit der Anlage mittels einer eigenen Kommunikationseinrichtung realisiert werden. Bei nahezu allen befragten Verteilnetzbetreibern dürfen Direktvermarkter nicht auf die Steuerungstechnik, für die Abregelung, in der Anlage zugreifen. Nur zwei Unternehmen bieten einen eingeschränkten Zugriff auf die technische Einrichtung als Dienstleistung an Aktuelle Herausforderungen bei der Realisierung der Ansteuerbarkeit von dezentralen Erzeugungsanlagen Auf Basis der Branchenumfrage lassen sich wesentliche Herausforderungen für die praktische Umsetzung der Ansteuerungsprozesse und die Umrüstung nach 6, 66 EEG ableiten. Praktische Umsetzung der Ansteuerungsprozesse: Mangelnde Erfahrung der Netzbetreiber ohne regelmäßige EinsMan-Einsätze bei der tatsächlichen Ansteuerung von DEA und mit dem operativen Ablauf der Kaskade Unklarheiten bei Unterscheidung 8 zwischen lokalen Netzengpässen im Verteilnetz ( 11 EEG i.v.m. 14 (1) i.v.m. 13 (2) EnWG), globalen Netzengpässen im Übertragungsnetz ( 13 (2) EnWG i.v.m. 11 EEG) und Bilanzstörungen ( 13 (2) EnWG), insbesondere bei Anlagenbetreibern und Verteilnetzbetreibern ohne regelmäßige Maßnahmen zur Abregelung von DEA Erfahrung mit der Abregelung der DEA regional stark verschieden, mittelfristig keine Angleichung zu erwarten Hohe Aufwendungen bei administrativen Abläufen zur Abregelung von Anlagen kleiner Leistungsklassen, insbesondere bei entschädigungspflichtigen Maßnahmen nach 11 EEG Große und einfach zu regelnde Anlagen bzw. Anlagentypen werden in der Abregelung tendenziell bevorzugt 8 Eine vollständige Zuordnung zwischen der technischen Ursache (Netzengpass, Systembilanz, Wartungsarbeiten) und der rechtlichen Grundlage ist bisher nicht vorgegeben.

50 44 Abschlussbericht für BMWi, / Verteilnetzbetreiber sehen Rechtsunsicherheiten bei der Abregelung von wärmegeführten BHKWs Hohe Intransparenz bei der Durchführung und der Veröffentlichung von Maßnahmen zur Abregelung von DEA o Netzbetreiber haben keine Information über Maßnahmen in anderen Netzgebieten o Hohe Ineffizienzen und Transaktionskosten bei dem technischen und administrativen Ablauf der entschädigungspflichtigen Maßnahmen, insbesondere bei Maßnahmen nach 13 (2) EnWG i.v.m. 11 EEG Die Rangfolge innerhalb der vorrangberechtigten Erzeuger ist zwischen den Netzbetreibern verschieden ausgestaltet Verteil- und Übertragungsnetzbetreiber geben gegensätzliche Rangfolge zwischen Eins- Man-Signal und Signal zum Regelenergieabruf vor Mit Ausnahme von Wind fehlt ein klarer regulatorischer Rahmen für die Ermittlungsverfahren der Entschädigungszahlungen weiterer Energieträger Umrüstung nach 6, 66 EEG Stellenweise mangelhafte Qualität der Installation der Kommunikationseinrichtung, insbesondere in Netzgebieten ohne regelmäßige EinsMan-Einsätze Fehlender regulatorischer Rahmen für geeignete Prüfung der tatsächlichen Ansteuerbarkeit o ausreichende / intensive Prüfung bleibt in Netzgebieten mit einer hohen installierten Leistung an DEA und ohne regelmäßige EinsMan-Einsätze in der Regel aus o Prüfung beschränkt sich in diesen Netzgebieten auf den Nachweis des Nachrüstungsprotokolls vom Installateur Fehlende quantitative Erfassung der tatsächlichen Ansteuerbarkeit von dezentralen Erzeugungsanlagen durch Netzbetreiber Stark eingeschränkte Testmöglichkeiten der PV < 100 kw aufgrund der fehlenden Istwert- Übertragung

51 / Abschlussbericht für BMWi, Überschreitung der Frist der Umrüstung nach 6, 66 EEG zum sehr wahrscheinlich Obwohl der Gesetzgeber den Anlagenbetreiber zum Einbau der technischen Einrichtung verpflichtet, zeigt sich in der Praxis, dass vor allem in Netzgebieten mit regelmäßigen EinsMan-Einsätzen der Einbau durch den Netzbetreiber durchgeführt wird. Die NB ohne EinsMan Erfahrung und mit einer Vielzahl an Anlagen beschränken sich dementgegen auf die gesetzliche Pflicht zur Umrüstung durch den Anlagenbetreiber. Akzeptanz der Anlagenbetreiber für Umrüstung gering o Signifikanter Anstieg der Aufwendungen für Kommunikation mit Anlagenbetreibern o Stellungnahmen der Branche und Normungsgremien werden von Anlagenbetreiber stellenweise in Frage gestellt, erst die Hinweise der Ministerien und Stellungnahmen der BNetzA verbesserten die Akzeptanz Stellenweise treten bei der Funkrundsteuertechnik Empfangsprobleme auf, Ausprägung von geographischer Lage und Ausrichtung der Antenne abhängig Hohe Transaktionskosten für Hersteller und Anlagenbetreiber aufgrund der Vielzahl an technologischen Ausprägungen, fehlende Standards bei den Kommunikationstechnologien und Signalvorgaben 2.4 Kategorisierung und Abschätzung der an- und nicht ansteuerbaren Anlagenpopulation Auf Basis der Analyse der regulatorischen Rahmenbedingungen lassen sich folgende Kategorien der Ansteuerbarkeit ableiten: Messbar und steuerbar: Die dezentrale Erzeugungsanlage ist anlagenseitig mit einer technischen Einrichtung zur Ansteuerung und dem Abruf der Ist-Einspeisung durch den Netzbetreiber ausgestattet. Steuerbar: Die dezentrale Erzeugungsanlage ist anlagenseitig mit einer technischen Einrichtung zur Ansteuerung durch den Netzbetreiber ausgestattet. Eine Rückmeldung der Ist- Einspeisung ist nicht möglich.

52 46 Abschlussbericht für BMWi, / Nicht ansteuerbar: Die dezentrale Erzeugungsanlage ist nach aktuellem Stand anlagenseitig nicht ansteuerbar. Bei den Anlagen mit höchstens 30 kw und einem Wahlrecht nach 6 EEG entscheiden sich nach den Aussagen der Netzbetreiber derzeit rund 70% der Anlagenbetreiber für den Einbau einer technischen Einrichtung zur ferngesteuerten Leistungsreduktion. Diese Anlagen sind somit der Kategorie steuerbar zuzuordnen. Den anderen 30% wird die dauerhafte Leistungsreduktion entsprechend einkalkuliert. In Bild 2.16 ist die kategorisierte Anlagenpopulation nach ihrer Ansteuerbarkeit dargestellt. Die Werte basieren auf den gesetzlichen Vorgaben, berücksichtigen etwaige Umrüstungsprogramme mit einer Frist bis zum und die Verteilung der Varianten bei einem Wahlrecht nach 6 EEG. Sie spiegelt somit eine Maximalabschätzung des anlagenseitig steuerbaren Anlagenbestands wieder. messbar und steuerbar steuerbar nicht steuerbar 65,1 GW nach 6 EEG 16,5 GW Bild 2.16 Darstellung der kategorisierten Anlagenpopulation nach ihrer anlagenseitigen Ansteuerbarkeit, Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage von [1], [2] und, Stand: Den gegenwärtig tatsächlich durch die Netzbetreiber ansteuerbaren Anlagenbestand ermittelten wir in einem zweiten Schritt. In den Fragebögen zur quantitativen Erfassung fragten wir die anlagenseitig steuerbar und die durch den Netzbetreiber steuerbare Leistung je Energieträger ab. Die Auswertung dieser Daten hat ergeben, dass der Großteil der Anlagen mit einer technischen Einrichtung auch durch den Netzbetreiber steuerbar ist. Dies steht im Widerspruch zu der Einschätzung im Rahmen der Telefoninterviews und den Ergebnissen der stichprobenartigen Überprüfung der Steuerbarkeit in einzelnen Netzgebieten. Der Widerspruch ergibt sich aus dem derzeitigen Rechtsrahmen und Vorgehen der meisten Netzbetreiber. Demnach ist formal davon auszugehen, dass die Erzeugungsanlage durch den Netzbetreiber ansteuerbar ist, sofern ein ordnungsgemäßes Nachrüstungsprotokoll für den Einbau des

53 Kaum / selten EinsMan Regelmäßig EinsMan / Abschlussbericht für BMWi, EinsMan-Empfängers vorliegt. Nach bestem Wissen beantworteten die Teilnehmer dementsprechend den Fragebogen. Da den Netzbetreibern somit derzeit keine validen quantitativen Informationen zur tatsächlichen Ansteuerbarkeit vorliegen, basiert die Abschätzung im Wesentlichen auf den Experteninterviews, Erfahrungswerten der Branche und einzelnen Stichproben. In den Interviews hat sich herausgestellt, dass die Netzbetreiber sehr verschiedene Erfahrungen mit der Ansteuerung von DEA gesammelt haben. Für die weitere Abschätzung dient somit die spezifische Erfahrung in einem Netzgebiet als Maß für die Zuverlässigkeit der tatsächlichen Ansteuerung der DEA. Klassifizierung der Netzbetreiber Auf Grundlage der Erhebung und der Klassifizierung der Netzbetreiber in Abschnitt 2.3 teilen wir die Netzbetreiber in drei Gruppen mit folgenden Eigenschaften: Gruppe 1: In der Regel umfassende Erfahrung mit der Steuerung nach 11 EEG Gruppe 2: In der Regel intensive Betreuung des Installateurs und Prüfung des Einbaus / Keine regelmäßige Anwendung der Steuerung Gruppe 3: In der Regel keine Erfahrung mit der Steuerung nach 11 EEG Erfahrung EinsMan Gruppe 1 Gruppe 2 Gruppe 3 0,1 GW > 0,1 GW Installierte Leistung DEA Bild 2.17 Klassifizierung nach dem Kriterium der EinsMan-Erfahrung und der installierten Leistung an DEA im jeweiligen Netzgebiet

54 48 Abschlussbericht für BMWi, / Nach den Ergebnissen der Interviews treffen wir folgende Annahmen für die Zuverlässigkeit der Abregelung von DEA in den Netzgebieten der Netzbetreiber der jeweiligen Gruppe: Leistungsklasse Anlagentyp Gruppe 1 Gruppe 2 Gruppe 3 x > kw DEA 100% 100% 100% 100 kw < x kw PV 100% 100% 70% 100 kw < x kw Wind 100% 100% 70% 100 kw < x kw Weitere DEA 100% 90% 70% x 100 kw PV 90% 90% 70% Tabelle 2.6 Annahmen zur Zuverlässigkeit der anlagenseitig steuerbaren DEA auf Basis der Branchenabfrage Aufgrund der Erfahrung der Gruppe 1 mit dem Einspeisemanagement nach 11 EEG und den geführten Interviews nehmen wir an, dass die Anlagen zu nahezu 100% durch den Verteilnetzbetreiber steuerbar sind. Für die Gruppe 2 gehen wir auch von einer relativ hohen Zuverlässigkeit aus. Die Interviews haben gezeigt, dass in dieser Gruppe sehr häufig bidirektionale Kommunikationstechnik zum Einsatz kommt und die Betreuung der Installateure sowie Anlagenbetreiber beim Einbau von Rundsteuerempfängern aufgrund der geringen Anlagenzahl relativ hoch ist. In der Gruppe 3 ist bei Anlagen mit bidirektionaler Kommunikationstechnik von einer sehr hohen Zuverlässigkeit der Ansteuerung auszugehen. Die Grenze für den Einsatz lag meist bei 1 MW. Für die weiteren Leistungsklassen in dieser Gruppe nehmen wir eine Zuverlässigkeit von 70% an. Dieser Wert basiert auf der Summe der geführten Interviews. Die Einschätzungen der befragten Unternehmen in dieser Gruppe variieren sehr stark von 40 bis 90%. Abschätzung der tatsächlich steuerbaren Anlagenleistung im Jahr 2012 Aus der Zuordnung zwischen Erzeugungseinheit und Netzgebiet ermitteln wir anhand der Annahmen der jeweiligen Gruppen die Abschätzung der tatsächlich steuerbaren Anlagenpopulation zum Stand Ende In Bild 2.18 ist diese der anlagenseitig steuerbaren Anlagenpopulation gegenübergestellt.

55 / Abschlussbericht für BMWi, % 75% 50% 25% 0% 65,1 GW 62,8 GW 16,5 GW 19,4 GW Anlagenseitig steuerbar nach 6 EEG Tatsächlich steuerbar messbar und steuerbar steuerbar nicht steuerbar Bild 2.18 Gegenüberstellung der tatsächlich steuerbaren Anlagenleistung zur anlagenseitig steuerbaren Anlagenleistung, Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage von [1], [2] und [3], Stand: Insgesamt sind unter den getroffenen Annahmen rund 20 GW oder 25% der untersuchten dezentralen Erzeugungsleistung nicht steuerbar. Der Großteil der DEA ist demnach durch die Netzbetreiber steuerbar. Bei dem hohen Anteil an steuerbaren Anlagen sind zwei Besonderheiten der Anlagenstruktur zu berücksichtigen. Die Summenleistung der Anlagen mit einer Leistungsklasse von mehr als 1 MW, wo von eine hohen Zuverlässigkeit der Abregelung anzunehmen ist, entspricht rund 60% der untersuchten Gesamtpopulation. Ferner ist 40% der Anlagenleistung in Netzgebieten mit regelmäßigen EinsMan-Einsätzen verbaut. Die weitere Auswertung zeigt, dass sich die nicht steuerbare Anlagenleistung sehr heterogen auf die Energieträger verteilt (Vgl. Bild 2.19). In der Photovoltaik liegt Ende 2012 der Anteil bei rund 54%. Für die weiteren Energieträger ist der Anteil der nicht steuerbaren dezentralen Erzeugungsanlagen sehr gering und die installierte Leistung beträgt in der Summe rund 2 GW. Stromerzeugungsanlagen, die nur steuerbar sind und keine Messwerte der Ist-Einspeisung zurückmelden, beschränken sich auf die Photovoltaik. Mit knapp 2 GW ist deren Anteil an der Gesamtpopulation Ende 2012 sehr gering.

56 50 Abschlussbericht für BMWi, / Photovoltaik Windenergie Biomasse Sonstige EEG- Anlagen KWK nicht steuerbar steuerbar messbar und steuerbar Leistung in GW Bild 2.19 Verteilung der Steuerbarkeit nach Energieträger, Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage von [1], [2] und [3], Stand: In Bild 2.20 ist die Verteilung der Steuerbarkeit nach Netzregionen dargestellt. Die untersuchten Regionen sind in die vier deutschen Regelzonen unterteilt. Die Regelzone von TenneT TSO GmbH ist aufgrund der spezifischen Struktur zusätzlich in eine Nord- und Südregion untergliedert. TenneT Süd entspricht weitestgehend dem entsprechenden Netzgebiet von TenneT in Bayern. Die zwei Regionen unterscheiden sich in Ihrer Struktur in der Art, dass im Norden überwiegend Windenergieanlagen verbaut sind und die Verteilnetzbetreiber regelmäßige Erfahrung mit EinsMan-Einsätzen haben. Der Süden besitzt vor allem einen hohen Anteil an Photovoltaik und die Netzbetreiber haben bis Ende 2012 kaum oder keine Erfahrung mit dem Einspeisemanagement gesammelt.

57 / Abschlussbericht für BMWi, Hertz Amprion TenneT Nord TennetT Süd TransnetBW nicht steuerbar steuerbar messbar und steuerbar Leistung in GW Bild 2.20 Verteilung der Steuerbarkeit nach Region, Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage von [1], [2] und [3], Stand: Die nicht steuerbare Anlagenpopulation verteilt sich in Deutschland stark heterogen. In der Regelzone von 50Hertz sind rund 6% der dezentralen Anlagenleistung nicht durch den Netzbetreiber steuerbar. In den südlichen Regionen TenneT Süd und TransnetBW ist der Anteil mit knapp 50% um ein Vielfaches höher. Ferner haben die Netzbetreiber in Nord- und Süddeutschland mit bis zu 54 GW Zugriff auf eine große Menge an steuerbarer dezentraler Anlagenleistung. Dies entspricht ungefähr dem Fünffachen an steuerbaren Anlagenleistung in Süddeutschland.

58 52 Abschlussbericht für BMWi, / 50Hertz Amprion TenneT Nord TennetT Süd TransnetBW 0% 50% 100% Anteil an der installierten PV Leistung nicht steuerbar mindestens steuerbar Bild 2.21 Abschätzung der Verteilung der Steuerbarkeit der PV-Anlagenleistung nach Region, Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage von [1], [2] und [3], Stand: Für eine differenziertere Betrachtung der PV, die den Großteil der nicht steuerbaren Anlagenleistung stellt, ist in Bild 2.21 die regionale Verteilung der Steuerbarkeit der PV wiedergegeben. Mit Ausnahme der 50Hertz Regelzone liegt der Anteil der tatsächlich nicht steuerbaren Anlagen bei bis zu 70%. Zusammengefasst hat die Analyse ergeben, dass die Netzregionen im Süden absolut und in Relation zur installierten Leistung derzeit über eine sehr geringe Leistung an regelfähigen DEA verfügen. Ferner haben die Netzbetreiber im Süden derzeit kaum Erfahrung in der Abregelung von DEA. In Norddeutschland ist der Anteil an steuerbaren Anlagen signifikant höher. Große Erfahrung mit der Steuerung von DEA besitzen vor allem Netzbetreiber in Nord- und Ostdeutschland. Dementgegen haben Netzbetreiber in Westdeutschland kaum Erfahrung mit Maßnahmen zur Abregelung von DEA. Tendenziell liegt die Leistung an nicht durch den Netzbetreiber steuerbaren Anlagen in Gebieten ohne EinsMan-Erfahrung deutlich höher.

59 / Abschlussbericht für BMWi, Zukünftige Entwicklung deransteuerbarkeit von dezentralen Erzeugungsanlagen bis 2016 In diesem Abschnitt führen wir eine Abschätzung des künftigen ansteuerbaren sowie des nicht ansteuerbaren Bestandes dezentraler Erzeugungsanlagen bis zum Jahr 2016 durch. Auf Basis der Branchenabfrage erstellen wir ein realistisches Szenario für die Entwicklung der Erzeugungskapazitäten und der Steuerbarkeit dezentraler Erzeugungsanlagen. Vor dem Hintergrund des aufgestellten Szenarios identifizieren wir Abstimmungsbedarf und Optimierungspotentiale hinsichtlich der Ansteuerung von DEA. In dieser Analyse zeigen wir Tendenzen und Empfehlungen für die zukünftige Ausgestaltung des regulatorischen Rahmens auf. 3.1 Abschätzung der zukünftigen Entwicklung der Anlagenpopulation bis 2016 Zur Ableitung der zukünftig ansteuerbaren sowie nicht ansteuerbaren dezentralen Erzeugungsanlagen erstellen wir in der nächsten Projektphase eine Abschätzung der Entwicklung der Anlagenpopulation bis Der Schwerpunkt liegt auf der Darstellung eines realistischen Szenarios, aufbauend auf den Markterwartungen. Die Aufstellung verschiedener Entwicklungspfade oder Sensitivitätsanalysen sind nicht Gegenstand der Untersuchung. Als Grundlage des aufgezeigten Szenarios dienen Entwicklungslinien seitens der Netzwirtschaft, Studien zur Branchenentwicklung und Experteninterviews mit relevanten Marktteilnehmern. Prognose seitens der Übertragungsnetzbetreiber Jährlich veröffentlichen die deutschen Übertragungsnetzbetreiber die EEG- Mittelfristprognose [33] und [34] zur Darstellung der Entwicklung der EEG-Umlage in den jeweils nächsten Jahren. Im Rahmen dieser Prognose erfolgt eine realistische Abschätzung des Zubaus der durch das EEG geförderten dezentralen Erzeugungsanlagen für die folgenden 5 Kalenderjahre. In der Bild 3.1 ist die von der Netzwirtschaft erwartete Entwicklung wiedergegeben.

60 installierte Leistung in GW 54 Abschlussbericht für BMWi, / PV <= 30 kw PV <= 100 kw PV > 100 kw Windenergie Biomasse Sonstige EEG-Anlagen KWK Jahr Bild 3.1 Darstellung der Mittelfristprognose der installierten Leistung der EEG- Energieträger der deutschen Übertragungsnetzbetreiber, Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage von [33] und [34] und von Experteninterviews Für die Photovoltaik prognostizieren die Netzbetreiber einen weiter starken Zubau bis zum Jahr In diesem Jahr wird voraussichtlich die Grenze von 52 GW erreicht, über welche hinaus Neuanlagen keinen Anspruch auf Förderung durch das EEG erhalten. Das Szenario der Übertragungsnetzbetreiber liegt somit über dem im EEG 2012 vom Gesetzgeber festgelegtem Zielkorridor von 2,5 bis 3,5 GW. Beim Eintreten des prognostizierten Zubaus von über 6,5 GW pro Jahr, liegt die vorgesehene zubauabhängige Degression bei rund 26 % pro Jahr. Nach 2015 gehen die Netzbetreiber von einem vergleichsweise geringen Zubau von 0,5 GW pro Jahr aus. In 2016 würde der Anteil der installierten Leistung der Photovoltaikanlagen somit bei rund 50 % der Gesamtleistung der EEG-Anlagen liegen. Als entscheidende Faktoren bei der Entwicklung werden die Entwicklung der Kosten für Photovoltaikanlagen und des Anteils des Eigenverbrauchs genannt. Die differenzierte Betrachtung der Entwicklung der verschiedenen Leistungsklassen der Photovoltaik in Tabelle 3.1 basiert auf Interviews mit Verbänden und Herstellern. Nach Aussagen der Experten konzentriert sich der Zubau der PV- Anlagen auf die Segmente der Klein- (unter 30 kw) und im verminderten Umfang der Großanlagen (über 100 kw). Für den Leistungszuwachs der Freiflächenanlagen (über 1 MW) und Anlagen im mittleren Leistungsbereich (30 bis 100 kw) seien sehr geringe Raten anzunehmen.

61 / Abschlussbericht für BMWi, Installierte PV-Leistung in GW pro Jahr Leistungsklasse x 30 kw kw < x 100 kw x > 100 kw Tabelle 3.1 Prognose der installierten PV-Leistung bis zum Jahr 2016, Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage von [33] und [34] und von Experteninterviews Grundsätzlich ist eine Prognose der zukünftigen PV-Entwicklung mit zahlreichen Unsicherheiten behaftet. Für den mittelfristen Zeitraum schätzen die befragten Experten jedoch die Wahrscheinlichkeit, dass die 52 GW Grenze erreicht wird, als sehr hoch ein. Für die grundlegende Beantwortung der Fragestellungen dieser Studie ist es weiterhin zweitrangig, ob sich die prognostizierte Netzsituation für das Jahr 2016 oder beispielsweise erst in 2017 ergibt. Ein Abgleich mit der im Rahmen der Untersuchung abzeichnenden tatsächlichen Entwicklung der PV im Jahr 2013 liegt deshalb nicht im Fokus der Studie und wird ergänzend in Anhang A.5 dargestellt. Für Windenergieanlagen wurde für 2016 von einer installierten Leistung von rund 43 GW ausgegangen. Dies würde einem Anteil von 40 % an der in Deutschland installierten Leistung an EEG-Anlagen entsprechen. Es wird angenommen, dass mit 6 GW rund die Hälfte des Zubaus bis 2016 auf offshore-anlagen entfällt. Für den Zubau auf Land ist die Entwicklung von Repowering-Maßnahmen und der Flächennutzungspläne maßgeblich. Die Abschätzung des Zubaus von offshore-anlagen ist mit deutlich größeren Unsicherheiten behaftet. Als maßgebliches Kriterium für den weiteren Zubau wird hierbei die Entwicklung der Projektplanung und ausführung gesehen. Für Biomasse ist nach der Mittelfristprognose bis 2016 mit einem im Vergleich zu den letzten Jahren verringerten Zubau zu rechnen. Bis 2016 wird von einem Ausbau auf 7,2 GW ausgegangen. Im Wesentlichen basiert diese Abschätzung auf der Anpassung der Förderung für Anlagen mit Biogas und flüssigen Biobrennstoffen im Rahmen der Novellierung des EEG im Jahr 2012 sowie die bereits zu großen Teilen erschlossenen Brennstoffpotenziale für feste Biomasse.

62 56 Abschlussbericht für BMWi, / Der Zubau der sonstigen EEG-Anlagen stagniert nahezu, und deren installierte Leistung liegt bei einem prognostizierten Anteil von rund 2 %. Die Entwicklung der KWK-G-geförderten Anlagen ist in der Mittelfristprognose der Übertragungsnetzbetreiber nicht abgebildet. Für diese Anlagentypen haben wir in Anlehnung an Studie von Prognos zur Förderung der KWK [35] einen jährlichen Zubau von 1,7% angenommen. Weitergehende Annahmen zur Entwicklung der weiteren Erzeugungsanlagen und Lasten werden vertiefend im Kapitel 4 im Zusammenhang mit der Analyse der Systembilanz abgehandelt. 3.2 Regulatorische Weiterentwicklung der Einbeziehung dezentraler Erzeuger in die Systemsteuerung Aufbauend auf der bisherigen Entwicklung (Vgl. Abschnitt 2.2) und den Interviews sind zu den folgenden fünf Themen mittelfristig eine weitere regulatorische Ausgestaltung sowie weitere Festlegungen von Standards zu erwarten: Weiterführende Klärung der Verfahren zur Ermittlung der Entschädigungszahlung für weitere Energieträger mittels des Leitfadens zum EEG-Einspeisemanagement Version 2.0 der BNetzA (befindet sich aktuell in der Konsultation) Klärung der Spezifikation von Kommunikationstechnologien nach 21 d EnWG (befindet sich in der Entwicklung) Festlegung einer Abschaltrangfolge vorrangberechtigter Anlagen (Status offen) Berücksichtigung der technischen Spezifikationen zur Steuerbarkeit in den anstehenden Normierungsprozessen (teilweise in Bearbeitung) Entwicklung eines einheitlichen Verständnisses der Anforderungen an ein Energieinformationsnetz (in Bearbeitung) EEG-Einspeisemanagement Version 2.0 Die Vorgabe der Verfahren für die Ermittlung der Entschädigungszahlungen seitens der BNetzA beschränkt sich bisher auf Windenergieanlagen. Mit der zunehmenden Einbeziehung weiterer Energieträger in das Einspeisemanagement steigt die Notwendigkeit von einheitlichen und leicht zu plausibilisierenden Verfahren für die weiteren Erzeugungsanlagen. Die gemeinsame Branchenempfehlung Ermittlung von Entschädigungszahlungen nach

63 / Abschlussbericht für BMWi, Abs. 1 EEG 2009 [36] ist hierfür nicht ausreichend. Insbesondere die Akzeptanz der Anlagenbetreiber gegenüber Ihren Rechten und Pflichten ist nach der Erfahrung der Netzbetreiber nur mittels Empfehlungen und Stellungnahmen der Ministerien oder Behörden zu gewinnen. Ohne ein einheitliches und plausibles Ermittlungsverfahren ist mit hohen Transaktionskosten in der administrativen Umsetzung zu rechnen. Messsysteme nach 21 d EnWG Die bisher fehlende regulatorische Regelung bezüglich des 21 d EnWG führt zu einer Investitionsunsicherheit bei den Netzbetreibern. Seitens der Netzbetreiber wird eine erneute Umrüstung der bereits nach 6 EEG umgerüsteten Anlagen befürchtet. Die fehlenden Standards tragen somit zur Vielfalt der verwendeten Technologien bei, die hohe Transaktionskosten auf Seiten der Hersteller und Anlagenbetreiber nach sich ziehen. Abschaltrangfolge vorrangberechtigter Anlagen Nach dem aktuellen Entwurf des Leitfadens der BNetzA verschiebt sich die Klärung der Abschaltrangfolge auf einen späteren Zeitpunkt. Die befragten Netzbetreiber orientieren sich für die detaillierte Rangfolge innerhalb der vorrangberechtigen Energieträger grundsätzlich an dem Praxis-Leitfaden vom BDEW und VKU [25]. Ein einheitliches und transparentes Verständnis über alle Netzbetreiber fehlt derzeit. Sofern entgangene Einnahmen beim Anlagenbetreiber aufgrund von Maßnahmen zur Abregelung nicht in voller Höhe entschädigt werden, rückt die Frage der Plausibilisierung der praktischen Umsetzung zunehmend in den Vordergrund. Entwicklung der technischen Anforderungen an die Steuerbarkeit von DEA Im deutschen Normierungsprozess befinden sich die TAB für die Hoch- und Mittelspannung aktuell in einer Überarbeitung. Dies bietet die Möglichkeit, die technischen Anforderungen bezüglich der Kommunikationstechnologie für die Fernsteuerbarkeit an die aktuellen Erfordernisse im Systembetrieb anzupassen. Auf europäischer Ebene zeichnet sich mit den ENTSO-E Network Codes eine Entwicklung ab, die mit den technischen Anlagenspezifikationen eine Fernsteuerbarkeit von Anlagen im sehr kleinen Leistungsbereich fordert. Nach dem aktuellen Entwurf des ENTSO-E Network Codes Requirements for Grid Connection [8] wird für Erzeugungsanlagen bereits ab 800 Watt eine Schnittstelle gefordert, die dem Netzbetreiber in die Lage versetzt, die Anlagenleistung mittels einer Signalvorgabe innerhalb von 5 Sekunden zu reduzieren.

64 58 Abschlussbericht für BMWi, / Entwicklung eines Branchenverständnisses zum Energieinformationsnetz Nach der Branchenbefragung liegt ein wesentlicher Fokus der Aktivitäten auf der Entwicklung des Energieinformationsnetzes. Dieses hat einen maßgeblichen Einfluss auf die verwenden Kommunikationstechnologien für die Steuerbarkeit / Messwertübermittlung und die Möglichkeit zur Überprüfung der zuverlässigen Ansteuerung. Die Erfordernisse einer schnellen und zuverlässigen Abregelung im Rahmen der Maßnahmen nach 13 (2) EnWG sollten sich in geeigneter Form im Branchenverständnis wiederfinden. 3.3 Abschätzung der zukünftigen Entwicklung der technischen, organisatorischen und administrativen Umsetzung der Ansteuerung der betroffenen Anlagen Im Verteilnetz wird die Entwicklung der Umsetzung der Ansteuerung von DEA überwiegend vom Einspeisemanagement geprägt. Hier sehen die bereits von EinsMan betroffenen oder großen Netzbetreiber eine Zunahme der Einspeisemanagementmaßnahmen bei PV-Anlagen. Beispielsweise ist im Netzgebiet von E.ON Bayern in 2013 eine massive Zunahme der Einsätze zu verzeichnen [37]. Eine Einbeziehung von Anlagen mit einer Leistung von höchstens 100 kw erwarten die Netzbetreiber kurz- bis mittelfristig nicht. Allgemein sehen die befragten Experten eine Ausweitung von Maßnahmen zur Abregelung von dezentralen Erzeugungsanlagen nur in einzelnen Regionen, wo derzeit die Grenzen der Netzkapazitäten erreicht sind. In laststarken oder urbanen Gebieten, insbesondere Westdeutschland, und Netzgebiete mit einer geringen Penetration an DEA wird mittelfristig nicht mit Maßnahmen zum Engpassmanagement gerechnet. Praktische Umsetzung der Ansteuerungsprozesse Allgemein ist bei einzelnen Netzbetreibern aufgrund der prognostizierten Zunahme des Einspeisemanagement von einem Erfahrungsgewinn bei der Ansteuerung von dezentralen Erzeugungsanlagen auszugehen. Im gleichen Maße ist in den betroffenen Netzgebieten eine Verbesserung der zuverlässigen Ansteuerung zu erwarten. In Gebieten ohne EinsMan bleibt die Entwicklung der zuverlässigen Abregelung von dezentralen Erzeugungsanlagen ohne geeignete Anreize fraglich. Obwohl mit dem Praxis-Leitfaden vom BDEW und VKU [25] ein einheitliches Verständnis der Kaskade nach 13 (2) EnWG vorliegt, zeigt die Erhebung unter den Verteilnetzbetrei-

65 / Abschlussbericht für BMWi, bern, dass vor allem in den unteren Netzebenen kaum Erfahrung in der operativen Durchführung vorhanden ist. Sofern ein schneller und zuverlässiger Ablauf gewährleistet werden soll, ist zukünftig ein geeignetes Performance-Monitoring der Prozessabläufe über alle Netzebenen notwendig. Damit einhergehend sehen wir Entwicklungspotentiale für ein einheitliches Verständnis der Unterscheidung von Maßnahmen aufgrund von Netzengpässen im Verteil- oder Übertragungsnetz und Systembilanzstörungen unter allen Beteiligten. Beispielsweise in Aspekten der Dringlichkeit oder Entschädigungspflicht der verschiedenen Maßnahmen gibt es in den untersten Netzebenen und bei Anlagenbetreibern zunehmend Klärungsbedarf. Zukünftig ist eine stärkere Einbeziehung von dezentralen Erzeugungsanlagen in den Regelenergiemarkt zu erwarten. Vor dem Hintergrund dieser Entwicklung ist in Gebieten mit einem hohen Aufkommen an Einspeisemanagementeinsätzen mit Informationsasymmetrien zwischen ÜNB und VNB zu rechnen. Daraus könnte sich eine gegenteilige Wirkung einzelner Maßnahmen ergeben. Die derzeit unklare Rechtslage zum Vorrang zwischen dem EinsMan- Signal und dem Signal zum Regelenergieabruf aus dezentralen Erzeugungsanlagen schafft hier keine Abhilfe. Umrüstung nach 6, 66 EEG Mehr als PV-Anlagen sind von einer Umrüstung bis zum betroffen. Die befragten Netzbetreiber sehen die Frist als sehr ambitioniert an. Aufgrund der Erfahrung mit dem letzten Umrüstungsprogramm wird mit einer Verzögerung von wenigen Wochen gerechnet. Die zeitliche Überschneidung mit dem Umrüstungsprogramm nach der SysStabV belastet die Netz- und Anlagenbetreiber zusätzlich. 3.4 Abschätzung der zukünftigen Entwicklung der an- und nicht ansteuerbaren Anlagenpopulation Auf Grundlage des Szenarios zur Entwicklung der DEA und der Verteilung der steuerbaren Population in 2012 ermitteln wir nun die Abschätzung der Entwicklung der steuerbaren Anlagenpopulation bis zum Jahr Im Ergebnis der Interviews berücksichtigen wir folgende Tendenzen: Rund 60 % der PV-Anlagen mit einer Frist vom nach 6, 66 EEG werden fristgerecht umgerüstet

66 Leistung in GW 60 Abschlussbericht für BMWi, / Die vollständige Umrüstung der PV-Anlagen mit der Frist vom erfolgt erst im Laufe des Jahres 2014 Ausübung des Wahlrechts nach 6 EEG: Anteil der PV-Anlagen mit höchstens 30 kw und einer technischen Einrichtung zur Ansteuerung sinkt von derzeit 70% auf 50% in 2016 Die resultierende Prognose der steuerbaren Anlagenpopulation bis zum Jahr 2016 ist in Bild 3.2 dargestellt. In dieser überlagern sich zwei wesentliche Tendenzen bezüglich der nicht steuerbaren Anlagenleistung. Die erste Tendenz entspricht einer Reduzierung des nicht steuerbaren Anlagenbestands. Aufgrund der Übergangsregelungen nach 6, 66 EEG werden bis zum Jahr 2014 derzeit nicht steuerbare Anlagen nachgerüstet. Diese Anlagen zählen nach der Umrüstung zur Kategorie steuerbar und sind aber nicht messbar. Der zweite Trend stellt den Zubau von dauerhaft nicht steuerbarer Photovoltaik dar. Dieser beruht auf dem signifikanten Anstieg der PV-Anlagen mit höchstens 30 kw Leistung und der prognostizierten Entwicklung hinsichtlich der Ausübung des Wahlrechts nach 6 EEG. In der Summe ergibt die Abschätzung der tatsächlich nicht steuerbaren Anlagenleistung einen moderaten Anstieg auf 23 GW im Jahr messbar und steuerbar steuerbar nicht steuerbar Jahr Bild 3.2 Abschätzung der tatsächlich steuerbaren Anlagenpopulation bis 2016, Quelle: worst case Eigene Darstellung auf Grundlage von [1], [2], [33] und [34] und von Experteninterviews Ferner ist festzuhalten, dass bis 2016 mit 11 GW der Anteil der nicht messbaren, aber steuerbaren, Anlagenleistung signifikant ansteigt. Die zuverlässige Überprüfung der Steuerbarkeit dieser Anlagen ist dann wesentlich.

67 nicht steuerbare Leistung in GW / Abschlussbericht für BMWi, Sensitivitätsanalyse zur Abschätzung des Einflusses der Zuverlässigkeit der Ansteuerung von DEA Der Branchenabfrage zur Folge haben die befragten Netzbetreiber einen sehr heterogenen Erfahrungsstand mit der Ansteuerung der DEA. Dieser spiegelt auch die Zuverlässigkeit der Ansteuerung der DEA wider, insbesondere der Anlagen mit Rundsteuertechnik. Für die Abschätzung der tatsächlich nicht steuerbaren Anlagen in Bild 3.2 verwendeten wir die Annahmen aus Tabelle 2.6. Bei der Befragung unterlagen die Angaben der Zuverlässigkeit der Ansteuerung je nach Netzgebiet einer hohen Varianz. In der nachfolgenden Sensitivitätsanalyse betrachten wir die Extreme der Zuverlässigkeit. Dabei variieren wir den Anteil der zuverlässig ansteuerbaren Anlagen in Netzgebieten mit der hohen Varianz (Gruppe 3 mit gut 40% der installierten Leistung an DEA). Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 1 MW bleiben von der Anpassung unberührt. Für diese Anlagen gaben die Netzbetreiber durchweg eine hohe Zuverlässigkeit in der Ansteuerung an Sehr unzuverlässige Ansteuerung Durchschnitt Zuverlässige Ansteuerung 6 EEG Jahr Bild 3.3 Sensitivitätsanalyse bezüglich der Entwicklung der tatsächlichen nicht steuerbaren Anlagen, Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage von [1], [2], [33] und [34] und von Experteninterviews In Bild 3.3 sind die Entwicklungspfade für die verschiedenen Varianten der Zuverlässigkeit wiedergegeben. Die orangefarbene Kurve stellt die Abschätzung der tatsächlich nicht steuerbaren Anlagenleistung unter Einbeziehung der Angaben aller befragten Netzbetreiber dar. Sofern sich das Niveau der zuverlässigen Ansteuerung in allen Netzgebieten an die Netzge-

68 62 Abschlussbericht für BMWi, / biete mit EinsMan-Erfahrung angleicht, folgt die Entwicklung der grünen Kurve. Die Differenz von 5 GW zur ersten Variante entspricht dem Erschließungspotential an steuerbarer Leistung ohne weitere Leistungsklassen in die Nachrüstungspflicht einzubeziehen. Das worstcase Szenario betrachtet schließlich den Fall, dass die Zuverlässigkeit für die Netzgebiete ohne EinsMan-Erfahrung dem in der Befragung zweitniedrigsten angegebenen Wert entspricht. Die hohe Varianz zwischen den Extremfällen im Jahr 2016 von knapp 10 GW zeigt, dass die zuverlässige Ansteuerung von dezentralen Erzeugungsanlagen sehr stark von der Erfahrung der Netzbetreiber mit EinsMan-Einsätzen geprägt ist.

69 / Abschlussbericht für BMWi, Analyse der Systembilanz 4.1 Untersuchungsziel Hauptziel der nachfolgend dargestellten Untersuchungen ist es, zu identifizieren, ob und wenn ja, in welchen Situationen die Systembilanz aufgrund nicht steuerbarer Einspeisung aus EE- Anlagen derzeit oder innerhalb der kommenden Jahre gefährdet sein kann, und welche Maßnahmen in diesen Fällen geeignet sein können, solche Gefährdungssituationen abzuwenden. 4.2 Problemstellung Zur Sicherstellung der Systembilanz ist es notwendig, jederzeit ein Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Last sicherzustellen. Die hierfür benötigte Fähigkeit der Wirkleistungsregelung wird heute vorwiegend in konventionellen Kraftwerken bereitgestellt. Der absehbar weitere Zubau von zumindest teilweise nicht steuerbaren dezentralen EE-Anlagen führt jedoch in Verbindung mit deren Vorrangeinspeisung zu einer verminderten Einspeisung aus konventionellen Kraftwerken, so dass die für die Aufrechterhaltung der Systemsicherheit benötigte betrieblich verfügbare Kapazität steuerbarer Erzeugungsanlagen knapper wird. Diese Entwicklung kann im Extremfall dazu führen, dass in einzelnen Situationen mehr Strom aus nicht steuerbaren Anlagen ins Netz eingespeist wird als zur Lastdeckung und für Exporte benötigt, so dass die Systembilanz nicht mehr ausgeglichen werden kann. Darüber hinaus bedingen weitere für den Netzbetrieb notwendige Systemdienstleistungen den Betrieb eines gewissen Maßes von konventionellen (Groß-)Kraftwerken, nachfolgend als Mindesterzeugung bezeichnet. Die Höhe der vorzuhaltenden Mindesterzeugung wird determiniert von Anforderungen an die Vorhaltung von Regelleistung, an die Einspeisung von Blindleistung in ausreichender Höhe und räumlicher Verteilung zur Gewährleistung der Spannungshaltung, an die Bereitstellung von Kurzschlussleistung für einen stabilen Systembetrieb, an die Vorhaltung Redispatch-fähiger Erzeugungsleistung zur Entlastung etwaiger Netzengpässe, sowie an die Vorhaltung ausreichend schnell regelfähiger Erzeugungsleistung, um hohen Einspeiseleistungsgradienten bei EE-Anlagen (z. B. bei Sonnenaufgang an einem sonnigen Tag) begegnen zu können. Ein Teil dieser Anforderungen ist dabei abhängig von der aktuellen Netzbelastung, die unter anderem von der jeweiligen Last-/Einspeisesituation bestimmt wird. Zum Beispiel sind die

70 64 Abschlussbericht für BMWi, / Anforderungen an die räumliche Verteilung der Blindleistungsbereitstellung in einer Starkwindsituation mit einem deutlichen Einspeiseüberschuss im Norden anders als in einer Schwachwindsituation mit hoher PV-Einspeisung im Süden. Folglich ist es in bestimmten Netzbelastungssituationen denkbar, dass die vorrangige Einspeisung aus EE-Anlagen hierbei sind sowohl die gesetzliche Bedingung des Einspeisevorrangs als auch die faktische Steuer- und Erreichbarkeit von EE-Anlagen zu berücksichtigen in Verbindung mit dem marktgetriebenen Einsatz der konventionellen Erzeugungsanlagen unter Berücksichtigung der Mindesterzeugung dazu führt, dass die eingespeiste Erzeugungsleistung die Höhe der in Deutschland vorhandenen Last und der Exportmöglichkeiten übersteigt, so dass die Einhaltung der Systembilanz nicht mehr gewährleistet werden kann. Um zu identifizieren, ob und wenn ja in welchen Situationen die Systembilanz derzeit oder innerhalb der kommenden Jahre gefährdet sein kann, ist also zu prüfen, ob es Situationen geben kann, in denen die Summe aus Last und Exporten abzüglich der Mindesterzeugung und der steuerbaren EE-Erzeugungsleistung (hinreichend) größer ist als die nicht-steuerbare EE- Erzeugungsleistung (Bild 4.1). nicht steuerbare EE-Erzeugung? < > nicht steuerbare Last steuerbare Last Exporte - Mindesterzeugung - steuerbare EE-Erzeugung Bild 4.1 Problemstellung 4.3 Höhe der Mindesterzeugung Einführung Eine wesentliche Grundlage für die Ermittlung der für eine hinreichende Versorgungssicherheit notwendigen Mindesterzeugung ist, wie in Bild 4.2 dargestellt, die bereits im Jahr 2011 von der Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.v. (FGH) in Kooperation mit Consentec und dem Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft

71 / Abschlussbericht für BMWi, der RWTH Aachen (IAEW) durchgeführte Studie zur Ermittlung der technischen Mindesterzeugung des konventionellen Kraftwerksparks zur Gewährleistung der Systemstabilität in den deutschen Übertragungsnetzen bei hoher Einspeisung aus erneuerbaren Energien 9 (nachfolgend als Mindesterzeugungsstudie bezeichnet). Basierend auf den in dieser Studie gewonnenen Erkenntnissen zu den wesentlichen Treibern für die Höhe der Mindesterzeugung (Bild 4.3) haben wir in der vorliegenden Untersuchung erörtert, welchen Einfluss die gegenüber der Mindesterzeugungsstudie veränderten Annahmen zum Erzeugungssystem und zur Last auf die Höhe der Mindesterzeugung haben. Im Einzelnen haben wir unter Berücksichtigung der Erkenntnisse zum bestehenden EE-Erzeugungssystem (Kapitel 2) und der Prognosen zur Entwicklung des EE-Erzeugungssystems (Kapitel 3) die Höhe der Mindesterzeugung für die hier zu betrachtenden Stichjahre 2012, 2013, 2014 und 2016 abgeleitet. Details hierzu finden sich in den nachfolgenden Abschnitten. Annahmen / Prognosen aus Mindesterzeugungsstudie EE-Erzeugungssystem aus Modul 1 und Unterschiede im Erzeugungssystem aufzeigen Sensitivitätsberechnungen Höhe der Mindesterzeugung ableiten Höhe der Mindesterzeugung Höhe der Mindesterzeugung Höhe der Mindesterzeugung Höhe der Mindesterzeugung Bild 4.2 Schritte zur Bestimmung der Mindesterzeugung 9 Abschlussbericht verfügbar unter:

72 66 Abschlussbericht für BMWi, / Kurzschlussleistung Regelung der Systembilanz (n-1)-sicherheit / Redispatch-Fähigkeit Höhe der Mindesterzeugung Spannungshaltung / Blindleistungsbereitstellung Bild 4.3 Anforderungsbereiche mit Einfluss auf die Höhe der Mindesterzeugung Determinante Kurzschlussleistung Für einen sicheren Systembetrieb muss die Kurzschlussleistung innerhalb definierter Grenzen liegen. Die obere Grenze ergibt sich aus der thermischen und mechanischen Auslegung der Netzbetriebsmittel. Relevant mit Blick auf die Mindesterzeugung ist aber vor allem die untere Grenze der Kurzschlussleistung, da die sichere Detektion von Kurzschlüssen und damit das gezielte Abschalten von Fehlern vielfach erst durch ausreichend hohe Kurzschlussströme möglich ist, und da die transiente Stabilität von Generatoren im Netz nur gewährleistet werden kann, wenn ein gewisses Mindestmaß an Kurzschlussleistung in Relation zur Bemessungsleistung der Generatoren verfügbar ist 10. In der Mindesterzeugungsstudie wurde die Erkenntnis gewonnen, dass sich aus den Anforderungen an die Sicherstellung einer ausreichend hohen minimalen Kurzschlussleistung aktuell und in näherer Zukunft keine über die übrigen Aspekte hinausgehende Mindesterzeugungsforderung ableitet. Diese Schlussfolgerung basiert auf der Annahme, dass Kurzschlussleistungs-Beiträge aus dem europäischen Ausland in unveränderter Höhe erwartet werden können. Mittel- bis langfristig kann diese Annahme bei europaweitem EE-Ausbau in gleicher Größenordnung wie in Deutschland bezweifelt werden. Daher sehen wir hier für die fernere 10 siehe auch Transmission Code 2007

73 / Abschlussbericht für BMWi, Zukunft je nach Entwicklung der Erzeugungssysteme im europäischen Ausland weiteren Untersuchungsbedarf. Mit Blick auf den Betrachtungshorizont der vorliegenden Studie kann allerdings davon ausgegangen werden, dass (mindestens) bis 2016 die Höhe der Mindesterzeugung nicht durch die Anforderungen an die Bereitstellung von Kurzschlussleistung bestimmt wird. Determinante Regelung der Systembilanz Zu jedem Zeitpunkt muss eine ausgeglichene Systembilanz, das heißt eine Einhaltung des Gleichgewichts zwischen Erzeugung und Last sichergestellt werden. Fluktuationen der Last wie auch fluktuierende Einspeisungen aus dargebotsabhängigen Erzeugungsanlagen (v. a. Wind und PV) erfordern eine Anpassung der Erzeugung in Erzeugungsanlagen, deren Leistung mit den benötigten Gradienten und in der benötigten Höhe geregelt werden kann. Hierzu werden bislang vorwiegend konventionelle Kraftwerke eingesetzt. Wie die Analysen der Mindesterzeugungsstudie gezeigt haben, ist zur Sicherstellung der Wirkleistungsregelfähigkeit Erzeugungsleistung in konventionellen Kraftwerken in einer Bandbreite von 8 bis 25 GW erforderlich. Der wesentliche Treiber sind hierbei die auftretenden maximalen Leistungsgradienten der vertikalen Netzlast. Mit Blick auf den Betrachtungshorizont der vorliegenden Studie sind keine wesentlichen Änderungen der maximalen Leistungsgradienten zu erwarten, so dass wir bei unseren weiteren Analysen davon ausgehen, dass obige Bandbreite der Erzeugungsleistung zur Regelung weiterhin erforderlich sein wird. Determinante (n-1)-sicherheit / Redispatch-Fähigkeit Für einen sicheren Systembetrieb ist das sogenannte (n-1)-kriterium sicherzustellen. Die Einhaltung dieses Kriteriums wird kontinuierlich durch die Übertragungsnetzbetreiber anhand von Ausfallsimulationen überprüft. Werden hierbei Verletzungen des Kriteriums erkannt, sind Gegenmaßnahmen zu ergreifen. Wenngleich hierzu primär netzseitige Maßnahmen, wie Veränderungen der Schaltzustände, ergriffen werden, die keinen Eingriff in das Verhalten der Netznutzer erfordern, kann sofern diese Maßnahmen nicht ausreichen ein gezieltes Eingreifen in das Nutzerverhalten erforderlich sein. Hierzu werden in erster Linie Eingriffe in das Einspeiseverhalten vorgesehen, das heißt es werden Erzeugungsverlagerungen (Redispatch)

74 68 Abschlussbericht für BMWi, / vorgenommen. Derartige Redispatch-Maßnahmen müssen grundsätzlich bilanzneutral erfolgen, das heißt einer Erzeugungsabsenkung an einem Netzknoten muss eine entsprechende Erzeugungserhöhung an einer anderen Stelle im Netz erfolgen. Um solche Maßnahmen zu ermöglichen, müssen Erzeugungsabsenkungen und -erhöhungen in ausreichender Höhe und geografischer Verteilung bilanzneutral möglich sein. Dies erfordert die Vorhaltung einer gewissen Mindesterzeugung in disponiblen Erzeugungsanlagen. Die Höhe der hierfür notwendigen Mindesterzeugung ist abhängig von der Netzbelastung, also der Last- und Einspeisesituation und von der Engpasssituation, also dem Ausbauzustand des Netzes. Wie die Analysen der Mindesterzeugungsstudie gezeigt haben, ist zur Einhaltung des (n-1)- Kriteriums die Verfügbarkeit einer Erzeugungsleistung von bis zu ca. 3 GW abzusichern; hiervon entfallen ca. 85% auf die Regelzonen von TenneT und TransnetBW. Mit Blick auf den Betrachtungshorizont der vorliegenden Studie (2012 bis 2016) sind keine wesentlichen Änderungen der Engpasssituation gegenüber den der Mindesterzeugungsstudie zu Grunde liegenden Annahmen zu erwarten, die zu einer Verschärfung der Anforderungen an die Mindesterzeugung führen würden.. Zudem hat sich in den Analysen gezeigt, dass die Anforderungen an die Redispatch-Fähigkeit überwiegend determiniert werden durch potenzielle Engpässe in Starkwindsituationen; letztere sind allerdings in der vorliegenden Studie weniger relevant, da aus Sicht der Systembilanz potenziell kritische Situationen in erster Linie an Tagen mit hoher PV Einspeisung auftreten könnten. Determinante Spannungshaltung / Blindleistungsbereitstellung Um die Spannungshaltung im Normalbetrieb und im (n-1)-fall zu gewährleisten, ist es erforderlich, Blindleistung in ausreichender Höhe und räumlicher Verteilung bereitzustellen. Die hieraus hervorgehenden Anforderungen stellen den in der vorliegenden Studie wesentlichsten Einfluss auf die Höhe der Mindesterzeugung dar. Höhe und räumliche Verteilung des Blindleistungsbedarfs sind stark abhängig von der Lastflusssituation im Übertragungsnetz. Die hierfür wesentlichen Treiber sind: Höhe der (vertikalen) Last Höhe der PV- und Windeinspeisung

75 / Abschlussbericht für BMWi, Import-/Exportsituation Wie die im Zuge der Mindesterzeugungsstudie durchgeführten Analysen gezeigt haben, ist die Höhe der für die Spannungshaltung erforderlichen Mindesterzeugung in hohem Maße situationsabhängig und kann deshalb nicht als fester Wert angegeben werden. Bei den diesen Betrachtungen zu Grunde liegenden Netzbelastungssituationen konnte für die Mindesterzeugung eine Bandbreite von 4 bis 20 GW ermittelt werden. Der Schwerpunkt der Betrachtungen lag dabei auf Starkwindsituationen, nicht zuletzt deshalb, da Situationen mit geringer disponibler Erzeugung zu dem Zeitpunkt der damaligen Untersuchungen überwiegend von Windkraftanlagen dominiert waren; die Erzeugungsleistung von PV-Anlagen war demgegenüber noch signifikant geringer. Rechenmodell Aufbauend auf diesen Erkenntnissen haben wir in der vorliegenden Studie weitere Betrachtungen vorgenommen, um die Höhe der für die Spannungshaltung erforderlichen Mindesterzeugung für die hier relevanten Situationen mit hoher PV-Einspeisung zu bestimmen. Hierzu haben wir auf Basis weiterer Untersuchungen, die von FGH und Consentec im Rahmen der von den Übertragungsnetzbetreibern beauftragten Untersuchungen durchgeführt wurden, analysiert, welchen Einfluss die Höhe der Last, die der Windeinspeisung und die der PV- Einspeisung auf die erforderliche Mindesterzeugung haben. Die hierzu durchgeführten Analysen zeigen dabei folgende Zusammenhänge: Steigende Last (vertikale Netzlast) führt zu einer signifikant steigenden Mindesterzeugung. Dies ist im Wesentlichen darauf zurückzuführen, dass die Auslastung des Übertragungsnetzes mit steigender Last steigt; eine hohe Auslastung führt zu einem hohen Blindleistungsbedarf zur Spannungshaltung. Steigende Windeinspeisung führt zu sinkender Mindesterzeugung. Der dieser Erkenntnis zu Grunde liegende Zusammenhang ist folgender: Ein Anstieg der Windeinspeisung (bei ansonsten gleichbleibenden Bedingungen) führt zu einer Verringerung der Vertikalen Netzlast und damit zu einer geringeren Belastung des Übertragungsnetzes, was wiederum zu einer Senkung des zur Spannungshaltung notwendigen Blindleistungsbedarfs zur Folge hat. Zudem kann ein Anstieg der Windeinspeisung (bei ansonsten gleichbleibenden Bedingungen) je nach Lastsituation zu einer zusätzlichen Belastung des Übertragungsnetzes in

76 70 Abschlussbericht für BMWi, / Nord-Süd-Richtung führen, was wiederum eine Zunahme des Blindleistungsbedarfs zur Folge hat. Windkraftanlagen können (in begrenztem Umfang) zumindest indirekt einen Beitrag zur Deckung des Blindleistungsbedarfs im Übertragungsnetz leisten. Dieser Beitrag führt im Ergebnis dazu, dass Windeinspeisung zu einer Reduktion der erforderlichen konventionellen Erzeugung führt. Dieser Zusammenhang ist aber deutlich unterproportional. Durch 1 MW Windeinspeisung kann die erforderliche Mindesterzeugung um weniger als 0,5 MW gesenkt werden. Steigende PV-Einspeisung führt in geringem Umfang zu sinkender Mindesterzeugung. Dieser Zusammenhang ist nicht sehr ausgeprägt, sollte aber dennoch nicht vernachlässigt werden. Ein Anstieg der PV-Einspeisung (bei ansonsten gleichbleibenden Bedingungen) führt zu einer Verringerung der Vertikalen Netzlast und damit zu einer geringeren Belastung des Übertragungsnetzes, was wiederum zu einer Senkung des zur Spannungshaltung notwendigen Blindleistungsbedarfs zur Folge hat. Zudem zeigt sich, dass die Import-/Exportsituation, also die Höhe der grenzüberschreitenden Flüsse großen Einfluss auf die Mindesterzeugung zur Spannungshaltung bzw. Blindleistungsbereitstellung hat. Auch dies ist darauf zurückzuführen, dass die Auslastung des Übertragungsnetzes und damit der zur Spannungshaltung benötigte Blindleistungsbedarf in hohem Maße von der Import-/Exportsituation abhängt. Diese Analysen haben wir dahingehend ausgewertet, dass zu der Beitrag jedes dieser Einflüsse auf die Höhe der Mindesterzeugung quantifiziert werden kann. Auf dieser Basis haben wir ein Rechenmodell erstellt, mittels dessen wir eine Zeitreihe (in stundenscharfer Auflösung) der Mindesterzeugung für jede Stunde der in der vorliegenden Studie betrachteten Jahre (2012, 2013, 2014, 2016) berechnen konnten. Für die vorliegende Studie zur Systemsteuerung ist die (Auswertung der) Mindesterzeugung in erster Linie zu betrachten für folgende Situationen Situationen mit hoher PV-Einspeisung, da die nicht steuerbare Erzeugungsleistung weitaus überwiegend von PV-Anlagen dominiert wird (vgl. Bild 2.19). Situationen mit niedriger Last zu Zeiten potenziell hoher PV-Einspeisung, da dann die geringste Differenz zwischen Last und nicht steuerbarer Erzeugungsleistung zu erwarten ist. Somit sind also insbesondere die Mittagsstunden in den Monaten April bis August zu betrachten.

77 / Abschlussbericht für BMWi, Situationen mit geringer oder gänzlich ohne Wind-Einspeisung, da die Mindesterzeugung dann am größten ist (Windeinspeisung senkt Höhe der Mindesterzeugung s.o.). 4.4 Daten und Annahmen Als Grundlage für unsere Analysen zur Systembilanz haben wir mit dem genannten Rechenmodell Berechnungen für jeweils ein Jahr im Stundenraster, also 8760 verschiedene Situationen (bzw für das Schaltjahr 2012) durchgeführt. Hierzu haben wir jedes Betrachtungsjahr separat betrachtet, also für vier Jahre individuelle Zeitverläufe der Mindesterzeugung berechnet auf Basis der für das jeweilige Jahr angesetzten Prognosen zur Last, zur EE- Erzeugung, etc. Aufbauend auf diesen Jahreszeitreihen der Mindesterzeugung haben wir dann Detailauswertungen für die jeweils potenziell kritischen Zeitbereiche vorgenommen. Bild 4.4 gibt eine Übersicht über die diesen Analysen zu Grunde liegenden Datenquellen und Annahmen. Ausführungen zu den Prognosewerten für die Jahre finden sich weiter unten. nicht steuerbare Last steuerbare Last Lastzeitreihen 2012, Quelle: ENTSO-E, skaliert Vertikale Netzlast, Quelle: ÜNB zunächst keine Differenzierung nach Steuerbarkeit nicht steuerbare EE-Erzeugung steuerbare EE-KWK-Erzeugung Installierte Leistung: Ergebnisse aus Bestandsaufnahme/Prognose EE-Einspeise-Zeitreihen 2012, Quelle: Hochrechnungen der ÜNB Abschätzung der maximal zeitgleich im System einspeisenden nicht-steuerbaren EE-Erzeugung auf Basis historischer Werte zu max. Einspeiseleistung und installierter Leistung (ca. 85% für PV) Installierte Leistung: Ergebnisse aus Bestandsaufnahme/Prognose EE-Einspeise-Zeitreihen 2012, Quelle: Hochrechnungen der ÜNB Exporte Mindesterzeugung Exporte / final cross border exchanges Zeitreihen 2012, Quelle: ENTSO-E (ETSO Vista) Hier berechnet im Sinne einer oberen Abschätzung! Bild 4.4 Übersicht über Datenquellen und Annahmen Last Zur Nachbildung der Last haben wir die auf den Internetseiten von ENTSO-E veröffentlichten Daten zum Stromverbrauch für jede Stunde des Jahres 2012 herangezogen. Aus diesen Zahlen ergibt sich ein Jahresverbrauch von ca. 470 TWh und damit etwa 65 TWh (entsprechend

78 72 Abschlussbericht für BMWi, / ca. 14%) weniger als der dem Netzentwicklungsplan zu Grunde liegende Verbrauch, der die tatsächlichen Verhältnisse in Deutschland besser wiedergibt. 11 Dies berücksichtigend haben wir die Lastzeitreihe gemäß ENTSO-E Angaben vor der weiteren Verwendung in unseren Analysen um den Faktor 1,14 skaliert. Bei den Lastzeitreihen ist mit Blick auf die Analysen zur Systembilanz zu beachten, dass hierin der tatsächliche Einsatz von Pumpspeicherkraftwerken implizit enthalten ist. Daten über den tatsächlichen Einsatz von Pumpspeicherkraftwerken waren uns im Zuge dieser Studie nicht zugänglich, so dass wir auch nicht exakt analysieren konnten, wie die Pumpspeicherkraftwerke insbesondere in den potenziell kritischen Zeiten (hohe PV-Einspeisung bei niedriger Last) eingesetzt wurden. Eine Abschätzung des wahrscheinlichen Pumpspeicherkraftwerke-Einsatzes haben wir anhand einer Auswertung des Strompreisverlaufs 2012 vorgenommen. Hier zeigt sich für die potenziell kritischen Tage, dass die Preisspreizung zwischen den Mittagsstunden mit hoher PV-Einspeisung und den Nachtstunden sehr niedrig war und zwar überwiegend bereits so niedrig, dass ein Pumpzyklus nicht lohnend war. Folglich kann davon ausgegangen werden, dass in den Mittagsstunden zumindest noch in gewissem Umfang aus technischer Sicht Pumpleistung verfügbar gewesen wäre und somit alle nachfolgenden Betrachtungen diesbezüglich tendenziell eine Abschätzung zur sicheren Seite darstellen. Grundsätzlich haben wir also keine Differenzierung nach steuerbaren und nicht steuerbaren Lasten vorgenommen. Den möglichen Beitrag steuerbarer Lasten einschließlich Pumpspeichern zur Einhaltung der Systembilanz greifen wir in Kapitel 5 auf. EE-Erzeugung Zur Nachbildung der steuerbaren und nicht steuerbaren EE-Erzeugung haben wir verschiedene Angaben herangezogen: 11 Ein Grund für diese Abweichungen liegt darin, dass in den ENTSO-E Angaben die Netzverluste nicht enthalten sind

79 / Abschlussbericht für BMWi, Installierte Leistung der Anlagen: Ergebnisse der Bestandsaufnahme (Kapitel 2); für alle nachfolgenden Betrachtungen haben wir im Sinne einer worst-case-betrachtung jeweils die obere Bandbreite der Angaben zur nicht-steuerbaren Erzeugungsleistung herangezogen Zeitverlauf der EE-Erzeugung: Veröffentlichungen der Übertragungsnetzbetreiber zur Hochrechnung der EE-Mengen Gleichzeitigkeit der Einspeisungen aus EE-Anlagen: eigene Auswertungen zeigen, dass bei PV-Anlagen maximal ca. 85% der installierten Erzeugungsleistung tatsächlich zeitgleich in das System einspeisen. Exporte Zur Berücksichtigung der Import-/Exportsituation haben wir die von ENTSO-E veröffentlichen ebenfalls stundenscharfen Angaben zu final cross border exchanges herangezogen. Nähere Betrachtungen der tatsächlichen Exportsituation des Jahres 2012 zeigen, dass in den potenziell kritischen Situationen mit sehr niedriger Residuallast (Mittagszeit an sonnigen Wochenenden) in Summe maximal 10 GW in das benachbarte Ausland exportiert wurde. In Anbetracht der zu diesen Zeiten verfügbaren Exportkapazitäten von in Summe ca. 15 GW stellen die Betrachtungen auf Basis der tatsächlichen Exportsituation also mit Blick in die Zukunft auch eine Abschätzung zur sicheren Seite dar, da davon auszugehen ist, dass bei starken Überspeisungen das bestehenden Exportpotenzial tendenziell stärker oder gar voll ausgenutzt würde. Mindesterzeugung Auf Basis der zuvor genannten Angaben zu Lasten, Einspeisungen und Exporten haben wir unter Berücksichtigung der in Abschnitt 4.3 skizzierten Zusammenhänge die Höhe der Mindesterzeugung für jede Stunde des Jahres 2012 berechnet. Annahmen für Jahre 2013 bis 2016 Die zuvor genannten Daten geben die Last- und Einspeiseverhältnisse des Jahres 2012 wieder. Unseren Betrachtungen zur Systembilanz für die Jahre 2013 bis 2016 liegen folgende Daten und Annahmen zu Grunde: Installierte Leistung in steuerbaren und nicht steuerbaren EE-Anlagen:

80 74 Abschlussbericht für BMWi, / o Ergebnisse der diesbezüglichen Prognosen (Kapitel 3) o Dabei haben wir ebenfalls im Sinne einer worst-case-betrachtung unterstellt, dass der für die einzelnen Jahre prognostizierte Anlagenbestand im jeweiligen Betrachtungsjahr bereits ab Jahresbeginn in voller Höhe installiert ist Last: hier haben wir unterstellt, dass die Last unverändert bleibt, das heißt, wir haben die oben genannten Zeitverläufe der gesamten Systemlast und der vertikalen Netzlast des Jahres 2012 unverändert für die Jahre 2013 bis 2016 übernommen. Exporte: hier haben wie zwei verschiedene Betrachtungen angestellt zum einen haben wir unterstellt, dass der Zeitverlauf der Exporte im Jahr 2013 bis 2016 dem des Jahres 2012 entspricht und zum anderen im Sinne einer eher theoretischen worst-case- Betrachtung angenommen, dass (in den potenziell kritischen Situationen) keinerlei Exporte möglich sind. 4.5 Ergebnisse Übersicht Die Auswertungen unserer Berechnungen zur Systembilanz für die Jahre 2012 bis 2016 haben wir jeweils mit Blick auf folgende zwei Fragenkomplexe vorgenommen: Sind Abregelungen von EE-Anlagen und hier insbesondere von PV-Anlagen erforderlich? Ist es erforderlich, auch die nach derzeitiger Prognose nicht-steuerbaren PV-Anlagen abzuregeln? In Bild 4.5 ist das Prinzip diesbezüglichen Ergebnisauswertungen dargestellt. Der Senke aus Last und Exporten wird die Quelle als Summe aus situationsabhängig berechneter Mindesterzeugung, nicht ansteuerbarer PV- und sonstiger nicht ansteuerbarer Erzeugungsleistung sowie ansteuerbarer PV- und ansteuerbarer Windleistung gegenübergestellt. Aus dieser Gegenüberstellung kann dann direkt abgelesen werden, ob die Notwendigkeit für Abregelungen besteht bzw. wie groß die Differenz zur Notwendigkeit für Abregelungen ist.

81 / Abschlussbericht für BMWi, Leistung Differenz zur Notwendigkeit, EE abzuregeln MW Exporte Wind ansteuerbar Differenz zur Notwendigkeit, PV abzuregeln Last Senke PV ansteuerbar PV nicht ansteuerbar sonstige nicht ansteuerbare Erzeugungsleistung Mindesterzeugung Quelle Differenz zur Notwendigkeit, auch nicht ansteuerbare PV abzuregeln Bild 4.5 Prinzipdarstellung der nachfolgenden Ergebnisauswertungen In allen nachfolgenden Ergebnisdiagrammen wird die linke Säule als gestapelte Flächen und die rechte Säule als gestapelte Linien dargestellt. Für Gesamt-Deutschland finden sich die Ergebnisse für die Jahre 2012 bis 2016 in den Abschnitten 4.6 bis 4.9. Ergänzend haben wir Auswertungen vorgenommen, bei denen wir die vier deutschen Regelzonen separat betrachtet haben. Da zu den innerdeutschen Austauschen (also den Leistungsflüssen zwischen den vier Regelzonen) keine im Rahmen der vorliegenden Studie auswertbaren Daten verfügbar sind, haben wir bei unseren Auswertungen stark vereinfachend unterstellt, dass keine innerdeutschen Austausche stattfinden. Zudem kann die Höhe der Mindesterzeugung nur bedingt an den Grenzen der einzelnen Regelzonen festgemacht werden. Folglich bieten die in Anhang A.6 dokumentierten Ergebnisse der Regelzonen-differenzierten Auswertungen lediglich eingeschränkte Interpretationsmöglichkeiten und sind allenfalls als sehr grobe Richtungsangaben zu verstehen. 4.6 Ergebnisse 2012 Im ersten Schritt haben wir zunächst analysiert, zu welchen Zeitbereichen am ehesten potenziell kritische Situationen auftreten könnten um dann bei allen weiteren Auswertungen auf diese Bereiche zu fokussieren: Die höchste PV-Einspeisung tritt an sonnigen Tagen im Mai auf. Obwohl im Juni zwar die Einstrahlungssituation noch etwas günstiger ist als im Mai, ist die Einspeiseleistung aus

82 76 Abschlussbericht für BMWi, / PV-Anlagen dennoch etwas niedriger. Dies ist auf die mit steigender Temperatur sinkenden Wirkungsgrade der PV-Anlagen zurückzuführen. Situationen mit geringer Last zu Zeiten potenziell hoher PV-Einspeisung finden sich an den Wochenenden im Sommerhalbjahr; die Wochenenden mit den geringsten Lasten des Jahres 2012 finden sich ebenfalls im Mai; die niedrigste Last zur Mittagszeit trat am Pfingstwochenende auf. Basierend auf diesen Voranalysen haben wir alle nachfolgenden Ergebnisauswertungen anhand des Monats Mai vorgenommen. In Bild 4.6 sind zunächst im Sinne einer Bilanzbetrachtung die verschiedenen Leistungsgrößen für Mai 2012 dargestellt wie bereits anhand von Bild 4.5 erläutert, Last und Exporte als Flächen im Hintergrund und die verschiedenen Erzeugungsbestandteile als gestapelte Linien im Vordergrund MW Christi Himmelfahrt Pfingsten Situationen mit geringster Differenz zwischen Senke (Last + Exporte) und Quelle (Mindesterzeugung + EE) Mai 12 Exporte Last-D Wind PV ansteuerbar PV nicht ansteuerbar sonstige nicht ansteuerbare Mindesterzeugung Bild 4.6 Bilanzbetrachtung Mai 2012 In allen Situationen war die Summe aus Last und Exporten (Senke) größer als die Summe aus konventioneller Mindesterzeugung und EE-Erzeugung (Quelle). Selbst zu den potenziell kritischen Zeiten (Mittagszeiten an den Wochenenden) war die Differenz zwischen Senke und Quelle hinreichend groß, wie auch noch einmal in Bild 4.7 verdeutlicht wird. Die geringste

83 / Abschlussbericht für BMWi, Leistungsdifferenz zu lastschwachen Zeiten bei hoher EE-Einspeisung (hier nicht nur PV) betrug ca. 6 GW. Die geringste Differenz zur nicht steuerbaren Erzeugungsleistung lag sogar bei ca. 13 GW (Bild 4.8) MW GW 6 GW Mai 12 Bild 4.7 Differenz zur Abregelnotwendigkeit, Mai 2012

84 78 Abschlussbericht für BMWi, / MW GW 0 Mai 12 Bild 4.8 Differenz zur nicht steuerbaren Erzeugungsleistung, Mai 2012 Betrachtet man die Last- und Einspeiseverhältnisse im Mai 2012 im Detail, so ist im Hinblick auf die Einhaltung der Systembilanz festzustellen, dass noch ungünstigere Situationen hätten auftreten können, da die höchste PV-Einspeisung tatsächlich nicht an dem Tag mit der geringsten Last aufgetreten ist. Im Sinne einer worst-case-betrachtung haben wir deshalb im Weiteren unterstellt, dass der PV-stärkste Tag des Jahres 2012 (der im Mai lag) an jedem Tag im Mai auftritt. Als Ergebnis hierzu ist in Bild 4.9 zunächst erneut die Bilanzbetrachtung dargestellt.

85 / Abschlussbericht für BMWi, MW PV-Einspeisung an allen Tagen gleich angenommen (gemäß PV-stärkstem Tag) Christi Himmelfahrt Pfingsten Situationen mit (oder nah an) Notwendigkeit, EE-Erzeugung abzuregeln Mai 12 Exporte Last-D Wind PV ansteuerbar Max PV nicht ansteuerbar Max sonstige nicht ansteuerbare Mindesterzeugung Bild 4.9 Bilanzbetrachtung Mai 2012 unter der Annahme, dass PV-Einspeisung an allen Tagen so hoch wie am PV-stärksten Tag Gerade auch im Vergleich zu den tatsächlichen Verhältnissen (Bild 4.6) zeigt sich, dass die Summe aus Last und Exporten insbesondere zu den potenziell kritischen Zeiten (Mittagszeiten an den Wochenenden) vielfach nur noch unwesentlich größer ist als die Summe aus konventioneller Mindesterzeugung und EE-Erzeugung. Dies wird besonders deutlich anhand der Darstellung der Differenz zur Abregelnotwendigkeit (Bild 4.10). Hier ist bereits ein Tag erkennbar, an dem die Notwendigkeit gegeben gewesen wäre, PV-Leistung zur Mittagszeit in geringem Umfang abzuregeln. Die Differenz zur nicht steuerbaren Erzeugungsleistung wäre mit ca. 13 GW aber immer noch völlig unkritisch gewesen (Bild 4.11).

86 80 Abschlussbericht für BMWi, / MW Mai Bild 4.10 Differenz zur Abregelnotwendigkeit Mai 2012 unter der Annahme, dass PV- Einspeisung an allen Tagen so hoch wie am PV-stärksten Tag MW GW 0 Mai Bild 4.11 Differenz zur nicht steuerbaren Erzeugungsleistung, Mai 2012 unter der Annahme, dass PV-Einspeisung an allen Tagen so hoch wie am PV-stärksten Tag

87 / Abschlussbericht für BMWi, Allen vorangegangenen Betrachtungen liegt die tatsächliche Exportsituation des Jahres 2012 zu Grunde. Wären Exporte demgegenüber in geringerem Umfang verfügbar gewesen, hätte dies die Situation aus Sicht der Systembilanz verschlechtert. Im Sinne einer worst-case-betrachtung haben wir deshalb zusätzlich den Extremfall betrachtet, dass überhaupt keine Exporte möglich gewesen wären. Es sei betont, dass dies ein theoretischer Fall ist, da davon auszugehen ist, dass in Situationen mit hohen EE-Einspeisungen bei gleichzeitig niedriger Last die Strompreise in Deutschland zumindest im Betrachtungshorizont dieser Studie signifikant niedriger sein werden als im europäischen Ausland, so dass Exporte in nennenswertem Umfang nachgefragt würden. Dennoch sind diese Extrembetrachtungen aus unserer Sicht gut geeignet, um aufzuzeigen, wie groß die Reserven in jedem Fall noch sind, bis der Zustand erreicht ist, bei dem eine Einhaltung der Systembilanz ernsthaft gefährdet sein könnte. Ohne Exportmöglichkeiten hätte die minimale Differenz zur nicht steuerbaren Erzeugungsleistung bei durchgehend hoher PV-Einspeisung im Jahr 2012 immerhin noch ca. 7 GW betragen (Bild 4.12).

88 82 Abschlussbericht für BMWi, / MW GW 0 Mai Bild 4.12 Differenz zur nicht steuerbaren Erzeugungsleistung, Mai 2012 unter der Annahme, dass PV-Einspeisung an allen Tagen so hoch wie am PV-stärksten Tag und keine Exporte möglich gewesen wären 4.7 Ergebnisse 2013 Analog zu den Betrachtungen für das Jahr 2012 haben wir nachfolgend die Ergebnisse unserer Analysen für das Jahr 2013 anhand des potenziell kritischsten Monats Mai dargestellt. Hier haben wir grundsätzlich im Sinne einer worst-case-betrachtung unterstellt, dass der PVstärkste Tag an jedem Tag im Mai auftritt. Als Ergebnis hierzu ist in Bild 4.13 zunächst erneut die Bilanzbetrachtung dargestellt.

89 / Abschlussbericht für BMWi, MW Christi Himmelfahrt Pfingsten Mai Exporte Last-D Wind PV ansteuerbar Max PV nicht ansteuerbar Max sonstige nicht ansteuerbare Mindesterzeugung Bild 4.13 Bilanzbetrachtung Mai 2013 unter der Annahme, dass PV-Einspeisung an allen Tagen so hoch wie am PV-stärksten Tag Im Vergleich mit dem Jahr 2012 zeigt sich, dass bei dieser Annahme die Situationen, in denen die Summe aus konventioneller Mindesterzeugung und EE-Erzeugung der Summe aus Last und Exporten entspricht oder sogar bereits größer ist, zunehmen. Dies wird besonders deutlich anhand der Darstellung der Differenz zur Abregelnotwendigkeit (Bild 4.14). Hier wäre bereits an 7 Tagen die Notwendigkeit gegeben, PV-Leistung zur Mittagszeit abzuregeln. An sonnigen lastschwachen Tagen müsste PV-Einspeisung im Bereich um bis zu 5 GW, an einem Tag sogar um bis zu ca. 9 GW abgeregelt werden

90 84 Abschlussbericht für BMWi, / MW Mai Bild 4.14 Differenz zur Abregelnotwendigkeit Mai 2013 unter der Annahme, dass PV- Einspeisung an allen Tagen so hoch wie am PV-stärksten Tag Den vorangegangenen Betrachtungen liegt die tatsächliche Exportsituation des Jahres 2012 zu Grunde (siehe auch Abschnitt 4.4). Würden Exporte demgegenüber in geringerem Umfang verfügbar sein, könnte dies die Situation aus Sicht der Systembilanz verschlechtern. Die Differenz zur nicht steuerbaren Erzeugungsleistung wäre mit ca. 12 GW aber auch hier immer noch völlig unkritisch gewesen (Bild 4.15).

91 / Abschlussbericht für BMWi, MW GW 0 Mai Bild 4.15 Differenz zur nicht steuerbaren Erzeugungsleistung, Mai 2013 unter der Annahme, dass PV-Einspeisung an allen Tagen so hoch wie am PV-stärksten Tag Im Sinne einer worst-case-betrachtung haben wir deshalb auch hier zusätzlich den Extremfall betrachtet, dass überhaupt keine Exporte möglich wären. Wie die Ergebnisse in Bild 4.16 zeigen, läge die minimale Differenz zur nicht steuerbaren Erzeugungsleistung bei durchgehend hoher PV-Einspeisung und ohne Exportmöglichkeiten bei immerhin noch ca. 5 GW und damit rund 2 GW niedriger als im Jahr 2012.

92 86 Abschlussbericht für BMWi, / MW Mai 5 GW Bild 4.16 Differenz zur nicht steuerbaren Erzeugungsleistung, Mai 2013 unter der Annahme, dass PV-Einspeisung an allen Tagen so hoch wie am PV-stärksten Tag und keine Exporte möglich gewesen wären 4.8 Ergebnisse 2014 Als Ergebnis unserer Analysen für das Jahr 2014 ist in Bild 4.13 zunächst wieder die Bilanzbetrachtung anhand des Monats Mai dargestellt, auch hier grundsätzlich unter der worst-case- Annahme, dass der PV-stärkste Tag an jedem Tag im Mai auftritt.

93 / Abschlussbericht für BMWi, MW Christi Himmelfahrt Pfingsten Mai Exporte Last-D Wind PV ansteuerbar Max PV nicht ansteuerbar Max sonstige nicht ansteuerbare Mindesterzeugung Bild 4.17 Bilanzbetrachtung Mai 2014 unter der Annahme, dass PV-Einspeisung an allen Tagen so hoch wie am PV-stärksten Tag Erwartungsgemäß zeigt sich hier im Vergleich mit dem Jahr 2013, dass die Situationen, in denen die Summe aus konventioneller Mindesterzeugung und EE-Erzeugung die Summe aus Last und Exporten übersteigt, weiter zunehmen. Auch dies wird besonders deutlich anhand der Darstellung der Differenz zur Abregelnotwendigkeit (Bild 4.18). Hier ist bereits an 12 Tagen die Notwendigkeit gegeben, PV-Leistung zur Mittagszeit in teilweise nennenswertem Umfang abzuregeln. An sonnigen lastschwachen Tagen müsste PV-Einspeisung im Bereich vielfach um bis zu 10 GW, an einem Tag sogar um bis zu ca. 15 GW abgeregelt werden.

94 88 Abschlussbericht für BMWi, / MW Mai Bild 4.18 Differenz zur Abregelnotwendigkeit Mai 2014 unter der Annahme, dass PV- Einspeisung an allen Tagen so hoch wie am PV-stärksten Tag Auch hier liegt den vorangegangenen Betrachtungen die tatsächliche Exportsituation des Jahres 2012 zu Grunde. Im Sinne einer worst-case-betrachtung haben wir deshalb auch hier zusätzlich den Extremfall betrachtet, dass überhaupt keine Exporte möglich wären. Die Differenz zur nicht steuerbaren Erzeugungsleistung wäre mit ca. 13 GW weiterhin völlig unkritisch gewesen (Bild 4.19). Wie die Ergebnisse in Bild 4.20 zeigen, läge die minimale Differenz zur nicht steuerbaren Erzeugungsleistung selbst im eher theoretischen Extremfall bei durchgehend hoher PV- Einspeisung und ohne Exportmöglichkeiten hier bei ca. 6 GW. Dass die Leistungsdifferenz hier wieder zunimmt ist dadurch zu begründen, dass trotz weiterer geringfügiger Zunahme der nicht steuerbaren PV-Leistung (plus ca. 300 MW ggü. 2013) die Mindesterzeugung infolge sinkender vertikaler Netzlast aufgrund insgesamt weiter deutlich steigender PV, abnimmt.

95 / Abschlussbericht für BMWi, MW GW 0 Mai Bild 4.19 Differenz zur nicht steuerbaren Erzeugungsleistung, Mai 2014 unter der Annahme, dass PV-Einspeisung an allen Tagen so hoch wie am PV-stärksten Tag MW Mai 6 GW Bild 4.20 Differenz zur nicht steuerbaren Erzeugungsleistung, Mai 2014 unter der Annahme, dass PV-Einspeisung an allen Tagen so hoch wie am PV-stärksten Tag und keine Exporte möglich gewesen wären

96 90 Abschlussbericht für BMWi, / 4.9 Ergebnisse 2016 Auch für das Jahr 2016 ist als Ergebnis unserer Analysen in Bild 4.13 zunächst die Bilanzbetrachtung anhand des Monats Mai dargestellt, auch hier grundsätzlich unter der worst-case- Annahme, dass der PV-stärkste Tag an jedem Tag im Mai auftritt MW Christi Himmelfahrt Pfingsten Mai Exporte Last-D Wind PV ansteuerbar Max PV nicht ansteuerbar Max sonstige nicht ansteuerbare Mindesterzeugung Bild 4.21 Bilanzbetrachtung Mai 2016 unter der Annahme, dass PV-Einspeisung an allen Tagen so hoch wie am PV-stärksten Tag Der unterstellte weitere Zubau der EE-Leistung führt dazu, dass im Jahr 2016 noch häufiger Situationen auftreten könne, an denen die Summe aus Mindesterzeugung und EE- Einspeisungen die Summe aus Last und Exporten deutlich übersteigen würde; das Ausmaß kann dann bereits so groß sein, dass bereits an sonnigen Werktagen in einzelnen Stunden PV- Überschusssituationen auftreten können. Auch dies wird anhand der Darstellung der Differenz zur Abregelnotwendigkeit besonders deutlich (Bild 4.22). Hier wäre bei maximaler PV-Einspeisung an etwa der Hälfte der Tage des Monats die Notwendigkeit gegeben, PV-Leistung zur Mittagszeit abzuregeln. An sonnigen lastschwachen Tagen müsste die PV-Einspeisung hier vielfach um bis zu ca. 15 GW, vereinzelt sogar um bis zu ca. 20 GW abgeregelt werden.

97 / Abschlussbericht für BMWi, MW Mai Bild 4.22 Differenz zur Abregelnotwendigkeit Mai 2014 unter der Annahme, dass PV- Einspeisung an allen Tagen so hoch wie am PV-stärksten Tag Die Differenz zur nicht steuerbaren Erzeugungsleistung wäre mit ca. 12 GW auch hier immer noch völlig unkritisch gewesen (Bild 4.23).

98 92 Abschlussbericht für BMWi, / MW GW 0 Mai Bild 4.23 Differenz zur nicht steuerbaren Erzeugungsleistung, Mai 2016 unter der Annahme, dass PV-Einspeisung an allen Tagen so hoch wie am PV-stärksten Tag Abschließend sind in Bild 4.20 die Ergebnisse für den Extremfall dargestellt, dass überhaupt keine Exporte möglich wären. In diesem Fall läge die minimale Differenz zur nicht steuerbaren Erzeugungsleistung bei durchgehend hoher PV-Einspeisung und ohne Exportmöglichkeiten bei ca. 5 GW und damit um ca. 1 GW niedriger als im Jahr Dass Leistungsdifferenz hier wieder abnimmt, ist auf die Annahme zurückzuführen, dass ein großer Teil des weiteren PV-Zubaus in Anlagen mit geringer Leistung erfolgt, die grundsätzlich als nicht steuerbar angenommen werden (siehe auch Kapitel 3), so dass die Summe der nicht steuerbaren Erzeugungsleistung stärker zunimmt (plus ca. 2,5 GW ggü. 2014), als die Mindesterzeugung aufgrund insgesamt steigender PV-Einspeisung abnimmt.

99 / Abschlussbericht für BMWi, MW Mai 5 GW Bild 4.24 Differenz zur nicht steuerbaren Erzeugungsleistung, Mai 2016 unter der Annahme, dass PV-Einspeisung an allen Tagen so hoch wie am PV-stärksten Tag und keine Exporte möglich gewesen wären 4.10 Ergebnisse Zusammenfassung Aus unseren Analysen zur Detektion einer etwaigen Gefahr für eine Nicht-Einhaltung der Systembilanz lassen sich nachfolgende Erkenntnisse zusammenfassen: Potenziell kritische Situationen können am ehesten an sonnigen Tagen im Mai auftreten und hier insbesondere an lastschwachen Wochenenden. Eine akute Gefährdung der Einhaltung der Systembilanz ist allerdings nicht absehbar. Wie aus der Zusammenfassung der Ergebnisse in Tabelle 4.1 hervorgeht, ist in allen betrachteten Situationen die Differenz zwischen Summe aus Last und Exporten (Senke) stets hinreichend größer als die Summe aus konventioneller Mindesterzeugung und EE- Erzeugung (Quelle). o Unter der Annahme, dass an jedem Tag die PV-Einspeisung derjenigen entspricht, wie sie tatsächlich am PV-stärksten Tag des Jahres 2012 aufgetreten ist, ist noch eine Differenz zur nicht-steuerbaren Erzeugungsleistung von mindestens ca. 12 GW vorhanden.

100 94 Abschlussbericht für BMWi, / o Selbst wenn man im Sinne einer worst-case-betrachtung annimmt, dass überhaupt keine Exporte möglich gewesen wären, beträgt die Differenz immer noch mindestens ca. 5 GW. Es sei betont, dass dies ein theoretischer Fall ist, da davon auszugehen ist, dass in Situationen mit hohen EE-Einspeisungen bei gleichzeitig niedriger Last die Strompreise in Deutschland zumindest im Betrachtungshorizont dieser Studie signifikant niedriger sein werden als im europäischen Ausland, so dass Exporte in nennenswertem Umfang nachgefragt würden. Minimale Differenz zur nicht steuerbaren Erzeugungsleistung Unter ungünstigen Bedingungen (niedrige Last, hohe PV- Einspeisung) Ohne Exportmöglichkeiten (theoretischer Extremfall) GW 12 GW 13 GW 12 GW 7 GW 5 GW 6 GW 5 GW Tabelle 4.1 Minimale Differenz zur nicht steuerbaren Erzeugungsleistung Wie obige Zahlen zeigen, ist allein aus Gründen der Systembilanz kein akuter Bedarf absehbar, die heute und bis 2016 absehbaren nicht ansteuerbaren PV-Anlagen ansteuerbar zu machen 12. Derzeit sind ca. 20 GW in Erzeugungsanlagen installiert, die nicht ansteuerbar sind, davon entfallen ca. 17 GW auf PV-Anlagen. Die Ergebnisse der Analysen der Jahre 2012 bis 2016 zeigen allerdings sehr wohl, dass die Notwendigkeit zunehmen wird, EE-Erzeugung aus Bilanzgründen abzuregeln. Insbesondere ist absehbar, dass künftig auch PV-Anlagen von solchen Abregelungen betroffen sein werden. Es ist also unbedingt abzusichern, dass entsprechende Prozesse auch tatsächlich funktionieren. 12 Gleichwohl kann es aus anderen Gründen die nicht Gegenstand der vorliegenden Studie waren unter Umständen sinnvoll sein, weitergehende Anforderungen an die Steuerbarkeit von Erzeugungsanlagen mit geringer installierter Leistung zu stellen.

101 / Abschlussbericht für BMWi, Einfluss steuerbarer Wärmelasten und Direktvermarktung Annahmen zur Flexibilität der Wärmelasten Wie in Kapitel 4.4 ausgeführt, wurde in der vorangegangenen Analyse die Last als nicht variabel angenommen. Für die hier durchgeführte Analyse ist es jedoch relevant, welche Potentiale zur Zuschaltung von Lasten in den identifizierten kritischen Zeiten existieren. Wie in den vorangegangenen Abschnitten festgestellt wurde, liegen die für die Systembilanz bzw. Notwendigkeit der Abregelung kritischen Zeiten zu den Mittagsstunden an Wochenenden im Monat Mai. Der Monat Mai befinde sich am Ende der Heizperiode und ist von starken Variationen des Heizenergiebedarfs gekennzeichnet. Im langjährigen Mittel entfallen auf ihn nur 4 % der Gradtagzahl des Jahres. Die Anzahl von Nachtspeicherheizungen in Deutschland wurde in [4] auf 1,6 Millionen abgeschätzt. Wenn von einer Anzahl von 1 Million installierter Nachtspeicherheizungen im Jahr 2016 und einer mittleren Anschlussleistung von 7 kw ausgegangen wird 13, liegt die Anschlussleistung bei rund 7 GWel mit voraussichtlich weiter abnehmender Tendenz. Die Anschlussleistung von Wärmepumpen wurde in [5] auf 2,2 GW für das Jahr 2015 prognostiziert. In Summ ergibt sich eine Anschlussleistung von rund 9 GW. Die Benutzer von Nachtspeicherheizungen können aktuell in der Regel den gewünschten Aufladezustand des thermischen Speichers selbst regeln. Durch die Netzleitstelle wird anschließend die Aufladung zeitlich gesteuert und in der Regeln in die Nachtstunden gelegt. Bei Wärmepumpen dagegen ist das Lastprofil relativ gleichmäßig über den Tag verteilt. Von einigen Netzbetreibern werden eine bis drei Sperrzeiten von jeweils bis zu zwei Stunden definiert, in denen die Stromversorgung der Wärmepumpen unterbrochen ist. Es bestehen daher folgende Herausforderungen für die Nutzung von Nachtspeicherheizungen zur Lastzuschaltung zum Ausgleich der Systembilanz.: Um eine Lasterhöhung mit Nachtspeicherheizungen zum Ausgleich von PV-Überschüssen durchführen zu können, müsste die nächtliche Aufladung reduziert werden und den fehlen- 13 Eigene Abschätzung der Autoren

102 96 Abschlussbericht für BMWi, / den Energieanteil mittags nachzuladen. Dazu bedarf einer täglichen Prognose der Notwendigkeit der Lastzuschaltung am kommenden Tag sowie eine Berücksichtigung von möglichen lokalen Netzüberlastungen, wenn das Verteilnetz nicht für Tagnachladungen von Nachtspeichern ausgelegt ist. Bei Wärmepumpen wäre Lasterhöhung möglich, wenn die Sperrzeit in den Mittagsstunden aufgehoben wird. Eine weitere Möglichkeit wäre die Sperrzeit in die Vormittagsstunden vorzuziehen, um eine Lasterhöhung zur Zeit der höchsten PV Einspeisung zu erzielen. Auch dies verlangt nach einer Prognose der PV Einspeisung durch den Systembetreiber. Die Standardlastprofile für Nachtspeicherheizungen und Wärmepumpen sind ausschließlich temperaturabhängig. Der Parameter erwartete PV Einspeisung kann nicht abgebildet und verursachen daher potentiell Mehrkosten der Bewirtschaftung der Differenzbilanzkreise der Verteilernetzbetreiber. Der Monat Mai befinde sich am Ende der Heizperiode und ist von starken Variationen des Heizenergiebedarfs gekennzeichnet. Im langjährigen Mittel entfallen auf ihn nur 4 % der Gradtagzahl des Jahres. Damit steht für beide Technologien voraussichtlich nur ein sehr kleiner Teil der installierten Leistung von Wärmepumpen und Nachtspeicherheizungen gesichert zur Verfügung. Wird das nutzbare Potential sehr grob auf 5 % der installierten Leistung abgeschätzt, ergibt sich eine zuschaltbare Leistung von 450 MW. Die genauere Bestimmung des Potentials bedarf einer Berechnung auf Basis langjähriger Wetterdaten, sowie einer genaueren Analyse und Prognose des Anlagenbestands. Auswirkungen der Direktvermarktung Wenn Händler Strom aus erneuerbaren Energien vermarkten, ist die Ansteuerbarkeit der Anlagen relevant, um bei negativen Preisen, die niedriger als die Marktprämie sind, die Anlagen abregeln zu können. Diese marktbasierte Abregelung erfolgt unabhängig von Eingriffen der Netzbetreiber auf Basis des 13 (2) EnWG. Für die Fragestellung dieser Studie ist daher lediglich relevant, inwieweit Anlagen durch über die Eingriffsmöglichkeiten der Netzbetreiber hinaus fernsteuerbar ausgerüstet werden. Dies wäre allerdings nur der Fall, wenn die dauerhaft nicht ansteuerbaren, kleinen PV Anlagen durch Händler ausgerüstet würden. Gegenwärtig fokussieren sich die Direktvermarkter jedoch auf Windenergie- und Biomasseanla-

103 / Abschlussbericht für BMWi, gen. Lediglich sehr wenige hundert Anlagen bis 100 kw sind gegenwärtig überhaupt in der Direktvermarktung (vgl. Bild 4.25). Bild 4.25 PV Anlagen in der Direktvermarktung Darüber hinaus ist das Interesse an einer Fernsteuerbarkeit dieser Anlagen durch Händler voraussichtlich gering. Die geringe Größe der Anlagen führt zu hohen Kosten bei der Ausrüstung der Anlagen. Darüber hinaus ist der erzielbare Nutzen gering. Da sich sehr hohe Windenergiekapazitäten in der Direktvermarktung befinden, deren Marktprämie geringer ist, ist es unwahrscheinlich, dass negative Preise langfristig unter das Niveau der Marktprämie für Windenergieanlagen fallen. Eine Steuerung von PV Anlagen hätte somit keinen Nutzen. Zusammenfassend kann damit festgestellt werden, dass die Direktvermarktung keinen signifikanten Einfluss auf die Steuerbarkeit von EE Anlagen durch die Netzbetreiber haben wird.

104 98 Abschlussbericht für BMWi, / 5 Handlungsempfehlungen In Anbetracht der Notwendigkeit, auch PV-Anlagen abzuregeln und in Anbetracht der Feststellung, dass die Leistungsreserve zur Einhaltung der Systembilanz in ungünstigen Situationen nur einige wenige GW beträgt, sind verschiedene Schritte zu empfehlen. Mit Blick auf die Sicherstellung eines reibungsfreien Ablaufs und der Optimierung der operationellen Betriebsführung der Steuerung der dezentralen Anlagenpopulation und hier insbesondere der PV-Anlagen ist zu empfehlen: Schaffung geeigneter Rahmenbedingungen für die Quantifizierung und Prüfung der zuverlässigen Ansteuerbarkeit der dezentralen Erzeugungsanlagen durch den Netzbetreiber o Erfassung der tatsächlich durch den Netzbetreiber steuerbaren Anlagen im Rahmen der Prozesse des Energieinformationsnetzes o Regelmäßige Überprüfung der zuverlässigen Steuerbarkeit durch den Netzbetreiber in einem für den Anlagenbetreiber zumutbaren Rahmen, beispielsweise sollte der Netzbetreiber verpflichtet werden, die Anlage zu Testzwecken und in Abstimmung mit dem Anlagenbetreiber einmal im Jahr oder alle zwei Jahre um bis zu eine Stunde abzuregeln o Die Ergebnisse der regelmäßigen Überprüfungen sind in geeigneter Weise den Übertragungsnetzbetreibern zu berichten o Zur Vermeidung von unverhältnismäßig hohen administrativen Aufwendungen durch mögliche Entschädigungszahlungen sollten die durch diese Überprüfungen entgangenen Einnahmen oder anfallenden Kosten auf Seiten des Anlagenbetreibers nicht entschädigungspflichtig sein Sicherstellung des reibungslosen Kaskadenablaufs über alle Netzebenen hinweg, hierfür können regelmäßige Übungen eingeführt werden, dabei sollte eine einheitliche Testprozedur und ein verpflichtendes Reporting an die Übertragungsnetzbetreiber innerhalb der Branche abgestimmt werden Stärkere Abgrenzung zwischen Engpassmaßnahmen gem. 11 EEG i.v.m. 13 (2) EnWG und anderen Maßnahmen gem. 13 (2) EnWG o Klärung der Unterscheidung der Maßnahmen für alle betroffenen Akteure, insbesondere für Netzbetreiber der unteren Spannungsebenen und Anlagenbetreiber

105 / Abschlussbericht für BMWi, o Klare Differenzierung der Anforderung an technische und administrative Umsetzung vom Engpassmanagement nach 11 EEG und von Maßnahmen zur Einhaltung der Systembilanz nach 13 (2) EnWG o Maßnahmen zur Einhaltung der Systembilanz sind dem 13 (2) EnWG und nicht dem 13 (2) EnWG i.v.m. 11 EEG zuzuordnen o Etablierung eines Leitfadens Einspeisemanagement 2.0 für Maßnahmen nach 13 (2) EnWG; Ziel sollte es sein, für Maßnahmen zur Einhaltung der Systembilanz primär die vorhandene Infrastruktur zu nutzen oder die preisgünstigste und einfachste Technologie vorzuziehen Vollständige Einbeziehung von KWKG-geförderten Anlagen mit einem Inbetriebnahmedatum vor dem in die Umrüstungspflicht, Klärung der Rechtsunsicherheit Klärung des Vorrangs zwischen Abregel- und Regelenergieabruf-Signal Klärung der detaillierten Abschaltrangfolge vorrangberechtigter Anlagen Die Klärung der Rechte und Pflichten von Anlagenbetreibern sollte durch Ministerien und Behörden erfolgen, Empfehlungen der Branchenorganisationen tragen beim Anlagenbetreiber nur im beschränkten Umfang zur Akzeptanzgewinnung bei Über die bisherigen Anforderungen an die Leistungsreduktion der Anlagen hinaus sind keine weiteren Anforderungen erforderlich. o Neu errichtete dezentrale Erzeugungsanlagen größer 100 kw mit Anschluss in der Niederspannungsebene und alle Erzeugungsanlagen mit Anschluss in der Mittelspannungsebene müssen ihre Wirkleistung in Stufen von höchstens 10% der maximalen Wirkleistung reduzieren können und damit näherungsweise kontinuierlich ansteuerbar sein 14 o Durch entsprechende Gruppenbildung lässt sich eine hinreichende Kleinteiligkeit realisieren 14 Diese Anforderungen findet sich in der aktuellen Niederspannungsanschlussrichtlinie VDE-AR-N 4105 und bereits seit 2008 in der Mittelspannungsanschlussrichtlinie des BDEW

106 100 Abschlussbericht für BMWi, / Hinsichtlich Notwendigkeit und Nutzen einer Ausdehnung der Ist-Wert-Erfassung im Rahmen von Maßnahmen zur Einhaltung der Systembilanz ist zu differenzieren: o Für die operative Umsetzung von Maßnahmen zur Einhaltung der Systembilanz sehen wir keine Vorteile durch eine flächendeckende Ist-Wert-Erfassung bei einzelnen Anlagen kleiner 100 kw. Eine Ist-Wert-Schätzung aggregierter Anlagengruppen mit einer Gesamtleistung über 100 kw erscheint hinreichend, beispielsweise durch eine Erfassung je Mittelspannungsabgang. Mögliche weitere Vorteile der Ist-Wert-Erfassung, z.b. EinsMan Maßnahmen, bleiben von dieser Bewertung unberührt. o Zur regelmäßigen Überprüfung der zuverlässigen Abregelung von Anlagen kleiner 100 kw wäre eine Ist-Wert-Erfassung vorteilhaft Mit Blick auf eine Verringerung der Mindesterzeugung und damit Vergrößerung der Reserve sind verschiedene Maßnahmen denkbar, wobei in den meisten Fällen zunächst weitere Untersuchungen erforderlich sind, um das jeweilige Potenzial zu beziffern: Möglichkeiten zur Verringerung der (konventionellen) Mindesterzeugung: o Errichtung von Kompensationsanlagen zur Verringerung der Mindesterzeugung zur Spannungshaltung o Bereitstellung von Systemdienstleistungen durch EE-Anlagen Möglichkeiten zur Erhöhung der Last in kritischen Überschusssituationen o Steuerbare / zuschaltbare Lasten zur Erhöhung der Last zu Zeiten hoher PV- Einspeisung; das Potenzial ist allerdings mit Blick auf die Einhaltung der Systembilanz vermutlich begrenzt Verringerung des Umfangs der nicht-steuerbaren PV-Anlagen o Grad der Nutzung der 70%-Lösung ohne Steuerungsmöglichkeiten reduzieren, abschaffen oder zu mindestens entmutigen o Es muss sichergestellt werden, dass der Anteil der nicht steuerbaren Leistung nicht weiter zunimmt und die Zuverlässigkeit der anlagenseitig steuerbaren Anlagen erhöht wird. Dies würde bedeuten, alle neuen Erzeugungsanlagen zumindest dafür vorzubereiten, ansteuerbar zu sein (und ggf. den Empfänger bei tatsächlich absehbarem Bedarf nachzurüsten). Sofern eine Bagatellsschwelle gezogen werden soll, um Kleinstanlagen

107 / Abschlussbericht für BMWi, von einer solchen Verpflichtung auszunehmen, empfehlen wir eine verpflichtende Anforderung an PV-Anlagen zur Bereitstellung einer standardisierten Schnittstelle am PV-Wechselrichter ( EinsMan ready ) in Anlehnung an den ENTSO-E Network Code RfG [8] ab einer installierten Leistung von 800 Watt.

108 102 Abschlussbericht für BMWi, / 6 Zusammenfassung Aus unseren Arbeiten zur aktuellen und künftigen Steuerbarkeit dezentraler Erzeugungsanlagen und aus den hierauf aufbauenden Analysen zur Einhaltung der Systembilanz für den Zeitbereich bis 2016 lassen sich nachfolgende Erkenntnisse zusammenfassen: Es wird die Notwendigkeit zunehmen, EE-Erzeugung aus Bilanzgründen abzuregeln. Es ist absehbar, dass künftig auch PV-Anlagen von solchen Abregelungen betroffen sein werden. Es ist also unbedingt abzusichern, dass entsprechende Prozesse auch tatsächlich funktionieren. Es ist zur Einhaltung der Systembilanz kein akuter Bedarf absehbar, die heute und bis 2016 absehbaren nicht ansteuerbaren PV-Anlagen ansteuerbar zu machen 15. o Derzeit sind ca. 20 GW in Erzeugungsanlagen installiert, die nicht ansteuerbar sind, davon entfallen ca. 17 GW auf PV-Analgen o Selbst unter ungünstigen Bedingungen sind aus Sicht der Systembilanzeinhaltung ca GW an nicht steuerbare Erzeugungsleistung zulässig, also besteht noch ca GW Reserve. Die genannte Bandbreite ist im Wesentlichen abhängig davon, in welcher Höhe in den potenziell kritischen Zeiten Stromexporte getätigt werden; das untere Ende der Bandbreite gilt für die eher theoretischen Fälle, in denen zu Zeiten hoher PV-Einspeisung praktisch keine Exporte getätigt würden. Es ist aber auch anzuerkennen, dass bei ungünstigen Systemzuständen (hohe PV- Einspeisung, wenig Wind, geringe Last, wenig Exporte) die Leistungsdifferenz zur Nicht- Einhaltung der Systembilanz nur noch wenige GW beträgt. Es muss sichergestellt werden, dass der Anteil nicht ansteuerbarer Anlagen nicht weiter zunimmt. 15 Gleichwohl kann es aus anderen Gründen die nicht Gegenstand der vorliegenden Studie waren unter Umständen sinnvoll sein, weitergehende Anforderungen an die Steuerbarkeit von Erzeugungsanlagen mit geringer installierter Leistung zu stellen.

109 / Abschlussbericht für BMWi, In Anbetracht der Notwendigkeit, auch PV-Anlagen abzuregeln und in Anbetracht der Feststellung, dass die Leistungsreserve zur Einhaltung der Systembilanz in ungünstigen Situationen nur einige wenige GW beträgt, sind verschiedene Schritte zu empfehlen. Mit Blick auf die Sicherstellung eines reibungsfreien Ablaufs und der Optimierung der operationellen Betriebsführung der Steuerung der dezentralen Anlagenpopulation und hier insbesondere der PV-Anlagen ist zu empfehlen: Schaffung geeigneter Rahmenbedingungen für die Quantifizierung und Prüfung der zuverlässigen Ansteuerbarkeit der dezentralen Erzeugungsanlagen durch den Netzbetreiber Sicherstellung des reibungslosen Kaskadenablaufs über alle Netzebenen hinweg, hierfür können regelmäßige Übungen eingeführt werden Stärkere Abgrenzung zwischen Engpassmaßnahmen gem. 11 EEG i.v.m. 13 (2) EnWG und anderen Maßnahmen gem. 13 (2) EnWG Vollständige Einbeziehung von KWKG-geförderten Anlagen mit einem Inbetriebnahmedatum vor dem in die Umrüstungspflicht Klärung der detaillierten Abschaltrangfolge vorrangberechtigter Anlagen Mit Blick auf eine Verringerung der Mindesterzeugung und damit Vergrößerung der Reserve sind verschiedene Maßnahmen denkbar, wobei in den meisten Fällen zunächst weitere Untersuchungen erforderlich sind, um das jeweilige Potenzial zu beziffern: Möglichkeiten zur Verringerung der (konventionellen) Mindesterzeugung: o Errichtung von Kompensationsanlagen zur Verringerung der Mindesterzeugung zur Spannungshaltung o Bereitstellung von Systemdienstleistungen durch EE-Anlagen Möglichkeiten zur Erhöhung der Last in kritischen Überschusssituationen o Steuerbare / zuschaltbare Lasten zur Erhöhung der Last zu Zeiten hoher PV- Einspeisung; das Potenzial ist allerdings mit Blick auf die Einhaltung der Systembilanz vermutlich begrenzt Weitere Verringerung des Umfangs der nicht-steuerbaren PV-Anlagen

110 104 Abschlussbericht für BMWi, / o Grad der Nutzung der 70%-Lösung ohne Steuerungsmöglichkeiten reduzieren, abschaffen oder zu mindestens entmutigen o Es muss sichergestellt werden, dass der Anteil der nicht steuerbaren Leistung nicht weiter zunimmt und die Zuverlässigkeit der anlagenseitig steuerbaren Anlagen erhöht wird. Dies würde bedeuten, alle neuen Erzeugungsanlagen zumindest dafür vorzubereiten, ansteuerbar zu sein (und ggf. den Empfänger bei tatsächlich absehbarem Bedarf nachzurüsten). Sofern eine Bagatellsschwelle gezogen werden soll, um Kleinstanlagen von einer solchen Verpflichtung auszunehmen, empfehlen wir eine verpflichtende Anforderung an PV-Anlagen zur Bereitstellung einer standardisierten Schnittstelle am PV-Wechselrichter ( EinsMan ready ) in Anlehnung an den ENTSO-E Network Code RfG [8] ab einer installierten Leistung von 800 Watt.

111 / Abschlussbericht für BMWi, Literatur [1] Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie (DGS) e.v. (2013) EnergyMap.info. Konsolidierte und plausibilisierte Datenbank der Stammdaten von EEG-Anlagen in Deutschland. Online verfügbar unter zuletzt aktualisiert im Februar 2013 [2] Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (BNetzA) (2013) Photovoltaik-Melderegister Online verfügbar unter bareenergiengesetz/verguetungssaetzepvanlagen/verguetungssaetzephotovoltaik_node.html, zuletzt aktualisiert im Februar 2013 [3] Bundesamts für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (BAFA) (2012) Anlagenregister aller nach dem KWK-G geförderten Erzeuger Datenbankauszug vom Oktober 2012 [4] Ecofys (2010), Gutachten im Auftrag der Bundesnetzagentur Standardlastprofile für unterbrechbare, temperaturabhängige Verbrauchseinrichtungen. Online verfügbar unter nternehmen_institutionen/netzzugangundmesswesen/gutachtestandardlastprofile/gutachten HeizstrommarktI_Id17128pdf.pdf, zuletzt geprüft am [5] Ecofys/Prognos (2011), Gutachten im Auftrag des BMWi Potenziale der Wärmepumpe zum Lastmanagement im Strommarkt und zur Netzintegration erneuerbarer Energien. Online verfügbar unter zuletzt geprüft am

112 106 Abschlussbericht für BMWi, / [6] Ecofys (2013) Einspeisemanagement in Schleswig-Holstein. Im Auftrag vom Ministerium für Energiewende, Landwirtschaft, Umwelt und ländliche Räume des Landes Schleswig-Holstein. Online verfügbar unter blob=pu blicationfile.pdf, zuletzt geprüft am [7] Die 50Hertz Transmission GmbH (2013) Maßnahmen und Anpassungen in Wahrnehmung der Systemverantwortung. Online verfügbar unter zuletzt geprüft am [8] European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E) (2012) ENTSO-E Network Code for Requirements for Grid Connection Applicable to all Generators Online verfügbar unter zuletzt geprüft am [9] Deutsches BiomasseForschungsZentrum (DBFZ) (2012) Monitoring zur Wirkung des Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) auf die Entwicklung der Stromerzeugung aus Biomasse. Endbericht zur EEG-Periode 2009 bis Im Auftrag vom Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit. Online verfügbar unter Stromerzeugung_aus_Biomasse_Endbericht_Ver%C3%B6ffentlichung_FINAL_FASSUNG.pdf, zuletzt geprüft am

113 / Abschlussbericht für BMWi, [10] Statistisches Bundesamt (2013) Bundestagswahlkreise 2013 mit ihren zugeordneten Gemeinden mit PLZ, Fläche und Bevölkerung am (4. Quartal) Online verfügbar unter zeichnis/administrativ/archiv/gvauszugq/btw20134q2012.html, zuletzt geprüft am [11] Ecofys (2013) Abschätzung der Bedeutung des Einspeisemanagements nach 11 EEG und 13 Abs. 2 EnWG. Auswirkungen auf die Windenergieerzeugung in den Jahren 2010 und Im Auftrag vom Bundesverband WindEnergie e.v. Online verfügbar enwg/ _ecofy_studie_einsman_final.pdf, zuletzt geprüft am [12] Bundesnetzagentur (2011) Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement. Abschaltrangfolge, Berechnung von Entschädigungszahlungen und Auswirkungen auf die Netzentgelte. Version 1.0. Online verfügbar unter zuletzt geprüft am [13] Bundesnetzagentur (2012) Beschluss. Aktenzeichen: BK Online verfügbar unter -Geschaeftszeichen-Datenbank/BK6/2011/BK bis100/BK /BK6_11_098_Beschluss.pdf? blob=publicationfile, zuletzt geprüft am

114 108 Abschlussbericht für BMWi, / [14] Bundesnetzagentur (2012) Positionspapier zu den technischen Vorgaben nach 6 Abs. 1 und Abs. 2 EEG rnehmen_institutionen/erneuerbareenergien/zahlendateninformationen/zahlenunddatennode.html, zuletzt geprüft am [15] Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit und Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (2012) Anwendungshinweis 6 Absatz 2 EEG 2012 Online verfügbar unter zuletzt geprüft am [16] Jan Sötebier (2013) Einspeisemanagement-Leitfaden und EE-Vorrang. Präsentation im Rahmen des BDEW Informationstags Energie, Bundesnetzagentur. [17] Jan Sötebier (2012) Der Leitfaden der Bundesnetzagentur zum Einspeisemanagement. Präsentation im Rahmen des BDEW Informationstags Energie, Bundesnetzagentur.

115 / Abschlussbericht für BMWi, [18] Forum Netztechnik / Netzbetrieb (FNN) im VDE e.v. (2011) VDE-Anwendungsregel VDE-AR-N Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz. Technische Mindestanforderungen für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz. [19] Bartels, Wolfgang; Ehlers, Frank; Heidenreich, Kurt; Hüttner, Ragnar; Kühn, Holger; Meyer, Tim et al. (2008) Technische Richtlinie Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz. Richtlinie für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz. BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. Online verfügbar unter zuletzt geprüft am [20] Bouillon, Hanns; Frey, Dieter; Hermann, Mike; Kreye, Horst; Mahn, Ulrich; Müller, Winfried et al. (2003) TransmissionCode Netz- und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber. Verband der Netzbetreiber VDN e.v. beim VDEW. Online verfügbar unter zuletzt geprüft am [21] Berndt, Holger; Hermann, Mike; Kreye, Horst; Reinisch, Rüdiger; Scherer, Ulrich; Vanzetta, Joachim (2007) TransmissionCode Netz- und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber. Verband der Netzbetreiber VDN e.v. beim VDEW. Online verfügbar unter ransmissioncode2007.pdf, zuletzt geprüft am

116 110 Abschlussbericht für BMWi, / [22] Saßnick, Yvonne; Ehlers, Frank; Aichner, Johannes; Heidenreich, Kurt; Hinz, Klaus; Koschnick, Mirko et al. (2004) EEG-Erzeugungsanlagen am Hoch- und Höchstspannungsnetz. Leitfaden für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien an das Hoch- und Höchstspannungsnetz in Ergänzung zu den Netz- Codes. Verband der Netzbetreiber VDN e.v. beim VDEW. Online verfügbar unter zuletzt geprüft am [23] Forum Netztechnik / Netzbetrieb (FNN) im VDE e.v. (2011) Empfehlungen zur Umsetzung des neuen EEG 6. Online verfügbar unter zuletzt geprüft am [24] Forum Netztechnik / Netzbetrieb (FNN) im VDE e.v. (2012) Hinweise zur technisch / betrieblichen Umsetzung des Einspeisemanagements. [25] BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.v., Verband kommunaler Unternehmen e.v. (2012) Praxis-Leitfaden für unterstützende Maßnahmen von Stromnetzbetreibern. Kommunikations- und Anwendungs-Leitfaden zur Umsetzung der Systemverantwortung gemäß 13 Abs. 2, 14 Abs. 1 und 14 Abs. 1c EnWG. Online verfügbar unter BDEW-VKU%20Praxis- Leitfaden%20f%C3%BCr%20unterst%C3%BCtzende%20Ma%C3%9Fnahmen%20von%2 0Stromnetzbetreibern%20%20gem.%20Paragraphen%2013%20Abs.%202,%2014%2 0Abs.%201%20und%2014%20Abs.%201c.pdf, zuletzt geprüft am

117 / Abschlussbericht für BMWi, [26] BDEW Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.v., Verband kommunaler Unternehmen e.v. (2008) BDEW / VKU Mustervereinbarung über die Unterstützung von Maßnahmen gemäß 13 Absatz 2, 14 Absatz 1 und 14 Absatz 1a EnWG. Online verfügbar unter VKU_- _Mustervereinbarung_ueber_die_Unterstuetzung_von_Masznahmen_gemaesz_13_Ab satz_2_14_a/$file/ _mustervertrag_sysv Endfassung_gesamt.pdf, zuletzt geprüft am [27] Europäische Funk-Rundsteuerung GmbH (2012) Broschüre. EFR Energiemanagement per Funk. Online verfügbar unter zuletzt geprüft am [28] Kirmse, Gerhard (2011) Rundsteuer-Frequenzen. Deutschland. Onlinequelle: zuletzt geprüft am [29] Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbh (2012) Funktionsbeschreibung zum Netzsicherheitsmanagement/Gerätebeschreibung Schnelleinführung Online verfügbar unter ionsbeschreibung_nsm_mitnetz_strom.pdf, zuletzt geprüft am [30] Ulf Matthes (2013) Das EEG Einspeisemanagement, Der Anwendungsfall: Erfahrungen aus Netzbetreibersicht Präsentation im Rahmen des BDEW Informationstags Energie, Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbh.

118 112 Abschlussbericht für BMWi, / [31] Marc Behnke (2013) Technische Voraussetzungen für das EEG-Einspeisemanagement Präsentation im Rahmen des BDEW Informationstags Energie, E.ON edis AG. [32] EWE NETZ GmbH (2012) Technische Anforderungen zur Umsetzung des Einspeisemanagements im Verteilnetz Strom der EWE NETZ GmbH für Anlagen mit einer installierten elektrischen Leistung von mehr als 100 kw Online verfügbar unter 0kW.pdf, zuletzt geprüft am [33] R2B ENERGY CONSULTING GmbH (2012) Jahresprognose 2013 und Mittelfristprognose bis 2017 zur deutschlandweiten Stromerzeugung aus EEG geförderten Kraftwerken. Im Auftrag der 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, TenneT TSO GmbH, TransnetBW GmbH. Online verfügbar unter zuletzt geprüft am [34] R2B ENERGY CONSULTING GmbH (2012) EEG-Mittelfristprognose: Entwicklung 2013 bis 2017 (Trend-Szenario). Im Auftrag der 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, TenneT TSO GmbH, TransnetBW GmbH. Online verfügbar unter zuletzt geprüft am [35] Prognos AG, Berliner Energieagentur GmbH (2011) Zwischenüberprüfung zum Gesetz zur Förderung der Kraft-Wärme-Kopplung. Online verfügbar unter Gesetz.pdf, zuletzt geprüft am

119 / Abschlussbericht für BMWi, [36] BDEW, VKU, BEE, BWE, BDW et al. (2012) Ermittlung von Entschädigungszahlungen nach 12 Abs. 1 EEG Online verfügbar unter Entschaedigungszahlungen-nach-12-Abs-1-EEG-2009/$file/ _Verbaendeempfehlung-Entschaedigungszahlungen-Par12EEG2009.pdf, zuletzt geprüft am [37] Bayernwerk AG (2013) Übersicht der Einspeisemanagement Einsätze im Netzgebiet der Bayernwerk AG. Online verfügbar unter ent/veroeffentlichungen/abgeschlossene_einsaetze/detailseite.htm, zuletzt geprüft am

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121 / Abschlussbericht für BMWi, Anhang

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123 / Abschlussbericht für BMWi, A Anhang A.1 Einschätzung der verwendeten Datenbasis Photovoltaik Bedingt durch die sehr hohe Dynamik beim Zubau von Photovoltaikanlagen ist dieser Anlagentyp in den Anlagenregistern der Netzbetreiber zeitnah nicht vollständig erfasst. Die Differenz zwischen der energymap und der BNetzA liegt bei rund 1,2 GW. In dieser Untersuchung werden die Analysen und Berechnungen deshalb für Anlagen nach dem auf Basis der offiziellen Angaben der BNetzA durchgeführt. Im BNetzA Melderegister werden stellenweise Teilanlagen gemeldet, weshalb die Anlagenleistung durchschnittlich kleiner und die Anlagenzahl tendenziell größer ausfällt. Unsicherheiten bei der Bestimmung der Leistungsklassen aufgrund der Neuregelung des Anlagenbegriffs nach 6 (3) EEG und einer daraus notwendige Anlagenzusammenfassung sind mit Hilfe der verfügbaren Datenbanken nur unzureichend ableitbar. Hierfür erfolgt im Rahmen der Untersuchung eine Abschätzung der Unsicherheit auf Basis der aktuell laufenden Umfrage der Netzbetreiber. Windenergie Teilweise werden Windparks als eine Anlage ausgewiesen. Im Falle sehr großer installierter Leistungen sind diese eindeutig identifizierbar und wurden entsprechend korrigiert. Unsicherheiten durch nicht eindeutig identifizierbaren Windparks bleiben bestehen. Stilllegungen oder Repowering von Anlagen sind in den Anlagenregistern unterjährig nur unzureichend erfasst. Die verwendete Datenbasis entspricht dem Stand zum Jahresende und weist eine höhere Datenqualität auf. Eine Unsicherheit bei der eindeutigen Erfassung von Stilllegungen oder Repowering von Anlagen bleibt bestehen. Biomasse Stellenweise ist die Zuordnung der Untertypenbezeichnung (feste Biomasse und Biogas) in den Anlagenregistern nicht eindeutig. Auf Basis der Erfahrung, dass die Leistungsklassen von Biogasanlagen tendenziell

124 A-2 Abschlussbericht für BMWi, / kleiner sind als die von Anlagen mit fester Biomasse, korrigierten wir stellenweise die Zuordnung. Im Anlagenregister melden Anlagenbetreiber von Biogasanlagen stellenweise eine höhere Leistung als die tatsächlich verbaute Leistung (bis zu 20 %). Die in den Anlagenregistern ausgewiesene Leistung von Biogasanlagen kann deshalb über den Angaben von anderen Erhebungen (z. B. Branchenabfrage) liegen. Bei Biogasanlagen gibt es die Besonderheit, dass im Anlagenregister ein Stromerzeuger als eine Anlage gilt. In Vergleichsstudien [9] werden auf Basis von Branchenabfragen mehrere Erzeuger zu einer Anlage zusammengefasst. Zum Beispiel verfügt eine Biogasanlage ggf. über mehrere (Blockheizkraftwerke) BHKWs zur Stromerzeugung. In den Anlagenregistern wird aber jeder Stromerzeuger, also jedes BHKW, als eine Anlage gezählt. In der folgenden Untersuchung orientieren wir uns an dieser Anlagendefinition. Stilllegungen oder Repowering von Anlagen sind in den Anlagenregistern unterjährig nur unzureichend erfasst. Die verwendete Datenbasis entspricht dem Stand zum Jahresende und weist eine höhere Datenqualität auf. Eine Unsicherheit bei der eindeutigen Erfassung von Stilllegungen oder Repowering von Anlagen bleibt bestehen. Sonstige EEG KWK Stilllegungen oder Repowering von Anlagen sind in den Anlagenregistern unterjährig nur unzureichend erfasst. Die verwendete Datenbasis entspricht dem Stand zum Jahresende und weist eine höhere Datenqualität auf. Eine Unsicherheit bei der eindeutigen Erfassung von Stilllegungen oder Repowering von Anlagen bleibt bestehen. Stilllegungen oder Repowering von Anlagen sind nicht immer eindeutig identifizierbar. Tabelle 6.1: Einschätzung der Einschränkungen der Datenbasis je Energieträger

125 Leistung in GW Anzahl / Abschlussbericht für BMWi, A.2 Entwicklung der installierten Leistung und Anzahl von DEA Photovoltaik Abbildung 6.1 zeigt die Entwicklung der installierten Leistung von PV-Anlagen (linke Achse, Balken) sowie der Anlagenzahl (rechte Achse, Linie) zwischen 1998 und Im genannten Zeitraum stieg die Leistung auf 32,4 GW (2012) bei einer Anlagenzahl von knapp 1,3 Millionen. Das Wachstum der installierten PV-Leistung lag in den letzten fünf Jahren zwischen 31% (Gesamtleistung in 2012 im Vergleich zu 2011) und 74% (Gesamtleistung in 2010 gegenüber 2009) pro Jahr. Der gleichzeitig leicht abflachende Verlauf der Anlagenzahl deutet auf die zunehmende Installation größerer Anlagen hin Höchstspannung Hochspannung Mittelspannung Niederspannung kumulierte Anlagenzahl 2,000,000 1,600,000 1,200, , , Jahr Abbildung 6.1 Entwicklung der installierten Leistung von Photovoltaikanlagen in Deutschland, Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage von [1] und [2], Stand: Aus Abbildung 6.1 lässt sich ebenfalls die Verteilung der installierten Leistung auf die Spannungsebene ablesen. Dabei bezeichnet in Deutschland Niederspannung die Ebene bis 0,4 kv, Mittelspannung die 10- bis 30-kV-Ebene, Hochspannung die 110-kV-Ebene, sowie Höchstspannung die Netzebenen mit einer Spannung ab 220 kv. Photovoltaikanlagen wurden bis zum Jahr 2003 ausschließlich an die Niederspannungsebene angeschlossen, bevor 2004 erste Anlagen in der Mittelspannungsebene und in 2008 in der Hochspannungsebene angesiedelt

126 A-4 Abschlussbericht für BMWi, / wurden. In 2012 war mit 65% der installierten Leistung der Großteil der Anlagen in der Niederspannungsebene angeschlossen, 30% und 5% in der Mittel- und Hochspannung. Auf Höchstspannungsebene befanden sich keine Anlagen. Diese Analyse verdeutlicht, dass PV und die Steuerbarkeit der entsprechenden Anlagen insbesondere für die unteren Ebenen der Verteilnetze relevant sind. Die Verteilung ist dem großen Anteil privater Dachanlagen geschuldet, die über den Hausanschluss mit dem Netz verbunden sind. Größere, auf Freiflächen installierte Anlagen wurden jedoch in den letzten Jahren verstärkt verbaut, sodass der Anteil der auf höheren Spannungsebenen installierten Leistung zunehmen wird. Windenergie Im Vergleich zur Photovoltaik weist die Entwicklung der installierten Leistung von Windenergieanlagen einen stetigeren Verlauf mit geringeren Wachstumsraten auf. Bild 6.2 lässt nichtsdestotrotz einen deutlichen Anstieg der Leistung von 2,2 GW im Jahr 1998 auf 31,3 GW in 2012 erkennen. Das durchschnittliche Wachstum der Leistung zum jeweiligen Vorjahr betrug 7% pro Jahr in den letzten fünf Jahren. Die Zahl der Anlagen ist seit 1998 um etwa auf in 2012 gestiegen, wobei sich die technische Entwicklung in einer Steigerung der durchschnittlichen Anlagengröße von 45 kw (1998) auf kw (2012) niederschlägt.

127 Leistung in GW Anzahl / Abschlussbericht für BMWi, Höchstspannung Hochspannung Mittelspannung Niederspannung kumulierte Anlagenzahl 30,000 25,000 20,000 15, ,000 5, Jahr Bild 6.2: Entwicklung der installierten Leistung von Windenergieanlagen in Deutschland, Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage von [1], Stand: Windenergieanlagen wurden bereits 1998 im Bereich der Nieder- bis zur Hochspannung angeschlossen. Seit 2001 befinden sich außerdem Anlagen auf der Höchstspannungsebene. Der Großteil der installierten Leistung (63%) ist auch 2012 weiterhin in der Mittelspannung angesiedelt, jedoch ist der Anteil der am Hochspannungsnetz angeschlossenen Leistung kontinuierlich auf derzeit 32% angewachsen. Die an das Höchstspannungsnetz angeschlossene Leistung ist dagegen in den letzten Jahren nur langsam auf knapp 4% angewachsen. Biomasse Wie in Bild 6.3 ersichtlich, sind Biomasseanlagen mit 81% der installierten Leistung des Jahres 2012 ebenfalls vorwiegend in der Mittelspannung angesiedelt. 14% der Leistung entfällt zudem auf die Niederspannungsebene, 5% auf die Hochspannungsebene und weniger als 1% auf die Höchstspannungsebene. Der Anteil der auf der Mittelspannungsebene angesiedelten Leistung ist seit 1998 leicht gestiegen und wird voraussichtlich auch in Zukunft die Verteilung der Anlagenpopulation dominieren, da Biomasseanlagen typischerweise in der Nähe von Agrar- und Forstbetrieben mit entsprechenden Anschlüssen installiert werden.

128 Leistung in GW Anzahl A-6 Abschlussbericht für BMWi, / Höchstspannung Hochspannung Mittelspannung Niederspannung kumulierte Anlagenzahl 40,000 35,000 30,000 25,000 20,000 15, , , Jahr Bild 6.3 Entwicklung der installierten Leistung von Biomasseanlagen in Deutschland, Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage von [1], Stand: Insgesamt hat sich die installierte Leistung von Biomasseanlagen von 0,2 GW in 1998 auf etwa 6 GW im Jahr 2012 erhöht. Im gleichen Zeitraum ist die Anlagenzahl von 260 auf aktuell Anlagen angestiegen. Die durchschnittliche Anlagengröße schwankt im Zeitverlauf nur leicht und beträgt derzeit 400 kw. Sonstige EEG-Anlagen Bild 6.4 stellt die Entwicklung der sonstigen EEG-geförderten Anlagen seit 1998 dar. Zu diesen Anlagen zählen kleine Wasserkraftwerke, Grubengas- und Geothermieanlagen. Die Summe der installierten Leistung dieser Anlagentypen ist bis zum Jahr 2012 von 0,7 auf 2,3 GW gestiegen, was mit einem Anstieg der Anlagenzahl von auf einhergegangen ist. Die durchschnittliche Anlagengröße beläuft sich derzeit auf 270 kw. Bei der relevanten Spannungsebene handelt es sich um die Mittelspannungsebene (73% der installierten Leistung), gefolgt von den Niederspannungs- und Hochspannungsebenen mit etwa gleichen Anteilen (15 bzw. 12%). Der Anteil der auf der Höchstspannungsebene angesiedelten Anlagen ist verschwindend gering.

129 Leistung in GW Anzahl / Abschlussbericht für BMWi, Höchstspannung Hochspannung Mittelspannung Niederspannung kumulierte Anlagenzahl 14,000 12,000 10,000 8, ,000 4,000 2,000 0 Jahr Bild 6.4 Entwicklung der installierten Leistung von sonstigen EEG-Anlagen in Deutschland, Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage von [1], Stand: Kraft-Wärme-Kopplung Die Entwicklung der KWKG-geförderten Anlagenpopulation wird in Bild 6.5 widergegeben. Die installierte Leistung der Anlagen ist seit 1998 um 23% von 34,2 auf 42,2 GW gestiegen. Im gleichen Zeitraum hat sich die Zahl der KWK-Anlagen um auf erhöht. Folglich ist die durchschnittliche Anlagengröße deutlich von 14,7 auf 1,2 MW gesunken.

130 Installierte Leistung in GW Anzahl Anlagen (kumuliert) A-8 Abschlussbericht für BMWi, / KWK Hochspannung Mittelspannung Niederspannung Anlagenbestand (kumuliert) Jahr Bild 6.5 Entwicklung der installierten Leistung von KWK-G geförderten Anlagen in Deutschland, Quelle: Eigene Darstellung auf Grundlage von [3], Stand: Der Trend zu kleineren Anlagen schlägt sich jedoch nicht in einem Wechsel der typischen Spannungsebene nieder: 72% der installierten Leistung sind derzeit auf der Höchstspannungsebene angeschlossen, 21% auf der Hochspannungsebene und 7% darunter. Diese Anteile sind im Laufe der letzten Jahre weitestgehend konstant geblieben. Dies ist vor allem damit zu begründen, dass es sich bei den Kleinanlagen um Anlagen sehr kleiner Leistungsklassen handelt.

131 / Abschlussbericht für BMWi, A.3 Klassifizierung der Netzbetreiber Klassifizierung der deutschen Netzbetreiber Tabelle 6.2 Verteilung der betrachteten installierten DEA Leistung nach Größe des Netzbetreibers und Erfahrung des Netzbetreibers mit der Steuerung, Quelle: Eigene Analyse auf Basis der Branchenabfrage, [1], [2] und [3] Installierte Leistung DEA im Netzgebiet > 1 GW 1 bis 0,1 GW < 0,1 GW Regelmäßig EinsMan 32 GW 1 GW 0 GW Selten / kein EinsMan 27 GW 10 GW 15 GW Legende: In der Regel umfassende Erfahrung mit der Steuerung In der Regel korrekter Einbau / Keine regelmäßige Anwendung der Steuerung In der Regel keine Erfahrung mit der Steuerung Tabelle 6.3 Verteilung der installierten PV Leistung nach Größe des Netzbetreibers und Erfahrung des Netzbetreibers mit der Steuerung, Quelle: Eigene Analyse auf Basis der Branchenabfrage, [1], [2] und [3] Installierte Leistung DEA im Netzgebiet > 1 GW 1 bis 0,1 GW < 0,1 GW Regelmäßig EinsMan 8 GW 0 GW 0 GW Selten / kein EinsMan 14 GW 4 GW 6 GW Legende: In der Regel umfassende Erfahrung mit der Steuerung In der Regel korrekter Einbau / Keine regelmäßige Anwendung der Steuerung In der Regel keine Erfahrung mit der Steuerung

132 A-10 Abschlussbericht für BMWi, / Tabelle 6.4 Verteilung der Anzahl der Netzbetreiber nach Größe und Erfahrung mit der Steuerung, Quelle: Eigene Analyse auf Basis der Branchenabfrage, [1], [2] und [3] Anzahl der Netzbetreiber > 1 GW 1 bis 0,1 GW < 0,1 GW Regelmäßig EinsMan Selten / kein EinsMan Legende: In der Regel umfassende Erfahrung mit der Steuerung In der Regel korrekter Einbau / Keine regelmäßige Anwendung der Steuerung In der Regel keine Erfahrung mit der Steuerung Klassifizierung der befragten Netzbetreiber Tabelle 6.5 Verteilung der Anzahl der befragten Netzbetreiber nach Größe und Erfahrung mit der Steuerung, Quelle: Eigene Analyse auf Basis der Branchenabfrage, [1], [2] und [3] Anzahl der Netzbetreiber > 1 GW 1 bis 0,1 GW < 0,1 GW Regelmäßig EinsMan Selten / kein EinsMan Legende: In der Regel umfassende Erfahrung mit der Steuerung In der Regel korrekter Einbau / Keine regelmäßige Anwendung der Steuerung In der Regel keine Erfahrung mit der Steuerung

133 / Abschlussbericht für BMWi, A.4 Branchenverständnis zum Einspeiseranking von Erzeugungsanlagen Tabelle 6.6 Vereinfachtes Einspeiseranking von Erzeugungsanlagen, Quelle: [25] A.5 Entwicklung der installierten PV-Leistung in 2013 Im Trendszenario der Mittelfristprognose aus dem Jahr 2013 [34] prognostizierten die ÜNB für das Jahr 2013 eine installierte PV-Leistung von knapp 39 GW. Unter Berücksichtigung der aktuell veröffentlichten Zahlen der BNetzA [2] und einer Fortschreibung der Entwicklung bis Ende 2013 ist eine installierte Leistung von knapp 36 GW zu erwarten. Vor diesem Hintergrund ist davon auszugehen, dass die für die Untersuchung verwendete Prognose um 3 GW über der tatsächlichen Entwicklung liegt. Tendenziell ist zu erwarten, dass der Zubau in den nächsten Jahren unter den ursprünglichen Prognosen liegt. Weiterhin haben die Übertragungsnetzbetreiber die im November 2013 aktualisierte Mittelfristprognose in der Art angepasst, dass die 52 GW Grenze nun erst im Jahr 2018 erreicht wird. Für die Analyse ist neben der absoluten Zubaurate insbesondere die Struktur der Population der zugebauten Anlagen und der Anteil der Kleinanlagen von Bedeutung.