Energiestrategie für Deutschland - ohne oder mit Bayern -

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1 Energiestrategie für Deutschland - ohne oder mit Bayern - Energiedialog Bayern Armin Schnettler Univ.-Prof. Dr.-Ing. Direktor des Instituts für Hochspannungstechnik 1

2 Agenda Prozess des Netzentwicklungsplans Annahmen und Randbedingungen Prozess und Resultate Technik Sensitivitäten und Risiken Empfehlungen Hilfe aus Österreich Leitungen für Kohle Energiestrategie für Bayern? 2 2

3 Stromnetz in Deutschland Kennzahlen 2013 Höchstspannungsnetz (Sicherheit! Handel) 380 / 220 kv Verteilungsnetz (Zuverlässigkeit! Qualität) 110 kv Leitungslängen unterlagerte Spannungsebenen Total: ca. 1,7 Mill. km Erzeugungsleistung km Höchstspannung Installiert: Wind/PV: ca MW > MW Biom./Wasser > MW Spitzenlast: ca MW Steuerung erfolgt in Echtzeit! Quelle: Verband kommunaler Unternehmen (VKU), April

4 Vorgehensweise beim Netzentwicklungsplan Anforderungen an Netze ergeben sich aus Erzeugungs/Last-Portfolio Quelle: ÜNB Mehrphasige Vorgehensweise beim Netzentwicklungsplan Quelle: Netzentwicklungsplan 2013 Szenariorahmen Entwicklung NEP Konsultation Bewertung/Genehmigung durch BNetzA und Gutachter Durch Szenarien werden mögliche Entwicklungen abgedeckt; Netznutzungsfälle simulieren reale Netzzustände 4 4

5 Szenariorahmen NEP Jahreshöchstlast: 84 GW - Nettostrombedarf: 535 TWh - P inst, EE : 170 GW - Änderungen NEP Aktualisierung EE-Bestand und Prognose (Anstieg) - Aktualisierter KW-Park - Reduktion Höchstlast v. 87,5GW - Änderungen NEP Aktualisierung EE-Bestand und Prognose (Anstieg) - Sensitivitäten, z.b. KW-Bestand 5 5

6 Entwicklung des Netzentwicklungsplans Vorgehensweise Regionalisierung & Markt Netzentwicklung Technisch-wirtschaftliche Bewertung Erzeugung Netzmodell Bewertung des deutschen Energiesystems Vertikale Netzlast Ableitung des Ausbaubedarfs und der Maßnahmen inkl. Sensitivitäten 6

7 Regionalisierung von Erzeugung und Last Erzeugung und Last Definition von Flächenrastern Zuteilung von Last und Erzeugung Zuordnung von Flächen zu georef. Netzknoten Generieren von EE- Einspeisezeitreihen Sensitivitätsanalyse Regionalisierung der Erzeugungskapazitäten und der Last Allokation von Erneuerbaren Energien und thermischen Kraftwerken auf ein Flächenraster Methodik zur Zuordnung von Flächenraster zu georeferenzierten Netzknoten Generierung von EE-Einspeisezeitreihen Auf Basis europaweit verfügbarer konsistenter Wetterdaten sowie Szenariovorgaben Berücksichtigung der raum-/zeitlichen Korrelation der EE-Erzeugung Sensitivitätsanalysen Alternative Verteilungen von Erneuerbaren Energien, Variation des Wetterjahres, etc. 7 7

8 PV Einspeisung im Jahr 2023 (P inst = 61 GW) Sonniger Frühsommer PV einfacher prognostizierbar Lokale Gegebenheiten mit hohem Einfluss Nebel, Schnee etc. Trend zur Steigerung des Eigenverbrauchs PV-Speicher Einfluss schwierig prognostizierbar (keine Erfahrungswerte) Batteriespeicher, Wärmepumpe etc. IFHT 8

9 Wind Einspeisung im Jahr 2023 (P inst = 64 GW) Windfronten Regionen mit hohem, z.t. dauerhaftem Überschuss > 4000h/a in Regionen Nord-DE Windfronten erfordern zeit-ortsabhängige Betrachtungen Noch höherer Anstieg der installierten Leistung möglich Repowering IFHT 9

10 Residuallast im Jahr 2023 (P inst = 64 GW) aktuelle Last EE-Einspeisung 100MW 50MW Sehr heterogene Verteilung der EE- Einspeisung Regional Leistungsklassen (Anschluss in Niederspannung bis Höchstspannung) Große Lastzentren dauerhaft als Residuallast Singulär Großstädte für Lastabwurf berücksichtigen? Geringere Unsicherheit bei prognostizierter Last; geringere Eigenerzeugung 0MW -50MW -100MW IFHT 10

11 Strom Marktsimulation Deckung des restlichen Energiebedarfs Dreistufiges Optimierungsverfahren nach EE-Vorrangregelung (im Europäischen Markt) Strommarktsimulation (z.b Nutzungsfälle) Blockscharfe Abbildung des europäischen Erzeugungssystems (Kraftwerke + Speicher) Berücksichtigung des internationalen Stromhandels (Kuppelleitungen, NTC) Stufe I Ermittlung des internationalen Stromhandels (Import und Export) Stufe II Detailsimulation für die einzelnen Länder unter Berücksichtigung von Import und Export Stufe III Finaler europäischer Kraftwerkseinsatz im Stundenraster (Hydrothermal Economic Dispatch) Austauschfahrpläne für Import/Export Vereinfachter europäischer Kraftwerksund Speichereinsatz Detaillierte Kraftwerksfahrpläne für die Einzelstaaten, incl. Mindestbetriebs- und Stillstandszeiten, Kaltstart/Warmstart, Speicher, etc. Detaillierter europäischer Kraftwerkseinsatz, Finale Import/Export Zeitreihen, Strompreisentwicklung (stündliche Auflösung) 11

12 NEP: Verstärkungs- und Ausbaumaßnahmen (B2023) Mehrere HGÜ Korridore 2..4 GW je Korridor (12 GW Nord-Süd) AC/DC Hybridkorridor A Netzverstärkungsmaßnahmen AC Netzausbau in beachtlichem Umfang (Blindleistungskompensation) NEP liefert ein mögliches Zielnetz Robuste Lösung angestrebt Systemstabilität erfordert Detailanalysen Keine Einzelbetrachtung von Leitungen/Maßnahmen sinnvoll! 13

13 Netzoptimierung: AC/DC Hybridfreileitung Wechselspannung und Gleichspannung auf einem Mast (Fa. Amprion) Weltweit einmalige Übertragungsstrecke Nutzung vorhandener Trassen Integration HGÜ in starkes AC-Netz DC - Erfahrung im Netzbetrieb bei AC Trassierung vorhanden, bei DC Trassierung im Aufbau bei hybrider Trassierung kaum vorhanden Source: Normung Umfangreich verfügbar für AC, in der Entwicklung für DC Nicht verfügbar für Mischfeldbeanspruchung

14 Stabilität im Übertragungsnetz Komplexität durch komplexe Impedanz Übertragungseigenschaften maßgeblich durch induktive Reaktanz bestimmt X X X Quelle: Amprion GmbH Energiedialog Bayern, München 15 15

15 Systembetrachtung AC Netz Übertragungseigenschaften maßgeblich durch induktive Reaktanz bestimmt X Quelle: Amprion GmbH Energiedialog Bayern, München 16

16 Systembetrachtung AC Netz Querkompensation erhöht übertragbare Leistung nur in begrenztem Umfang X P2, Q2,kap U 1 U 2 R U 2 / p.u. 0.6 Einfluss von Querkompensation 2 4 U1 U ,kap 2 1 2,kap U Q X X P XU Q P 2 / p.u. Kompensation geeignet, aber reduziert Betriebsreserven!! Netzanalyse muss zwingend die komplexe Leitungsimpedanz betrachten!! Reduktion der Netzimpedanz X bzw. Spannungsabfall Ux ist primäres Ziel Quelle: Amprion GmbH Energiedialog Bayern, München 17

17 Agenda Prozess des Netzentwicklungsplans Annahmen und Randbedingungen Prozess und Resultate Technik Sensitivitäten und Risiken Hilfe aus Österreich Leitungen für Kohle Empfehlungen Energiestrategie für Bayern? 18 18

18 Länderbilanzen 2023 Süddeutschland mit Energie- Defizit Maximaler Übertragungsbedarf Nord-Süd: 30 GW Exportbilanz: 17 GW 19 Quelle: Netzentwicklungsplan 2013

19 *Datengrundlage: NEP14, 1.Entwurf für B2024, BNetzA-KW-Liste vom Kapazitätsentwicklung Fokus D-Süd: NEP unterstellt 2024 an geplantem Zubau - 1,4 GW Gas-Kapazitäten - 2,2 GW PSW-Kapazitäten Geplanter Zubau ist unsicher: Werden diese KW rechtzeitig errichtet? Für Netzentwicklung ist regionale Komponente wichtig! Reserven in DE-Süd sinnvoll 20

20 *Datengrundlage: NEP14, 1.Entwurf für B2024, BNetzA-KW-Liste vom Kapazitätsentwicklung SZ v Fokus D-Süd: NEP unterstellt 2024 an geplantem Zubau 1) - 1,4 GW Gas-Kapazitäten - 2,2 GW PSW-Kapazitäten Geplanter Zubau ist unsicher: Werden diese KW rechtzeitig errichtet? Für Netzentwicklung ist regionale Komponente wichtig! gesicherte Leistung in AT: 3 GW! Angebot: 5.2 GW?! bereits kontrahiert: 3 GW Redispatch sichere Reserve: 3 GW (wenn DE short) idealer Business Case! DE zahlt doppelt!! 21

21 Szenario Deutschland ohne 50% Kohle Aus Szenariorahmen gelöschte Kraftwerke - 8,9 GW Braukohle - 9,5 GW Steinkohle Braunkohle Steinkohle Installierte Leistung

22 Szenario Deutschland ohne 50% Kohle - Handelsflüsse (in TWh) Referenzrechnung B2025 Szenario 50%-Kohlekapazitäten B2025 DEUTSCHLAND Import: 44,2 Export: -115,1 Transit: 41,1 DEUTSCHLAND Import: 81,8 Export: -60,5 Transit: 34,9 Saldo: -70,8 (Export) Saldo: -21,3 (Export)

23 Szenario Deutschland ohne 50% Kohle - Handelsflüsse (in TWh) Referenzrechnung B2025 Szenario 50%-Kohlekapazitäten B2025 Effekte in Deutschland: 25 Braunkohle-Blöcke (-8,9 GW / -67,2 TWh) stillgelegt 28 Steinkohle-Blöcke (9,5 GW / -30,7 TWh) stillgelegt Emissionen sinken um 100,6 Mio. t CO 2 (entspricht -33%) B2025: 305 Mio. t CO 2 Sensitivität B2025: 204,5 Mio. t CO 2 DEUTSCHLAND DEUTSCHLAND Durchschnittliches Preisniveau (Spotpreise) in DE: +5,8% Import: 44,2 Import: 81,8 Export: -115,1 Export: -60,5 Transit: 41,1 Transit: 34,9 Saldo: -70,8 (Export) Europaweiter Effekt ist deutlich geringer: Schlussendlich werden nur 51,8 Mio. t CO2 eingespart Saldo: -21,3 (Export) Ausgleich der deutschen Kohle teilweise durch Kohlekraftwerke im Ausland Kostensteigerung in Europa: +2,28% 24 24

24 Residuallast im Jahr (P inst = 220 GW) aktuelle Netzentwicklung muss langfristig tragbar sein! Installierte EE-Leistung basierend auf 446 TWh EE-Stromerzeugung (80%) Sehr heterogene Verteilung der EE-Einspeisung Übertragungsbedarf SH/NS/MV/BB erreicht Leistungen von über 80 GW Bei ungünstigen Wetterbedingungen liegt DE EE- Erzeugung um Faktoren 2..4 über Last Aktuelle NEP-Leitungen können Übertragungsbedarf bei weitem nicht aufnehmen! Ohne Netzausbau und Großspeicher ist ein Ziel 80%+ EE nicht realisierbar! Kein Ausbau für jede Spitzenleistungs-kWh! Synergien zwischen NOVA und Speicher 500MW 250MW 0MW -250MW -500MW 25

25 Agenda Prozess des Netzentwicklungsplans Annahmen und Randbedingungen Prozess und Resultate Technik Sensitivitäten und Risiken Empfehlungen Hilfe aus Österreich Leitungen für Kohle Energiestrategie für Bayern? 26 26

26 Empfehlungen Energiewende in Bayern?! Netzentwicklungsplan in Deutschland mit weltweit einmaliger Transparenz Szenarien, Sensitivitäten, Konsultationen, technisch hochwertige Begutachtungen Netzausbaumaßnahmen zeigen eine robuste Systemlösung! Eine singuläre Betrachtung ( Cherry-picking ) einzelner Maßnahmen oder Rahmenbedingungen hat i.a. einen Einfluss auf das Gesamtsystem Energiestrategie ist langfristig angelegte, (inter-)nationale Aufgabe Deutschland mit wesentlicher Rolle im internationalen Stromhandel Kraftwerksreserven in Süddeutschland technisch sinnvoll Integration in europäischen Markt erschwert das Geschäftsmodell (Auslands-KW) Optionen für eine Bayerische Energiestrategie Sensitivität/Szenario in einem NEP-Prozess abzubilden und im Energiemarkt zu modellieren Stärker dezentrale Energieversorgung ist langfristige Transformationsaufgabe keine Systemumsetzung innerhalb von 10 Jahren!! (Stabilität, Versorgungssicherheit) 27