Energiewende und Systemverantwortung

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1 Energiewende und Systemverantwortung Was sind die Herausforderungen für die Zukunft und was heißt das für den rechtlichen Rahmen? Workshop zum Energierecht, Institut für Energie- und Regulierungsrecht Berlin, Dr. Dirk Biermann

2 Energiewende & Systemverantwortung 1 Tatsächliche und rechtliche Ausgangslage 2 Integration erneuerbarer Energien 3 Herausforderungen für die Systemsicherheit 4 Notwendigkeit des Netzausbaus 2 / 42

3 50Hertz als Teil einer internationalen Unternehmensgruppe 60 % 40 % Energinet.dk TenneT Amprion TenneT PL F Transnet BW CZ CH A 3 / 42

4 50Hertz auf einen Blick: 2014 und 2010 Stand: ; testierte Werte für 2014 liegen im Juni 2015 vor; in Klammern Deutschlandanteil; Quelle: 50Hertz Fläche Leitungslänge Maximale Last Stromverbrauch (gemäß Stromabgabe an Letztverbraucher lt. EEG) Installierte Leistung: - davon Erneuerbare - davon Wind onshore Umsatz - davon Netz km² (~31%) km (~29%) ~ 16 GW (~21%) ~ 95 TWh (~20%) MW (~24%) MW (~29%) MW (~40%) Mitarbeiter 893 8,569 Mio 0,976 Mio km² (~30%) km (~30%) ca. 17 GW (~20%) ca. 98 TWh (~20%) MW (~35%) MW (~30%) MW (~40%) 650 5,6 Mrd. 0,6 Mrd. 4 4 / 42

5 Das Stromversorgungssystem im 50Hertz-Gebiet ÜNB-Ebene 8 Windparks 3 Stahlwerke 7 Übertragungsnetzbetreiber 7 onshore 1 offshore 12 konv. Kraftwerke/Speicher Amprion TenneT TransnetBW VNB - 1. Ebene 1200 Windparks CEPS Energinet.dk PSE SVK PV-, Biomasse- und sonstige EEG-Anlagen VNB - 2. bis m. Ebene 200 Windparks 8 Verteilnetzbetreiber E.DIS ENSO Netz HSN Magdeburg MITNETZ Strom 141 Verteilnetzbetreiber Stromnetz Berlin Stromnetz Hamburg TEN WEMAG Netz Schwarze Pumpe Boxberg Jänschwalde Lippendorf Reuter West Goldisthal KWK und IKW KWK und IKW Markersbach Hohenwarte II Brunsbüttel (GKW) Moorburg Rostock Schkopau Kaskadierung PV-, Biomasse- und sonstige EEG-Anlagen VNB - n. Ebene PV-, Biomasse- und sonstige EEG-Anlagen Sonstige VNB, geschl. VNB KWK und IKW 5 Stand: Ende / 42

6 Übertragungsnetze als Rückgrat der Energieversorgung in Deutschland und Europa Transportnetzeigentümer Systemführer Verantwortlich für Betrieb, Instandhaltung und Ausbau der Höchstspannungsleitungen und den Netzanschluss der Offshore-Windparks. Verantwortlich für Systemstabilität des Übertragungsnetzes rund um die Uhr: Frequenz- und Spannungsregelung, Engpassmanagement. Marktentwickler Katalysator der Strommarktentwicklung, insbesondere in Nord- und Zentralosteuropa. Treuhänder EEG-Abwicklung Verantwortlich für das Management der EEG- Zahlungsströme. Quelle: 50Hertz. 6 / 42

7 Aktuelle Gesetzgebungsprozesse EEG-Novelle 2014 EE-Ausschreibungen Implementierung von Ausbaukorridoren Reduzierung der Kosten Marktdesign Novelle Anreizregulierung Anpassungen EnLAG (Netzausbau) 2-Jahres-Rhytmus NEP Erdkabelpilot- Projekte Anpassung des EK- Zinssatzes Netzausbau: BBPlG 2016 Wahlen CO2-Einsparungen (Klimaschutzinstrument) Weiterhin notwendig: Ein breiter öffentlicher Dialog über die Konsequenzen der Energiewende und eine kontinuierliche Beteiligung aller beteiligten Akteure. 7 / 42

8 Forderungen des Grünbuchs Grünbuch Forderung 50Hertz Netzausbau optimieren Einheitliche Preiszone erhalten Netze sicher betreiben Bilanzkreisverantwortung stärken Spot- und Regelleistungsmärkte weiterentwickeln Netzentgelte optimieren Kapazitätsmechanismen weiter prüfen Europäische Kooperation intensivieren Wir begrüßen und unterstützen in hohem Maße die im Grünbuch enthaltenen Feststellungen und Weiterentwicklungskonzepte. 8 / 42

9 Energiewende & Systemverantwortung 1 Tatsächliche und rechtliche Ausgangslage 2 Integration erneuerbarer Energien 3 Herausforderungen für die Systemsicherheit 4 Notwendigkeit des Netzausbaus 9 / 42

10 Zubau erneuerbarer Energien in Deutschland Wind ~ Anlagen ~ Anlagen ~ Anlagen Photovoltaik Biomasse Fläche proportional zur installierten Leistung Quellen: 50Hertz, TenneT, Amprion, TransnetBW, Google Earth 10 / 42

11 Einspeisung in TWh Stand: ; *vorläufiger Wert, testierte Werte für 2014 liegen im Juni 2015 vor Quelle: 50Hertz Installierte Leistung in MW Stand: ; * vorläufiger Wert, testierte Werte für 2014 liegen im Juni 2015 vor Quelle: EEG-Anlagestammdaten EEG-Erzeugungsanlagen im 50Hertz-Netzgebiet Photovoltaik Wind Biomasse Sonstige EE * Einspeisung in TWh * Erneuerbare Energien entwickeln sich stetig im 50Hertz-Gebiet. Etwa 42 Prozent (40 TWh) des Stromverbrauchs konnten 2014 durch EE gedeckt werden. 11 / 42

12 EEG-Erzeugungsanlagen im 50Hertz-Netzgebiet: Derzeitige und zukünftige installierte Leistung Installierte Leistung in MW Installierte Leistung - Ende 2014* Wind Photovoltaik Biomasse Andere Insgesamt Vergangenheit MW 8237 MW 1792 MW 272 MW MW Zukunft Andere Biomasse Wind Onshore Wind Offshore Photovoltaik * Juli 2014, Quelle: 50Hertz Szenariorahmen NEP 2025, Szenario B 12 / 42

13 Leitungsbelastung im 50Hertz-Netzgebiet Zeitungleiche Leitungsbelastung > 5h/a Auslastung 50% 50% < Auslastung < 70% Auslastung 70% Keine Werte Netzbelastung steigt rasant mit der Änderung im Erzeugungsbereich. 13 / 42

14 Ausbau Erneuerbarer mit neuen Herausforderungen für das elektrische System (I) < 10% EE Erneuerbare als Nischenprodukt 10-40% EE Erneuerbare als wichtiger Faktor > 40% EE Erneuerbare als dominanter Faktor Erneuerbare sind vom Nischen-Dasein nun zu einer dominanten Energiequelle im 50Hertz Gebiet geworden mit neuen Anforderungen an das System. 14 / 42

15 Ausbau Erneuerbarer mit neuen Herausforderungen für das elektrische System (II) < 10% EE Erneuerbare als Nischen- Produkt 10-40% EE Erneuerbare als wichtiger Faktor > 40% EE Erneuerbare als dominanter Faktor Noch sind keine fundamentalen Änderungen nötig. Man muss: - Die Entwicklung und den Einsatz von Prognosen erlernen. - Prozesse für Informationsaustausch und Abrechnung der Erneuerbaren entwickeln. Potentielle Fehler haben (noch) keine merklichen Auswirkungen auf das System! 15 / 42

16 Ausbau Erneuerbarer mit neuen Herausforderungen für das elektrische System (III) < 10% EE Erneuerbare als Nischen- Produkt 10-40% EE Erneuerbare als wichtiger Faktor > 40% EE Erneuerbare als dominanter Faktor Nun gilt es: - die Genauigkeit der Prognoseinstrumente weiterzuentwickeln, - eine Netzinfrastruktur zu entwickeln, um neuen Transportbedarf zu decken aufgrund neuer Erzeugungszentren und zur Erhöhung der Flexibilität, - Wege zu suchen, Must-run -Bedarfe zu senken und Erneuerbare in die Regelenergiemärkte zu integrieren (Partizipation an Systemdienstleistungen), - Echtzeit-Datenaustausch und Steuerung von EE zu implementieren, - die europäische Harmonisierung des EE-Ausbaus voranzutreiben. 16 / 42

17 Ausbau Erneuerbarer mit neuen Herausforderungen für das elektrische System (IV) < 10% EE Erneuerbare als Nischen- Produkt 10-40% EE Erneuerbare als wichtiger Faktor > 40% EE Erneuerbare als dominanter Faktor Jetzt ist dringend notwendig: - Ein neues Marktdesign, um EE, komplementäre konventionelle Erzeuger und Speicher zusammen zu bringen. - Volle Steuerbarkeit der konventionellen und der EE Anlagen in Notsituationen. - Flexibilisierung der Verbrauchsseite (demand-side response). - Echtzeit-Kooperation zwischen ÜNB und VNB weiter intensivieren: Datenaustausch, Rollen und Verantwortlichkeiten anpassen. - Neue Geschäftsmodelle entwicklen, die auch den Stromsektor mit anderen Energiebereichen verknüpfen. 17 / 42

18 Energiewende & Systemverantwortung 1 Tatsächliche und rechtliche Ausgangslage 2 Integration erneuerbarer Energien 3 Herausforderungen für die Systemsicherheit 4 Notwendigkeit des Netzausbaus 18 / 42

19 Fluktuierende Einspeisung von erneuerbaren Energien Windenergie Daten zur Windeinspeisung 2014 bei 50Hertz Windeinspeisung ( ) Maximale Einspeisung Minimale Einspeisung Größter Anstieg über ¼ Stunde MW 0 MW MW Größter Rückgang über ¼ Stunde MW Größte Differenz zwischen Min und Max an einem Tag MW Hohe Anforderungen an Prognosen, Regelfähigkeit und reaktionsschnellen Systembetrieb. 19 / 42

20 Fluktuierende Einspeisung von erneuerbaren Energien Photovoltaik Daten zur PV-Einspeisung 2014 bei 50Hertz PV-Einspeisung ( ) Maximale Einspeisung Minimale Einspeisung Größter Anstieg über ¼ Stunde MW 0 MW MW Größter Rückgang über ¼ Stunde MW Größte Differenz zwischen Min und Max an einem Tag MW Hohe Anforderungen an Prognosen, Regelfähigkeit und reaktionsschnellen Systembetrieb. 20 / 42

21 Gradienten in Deutschland im Jahr 2013 Verbrauch dominiert weiterhin, aber mit dem voranschreitenden Ausbau der Erneuerbaren wird sich das ändern 900 Am Last Verbrauch Last Verbrauch - Wind Wind Last Verbrauch - Wind - PV Wind PV ,5-5 -2,5 0 2,5 5 7,5 GW/h 10 12,5 max. negative Leistungsrampen max. positive Leistungsrampen 21 / 42

22 Die Sonnenfinsternis als erfolgreicher Test für das Stromsystem der Zukunft! Megawatt (MW) ~ 13.7 GW ~ 6 GW Erkenntnisse: - Die in den letzten Jahren entwickelten und eingeführten Marktprodukte haben funktioniert! - Die ÜNB konnten das System über zusätzliche Sicherheitsmaßnahmen zu jeder Zeit absichern! - Aber: In Zukunft wird mehr Flexibilität im System benötigt. Denn mit steigendem EE-Anteil kommen derartige Situationen immer häufiger vor! Uhrzeit PV-Kombi, 50HzT, Dayahead Prognose Uhr PV-Kombi, 50HzT, Hochrechnung 22 / 42

23 Was kann der Kraftwerkspark leisten? Stündlichen Flexibilitäten des heutigen und zukünftigen Kraftwerksparks in Deutschland Annahmen: technische Sterbelinie, kein Zubau, keine Stilllegungen aus wirtschaftlichen Gründen Sonnenfinsternis 2015 Quelle: Analysen RWTH-Aachen im Auftrag von 50Hertz Heute und zukünftig ausreichend Flexibilität für die zu erwartende steigende Residuallastvolatilität im Stundenbereich in Deutschland vorhanden. 23 / 42

24 Marktreaktion 20. März 2015 Merit Order Leistungspreise für Sekundärregelleistung SRL NEG HT SRL POS HT /MW/h Woche Zusatzauktion MW MW 6000 Der Markt zeigte sich ausreichend liquide, die zusätzlichen Mengen bei moderaten Preisaufschlägen bereitzustellen. 24 / 42

25 Marktreaktion 20. März 2015 Vermarktung der Energiemengen 20 GW 15 Intraday Kurzfristprognose Day Ahead Aus der Sonnenfinsternis und Prognoseveränderungen ergab sich ein Bedarf von ca. 6 GW für die Viertelstunde 11:00-11:15h 25 / 42

26 Marktreaktion 20. März 2015 Ergebnisse der Intraday 15-min Auktion /MWh Preis [ /MWh] Bedarf [MW] ,37 MW :00 09:00 10:00 11:00 12:00 13: Der Markt stellte die notwendige Liquidität bei moderaten Preisspitzen im Viertelstundenhandel bereit. 26 / 42

27 Systemführung am 20. März 2015 Kraftwerkseinsatz Deutschland 80 sonstige EEG GW Biomüll Wind Onshore Wind Offshore Solar PSW-Speicher Laufwasser PSW Geothermie Biomasse sonstige Kohlegas Erdöl Erdgas Steinkohle Braunkohle Kernkraft Export Der PV-Einbruch wurde erwartungsgemäß zu signifikanten Teilen exportiert und in Deutschland durch Steinkohle-KW und PSW ausgeglichen. Quelle: transparency.entsoe.net 27 / 42

28 Lösungsansatz: Mindesterzeugung konventioneller Kraftwerke senken Wind EnWG 13.2 PV Wind Rostock SchwarzePumpe Schkopau 6 4 Kohlekraftwerke Must-Run Jaenschwalde Lippendorf 2 Boxberg 0 Negative RL Durch die Einbeziehung von Erneuerbaren in die Regelleistungserbringung kann die Must-Run-Kapazität zu einem gewissen Teil reduziert werden. 28 / 42

29 Beispiele für neue innovative Lösungen Power-to-Heat- Anlage der Stadtwerke Schwerin (bis zu 10 MW SRL) Regelenergie durch Batteriespeicher Berlin-Adlershof: 1 MW (seit 2012), Schwerin: 5 MW (seit 2014) LichtBlick: 5 MW SRL durch sog. Zuhausekraftwerke Potential geschätzt: bis zu 100 MW TRIMET Aluminium AG 30 MW PRL durch Aluminium- Elektrolyse 29 / 42

30 10-Punkte-Programm zur Kooperation mit VNB zur Weiterentwicklung der Systemdienstleistungen Wesentliche Ziele: - Weiterentwicklung der Systemsicherheit zur Integration erneuerbarer Einspeisung - Bessere Koordination des Netz- und Systembetriebes - Wechselseitiger Austausch von Betriebsdaten - Durchführung von Pilotprojekten - Gemeinsame Anstrengungen für Veränderungen im gesetzlichen und regulatorischen Rahmen / 42

31 Energiewende & Systemverantwortung 1 Tatsächliche und rechtliche Ausgangslage 2 Integration erneuerbarer Energien 3 Herausforderungen für die Systemsicherheit 4 Notwendigkeit des Netzausbaus 31 / 42

32 Bundesbedarfsplan 2012 als gesetzliche Grundlage für Netzausbaubedarf Bundesbedarfsplangesetz beschlossen vom Deutschen Bundestag im Juni Basis: Netzentwicklungsplan der ÜNB Projekte bestätigt - 3 HGÜ Korridore - Aktueller Netzentwicklungsplan bestätigt Bundesbedarfsplan - Bundesbedarfsplangesetz wird 2015 und 2018 novelliert 32 / 42

33 Ausbau der Erneuerbaren bewirkt veränderte Infrastruktur für Stromübertragung Bis ca. 2025: ~ 25 GW ~ 20 GW Steigender Transportbedarf (25 GW) - Vorhandene Nord-Süd-Trassen sind heute schon überlastet dies führt zu Engpässen und steigenden Redispatch-Kosten. Das Problem verschärft sich: - Bis etwa 2025 stehen ca. 45 GW Windkraft nur 12 GW bestehender Transportkapazität gegenüber. - Durch Kernenergieausstieg entfallen im Süden rund 8 GW Erzeugungsleistung. Deshalb gilt auch nach der EEG- Reform 2014: Netzausbau ist der notwendige Schlüssel zu einer erfolgreichen Energiewende! 33 / 42

34 Netzausbauprojekte bei 50Hertz Leitungsnetz Planstadium Genehmigungsstadium Genehmigt Im Bau Fertiggestellt Umspannwerk im Bau Umspannwerk (50Hertz) In Betrieb gegangen Im Bau befindlich Genehmigt In Genehmigungsverfahren 280 km 210 km 266 km ~ 260 km Projekte seit / 42

35 Wie schaffen wir Verständnis? Verständnis für den Netzausbau durch: 1. Beteiligung und Dialog 2. Bündelung 3. Erdverkabelung 4. Nutzung vorhandener Leitungen 5. Ausgleichszahlungen an Gemeinden 6. Entschädigungen an Grundstückseigner 7. Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen 8. Ökologisches Schneisenmanagement 9. Neue Mastdesigns Bündelungsoptionen in Vorhabenraum Grundsatz: Netzausbau soll Menschen, Natur und Landschaftsbild so wenig wie möglich beeinträchtigen. 35 / 42

36 Energiebilanz im Jahr 2024 (Strommengen in TWh) gemäß Marktsimulation NEP 2014, Szenario B2024* B2024* Verbrauch [TWh] Erzeugung [TWh] NW 83,8 152,8 NO 50,9 116,4 MW 181,6 173,6 MO 72,9 66,6 SW 84,4 60,1 SO 81,1 51,8 Verbrauch Erzeugung NEP 2024 rechnet neben Zuwachs an Erneuerbaren auch Zubau von 800 MW Gaskraftwerken (+130 MW KWK) ein. Dennoch hat Bayern 2024 einen Importbedarf von ~30 TWh an bezahlbarem Strom für Gewerbe, Mittelstand & Industrie. 36 / 42

37 Vorstöße zur Überprüfung des deutschen Preiszonenzuschnitts - Wiederholte Forderungen der östlichen Nachbarstaaten Polen, Tschechien, Slowakei und Ungarn nach Teilung der deutsch-österreichischen Preiszone: - Forderung adressiert im Europäischen Rat sowie an EU-Kommission und ACER - Forderung wiederholt vorgebracht im Market Committee von ENTSO-e - Öffentliches Argument: Systemsicherheit durch Vermeidung Loop Flows - Studien (u.a. 2013) der ÜNB ČEPS, MAVIR, PSE and SEPS - Europäische Kommission: Vertragsverletzungsverfahren gegen Deutschland zur Prüfung der Einhaltung des Verbots der Verlagerung von inländischen Engpässen an die nationalen Außengrenzen nach VO 714/ Monopolkommission: Wiederholte und anhaltende Forderungen nach Teilung der deutsch-österreichischen Preiszone in den Sondergutachten Energie 2011 und / 42

38 Präzedenzfall Schweden - Am 14. April 2010 hat die EU-Kommission (DG COMP) eine Entscheidung im Rahmen des Wettbewerbsrechts getroffen: Der Schwedische ÜNB Svenska Kraftnät (SvK) habe seine Marktposition ausgenutzt (Artikel 102 AEUV). Schematische Darstellung der Preiszonen in Nordeuropa am 17. November SvK hatte zuvor über Jahre die Übertragungskapazität auf den Interkonnektoren nach Norwegen, Dänemark etc. limitiert. - Dadurch wurden Verbraucher in Südschweden vor höheren Strompreisen geschützt. De facto bestand jedoch ein Netzengpass zwischen Süd- und Nordschweden. Schweden hatte also inländische Engpässe an die Außengrenzen verlagert. - EU-Kommission hat Weg der Verpflichtungszusage nach Art. 9 VO 1/2003 gewählt. Zur Vermeidung einer Bußgeld bewehrten Kartellverfügung hat sich SvK damit zur Einführung von Preiszonen verpflichtet. Die EU-Kommission hat in einem Präzedenzfall Schweden bereits zu einer inländischen Marktgebietsaufteilung verpflichtet. Die Entscheidung darüber liegt damit nicht in nationaler Hand. 38 / 42

39 Preisunterschiede Energy-Only-Markt (Börsenpreis) 2023, Basis: NEP 2013, Szenario B Preiszonenaufteilung führt zu 40 /MWh NTC von 12,5 GW 40GW 46 /MWh höheren Verbraucherpreisen in Süddeutschland. einer geringeren Erzeugung in Norddeutschland und damit einer sinkenden Wirtschaftlichkeit von Kraftwerken und KWK-Anlagen sowie einer häufigeren Abschaltung der Windenergie. Zusatzkosten von ca. 600 Mio. pro Jahr beim Kraftwerkseinsatz. Zum Vergleich: Kosten Korridor D liegen bei 1 Milliarde Euro. Durchschnittlicher Börsenpreis 39 / 42

40 Übersicht der Auswirkungen innerdeutscher Preiszonen Auf die Börsenpreise in Süddeutschland Steigende Börsenstrompreise (+6 /MWh) durch Mangel an Erzeugungskapazität und teure Technologien (Gas, Laufwasser, PSW, PV etc.). in Norddeutschland Leicht sinkende Börsenstrompreise, da Überschuss günstiger Erzeugung (Wind, Braunkohle). Konventionelle, KWK etc. werden seltener betrieben. Erhöhte Stromerzeugungskosten in Nord und Süd durch Ineffizienzen um ca. 600 Millionen Euro pro Jahr. Kapazitätsmärkte Deutlich höhere Kapazitätspreise, da Kapazitätsdefizit Kraftwerksneubau erfordert (+2-3 /MWh) Geringere Kapazitätspreise durch einen Kapazitätsüberschuss. SDL-Märkte EEG Aufteilung der Märkte für die verschiedenen Regelenergiearten/ Systemdienstleistungen führt zu höheren Preisen in Nord und Süd. Kosten für EEG-Förderung steigen in Nord und Süd, weil u.a. sinkende Börsenpreise im Norden die Erlöse aus Windstromvermarktung verringern. 40 / 42

41 Zusammengefasst: Warum Netzausbau? 1. Integration der Erneuerbaren: Die erneuerbaren Energien werden im Norden verstärkt ausgebaut, der erzeugte Strom kann vor Ort jedoch nicht verbraucht werden. Der überschüssige Strom muss aufgesammelt und in die Verbrauchszentren im Süden abtransportiert werden. 2. Systemsicherheit: Schon heute sind die Systeme an der Grenze der Belastbarkeit. In Zukunft werden die Leitungen noch stärker strapaziert. Ein Ausbau der Übertragungskapazität ist für die Sicherheit des Systems unerlässlich. 3. Zugang der südlichen Bundesländer zu günstigen Energiepreisen: Dies ist auch Grundlage des EU- Energiebinnenmarktes mit einem engpassminimierten Netz. Wenn Deutschland nicht zeigen kann, dass innerdeutsche Engpässe nur temporär sind, droht realistisch der Zerfall in zwei Preiszonen. 41 / 42

42 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Dr. Dirk Biermann 50Hertz Transmission GmbH Eichenstraße 3A Berlin Berlin,