Herausforderungen der Energiewende an die Verteilnetze,
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- Sofie Solberg
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1 Herausforderungen der Energiewende an die Verteilnetze, insbesondere in Baden-Württemberg Ringvorlesung Technikfolgenabschätzung Universität Stuttgart, 07. Mai 2013 Energiewende im Verteilnetz Technisches Anlagenmanagement Hoch- und Mittelspannung Tobias Lübbe 01/
2 Die EnBW Regional AG Tochtergesellschaft der EnBW Energie Baden-Württemberg AG größtes Netzunternehmen für Strom, Gas und Wasser in Baden-Württemberg Stromnetz: km Hochspanungsnetz km Mittelspannungsnetz km Niederspannungsnetz Stand 2012
3 Energiewende, Verteilnetze und Technikfolgenabschätzung Technikfolgenabschätzung analysiert und reflektiert mithilfe von Prognosen, Szenarien und Erwartungen mögliche Folgen technischer Entwicklungen in der Zukunft und gibt dadurch der Öffentlichkeit eine Orientierung für die Gegenwart. (Grunwald, 2010) technische Entwicklung: Energiewende Folgen: u.a. Herausforderungen an die Verteilnetze
4 Bedingung für den stabilen und sicheren Systembetrieb Der Ausgleich von Last und Erzeugung f Zu- und Abschaltungen der Verbraucher Regelleistung Verbrauch Produktion P= Dämpfung durch rotierende Maschinen (nimmt wegen zunehmender Stromeinspeisung aus PV-Anlagen ab) Erzeugungsausfall Elektrische Energie kann nicht im Netz gespeichert werden Erzeugung und Verbrauch muss zu jeder Zeit im Gleichgewicht sein (Systembilanz) Netzfrequenz ist Indikator für das Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch
5 Die deutsche Kraftwerksleistung verlagert sich aus Ballungszentren in bevölkerungsschwache Gebiete Vom Kraftwerk zur Steckdose. Regionen mit hoher Bevölkerungsdichte Kernkraftwerke (in Betrieb/betriebsbereit) Kohlekraftwerke (Braun- und Steinkohle) Windkraftanlagen (Gebiete mit hoher installierter Leistung) Photovoltaik (PV) (Gebiete mit höherer installierter Leistung)
6 Herausforderung für die Verteilnetzbetreiber: Vom Kraftwerk bis zur Steckdose Vom Kraftwerk Netze Netze Netze Vom Kraftwerk zur Steckdose. Vom Kraftwerk
7 Spannungsebenen im Stromversorgungssystem Grafik: Arosa Energie; Höchstspannung (Transportnetz, 380/220 kv) Funktion: Transport (europaweit) Aufnahmefähigkeit: mehr als 1000 MW Verteilnetz Hochspannung (Verteilnetz, 110kV) Funktion: Überregionale Verteilung (z.b. Ulm Bodensee Alb) Aufnahmefähigkeit: ca. 100 MW Mittelspannung (Verteilnetz, 30/20/10 kv) Funktion: Regionale Verteilung (bis ca. 20 km) Aufnahmefähigkeit: einige 10 MW Niederspannung (Verteilnetz, 0,4 kv) Funktion: Ortsnetz (bis ca. 300 m) Aufnahmefähigkeit: 0,1 MW
8 Anteil des Stroms aus Wind und Photovoltaik ( EEG- Anlagen ) in Deutschland nimmt bis 2020 deutlich zu GW Windenergie Ausbau der Kapazitäten wächst bis 2020 linear GW Photovoltaik Bis 2020 verdreifacht sich die Anschlussleistung in Deutschland gegenüber Summe der Ausbauziele der Länder ergibt mehr als 72 GW Installierte Leistung auf See an Land Ist Prognose Ist Prognose Stand 2012 Quelle: BMU Langzeitstrategien,
9 Prognose EEG-Einspeisung in Baden-Württemberg Wir haben fast die Hälfte der Zielanlagen 2020 im Netz! Szenariorahmen der Landesregierung aus ZSW-Gutachten
10 Die Netze werden voller! Ist-Situation 2012 Alle EEG-Einspeiseanfragen größer 1 MW
11 Die Netze werden voller! Ist-Situation 2012 Alle EEG-Einspeiseanfragen größer 1 MW Anfragen >1 MW 2012: Durchschnittliche Anfrageleistung: Summe: 9,4 MW 1161 MW Wind: 15,4 MW 1048 MW Sonstige: 2,0 MW 113 MW
12 Die Netze werden voller! Ist-Situation 2012 Alle EEG-Einspeiseanfragen größer 1 MW Anfragen >1 MW 2012: Durchschnittliche Anfrageleistung: Summe: 9,4 MW 1161 MW Wind: 15,4 MW 1048 MW Sonstige: 2,0 MW 113 MW Monatlich überlagern sich ca. 50 MW Leistung (PV) in den Niederspannungsnetzen!!!
13 Spannungsebenen und Allokation der Einspeiser Grafik: Arosa Energie; Höchstspannung (Transportnetz, 380/220 kv) Funktion: Transport (europaweit) Aufnahmefähigkeit: mehr als 1000 MW Verteilnetz??? Hochspannung (Verteilnetz, 110kV) Funktion: Überregionale Verteilung (z.b. Ulm Bodensee Alb) Aufnahmefähigkeit: ca. 100 MW Ca. 5 GW Wind und andere Mittelspannung (Verteilnetz, 30/20/10 kv) Funktion: Regionale Verteilung (bis ca. 20 km) Aufnahmefähigkeit: einige 10 MW Ca. 9 GW PV-Einspeisung Niederspannung (Verteilnetz, 0,4 kv) Funktion: Ortsnetz (bis ca. 300 m) Aufnahmefähigkeit: 0,1 MW
14 August 2012: 110-kV-Netzgruppen als Kraftwerk 1050 MW
15 August 2012: 110-kV-Netzgruppen als Kraftwerk 0 MW MW
16 August 2012: 110-kV-Netzgruppen als Kraftwerk 3240 MW 0 MW 1050 MW MW
17 Ausblick August 2020 Baden-Württemberg
18 Ausblick August 2020 Baden-Württemberg
19 Ausblick August 2020 Deutschland
20 Ausblick August 2020 Deutschland 2012: ca MW 2020: ca MW 2012: ca MW 2020: ca MW
21 Netzstruktur im Bestand 110-kV kv-spannungsband ist entkoppelt!
22 Spannungsproblematik in den Mittel-und Niederspannungsnetzen u 20 kv 400/230 V G i i
23 EEG-Beurteilung MS mit U <2% Kriterium nach BDEW 20-kV-SS VP2? VP1 U MAX < 2%! VP3? MS- EEG MS- EEG Angefragt MS- EEG U > 2% Schwachlastfall Gesamtkosten A U 2% Schwachlastfall Gesamtkosten B Realisiert wird die gesamtwirtschaftlich günstigste Lösung 94 Reserven für die NS im Hochlastfall 92 90
24 Rückwirkung der NS-EEG-Einspeiser 20-kV-SS NS- EEG NS- EEG NS- EEG NS- EEG NS- EEG NS- EEG NS- EEG NS- EEG MS- EEG MS- EEG MS- EEG Reale Reserven für die NS-Ebene (+ Trafostufung) Rückwirkung der NS auf die MS-Ebene U < 2% (bezogen auf Schwachlastfall) 94 Reserven für die NS im Hochlastfall 92 90
25 Beispielnetz: Schwachlast mit MS-EEG + NS-EEG + Anfrage 103% U~2,5% 103% 1075 kw 734 kw 570 kw 7012 kw NS-EEG Hochlast ca. 5 MW 25 Schwachlast ca. 2 MW (30%)
26 Spannungsband im Beispielnetz Maßnahmenkatalog 0, , ,00 [-] 30000,00 26 DoubleBusbar K-427 K-429 SHI-Daigler(.. SHI-Augstber.. SHI-Flieders.. K-448 SHI-A.Wasser.. SHI-Grubenbü.. SHI-.Kirche(.. K-452 W.Rathaus_45.. W.Hagweg K-457 K-458 K-465 F.Maiengasse F.HettingerW.. K-494 H. Trochtelf.. H.Gewerbegeb.. K-478 K-480 K-653 T.Rathaus K-656 Aichelau In.. St.Georgenho.. Lusthof1 K-659 Pistre1 Geisingen1 K-665 M 59 Gauingen Sch.. G.Molkerei DIgSILENT 1,1000 [%] 1,0700 1,0400 1,0100 0,9800 0, % Netzspannung Schwachlast + EEG gesamt (U 0 = 103%) Spannungssteller Schwachlast + EEG gesamt (U 0 = 100%) NS-Maßnahmen: Q(U)- Regelung Regelbare ON-Stationen Spannungssteller Leitungsauslastung bereits auf 82 % MS-Maßnahmen: Maßnahmen: Q(U)- Regelung Lastabhängiger Spannungsregler HS/MS Spannungssteller Einspeisemanagement für n-1 Schwachlast ohne EEG Lastabhängiger Spannungsregler HS/MS Absenkung der Spannung am UW auf 100% Spannung, Betrag
27 Aufteilung des neuen Spannungsbandes (in Arbeit bei EnBW, aktuell zurückgestellt, da FNN-Regelsetzung ansteht) 20-kV-SS Leistung Regler Sollwert auf Minimum (100%) NS- EEG MS- EEG NS- EEG NS- EEG NS- EEG MS- EEG NS- EEG NS- EEG NS- EEG MS- EEG NS- EEG Stellbereich 102 Lastabh. Traforegler Reserve für die NS- EEG bei Volleinspeisung Rückwirkung der NS- EEG auf die MS Rückwirkung der MS- EEG auf die MS Reserven für die NS im Hochlastfall Reserven für NS im Schwachlastfall 5% sichere Spannungsreserven für NS Weniger NS-Ausbau, da dieser derzeit schon bei ca. 3 4 % Spannungsfall erfolgt U = 105%; Grenze wichtig für die Beurteilung von Netzausbaumassnahmen / Planungsgrundsatz - Nicht für den konkreten Anschlusswunsch 97,5% Reserve für die MS-Ebene ab Schwachlast 2,5 % ca. 25 % mehr MS EEG
28 Abarbeitung der Netzanschlussanträge von EEG- Einspeisern: Jeder Antrag wird individuell abgearbeitet Netzausbau erfolgt unverzüglichnach Nachweis der Genehmigungen (Mittelspannung: ggf. ein bis zwei Jahre, Hochspannung: mehrere Jahre) Keine Zusammenfassung der Anfragen, da jede Anfrage individuell abgearbeitet werden muss Ermittlung des gesamtwirtschaftlichgünstigsten günstigsten Netzverknüpfungspunkts je Antrag Vorgehensweise ist durch BGH im Oktober 2012 bestätigt Die Antragsleistung bleibt für sechs Monate reserviert Folge: Windhundrennen Die ersten Anträge bekommen günstige Netzanschlüsse, die Folgenden nicht
29 Windhundverfahren: Es entsteht eine nicht volkswirtschaftlich optimale Situation Windvorzugsgebiet Mittelspannungsleitung Mittelspannungsleitung
30 Lösung: Die Windsteckdose Windvorzugsgebiet Mittelspannungsleitung Hochspannungsleitung Mittelspannungsleitung
31 Sammelanschluss und eigenes Rücklieferungsnetz als Lösungsansatz: 110-kV-Windsteckdose Ggf. von Abschaltung betroffen Einspeisung bleibt erhalten Einfache Errichtung und Betrieb einer separaten Umspannung nur zur Aufnahme von Einspeiseanlagen (keine n-1 -Sicherung) Vermeidung technischer Probleme der Spannungshaltung größeres Potential zur Bereitstellung von Blindleistung Entlastung des regulierten Netzteils für weitere Kleinstanlagen, z.b. Photovoltaik Heutiges Lastmanagement: zu geringe Einspeisekapazität Verhinderung Netzzusammenbruch rollierende Abschaltung von Mittelspannungsgruppen alle integrierten Erzeuger betroffen Direktanschluss in der 110-kV-Ebene: Anlagen stehen dem Netz uneingeschränkt zur Verfügung
32 Neben dem Aufbau von Einspeisernetzenmüssen auch die konventionellen Netze aufgerüstet werden Lastschwache Gebiete mit hohem Windaufkommen Hochspannung ( V) bereits jetzt schon ausgelastet 110kV-Windsteckdosen reichen in diesen Gebieten als Lösungsansatz alleine nicht mehr aus Lösung: Frühzeitiger Ausbau der V- Trassen Mehr Koppelstellen ins Transportnetz ( V) Ausbau hängt auch von der Genehmigung seitens BNetzA ab - Netzausbau 110-kV kv-netz benötigt Vorlaufzeit von 3-4 Jahren - bei Realisierung von neuen Leitungstrassen ggfs. länger - Planungs- und Prognosesicherheit ist hier wichtig!
33 Entwicklung 110-kV-Ausbauplan 2020 Erfassung Ist-Einspeiser auf Gemeindegrenzen aus Datenbank TransnetBW Verteilung PV-Prognose 2020 gewichtet nach Isteinspeisung Verteilung Wind-Prognose 2020 nach Anfragesituation, NEP und Windatlas, Weiterführung durch Einarbeitung Vorranggebiete der Regionalverbände Einspeiseprognose je Gemeinde
34 Entwicklung 110-kV-Ausbauplan 2020 Einspeiseprognose je Gemeinde Zuordnung der Gemeinden zu Hochspannungsumspannwerken Korrelation mit Schwachlastfall Ableitung Rückspeisefall als neuer Planungsfall des 110-kV- Netzes Erarbeitung Lösungskonzept
35 Entwicklung 110-kV-Ausbauplan 2020 Netzgruppen Rot und Blau
36 Ausbau 110-kV-Netz, Investbudget 2012 beantragt Konzept Hohenlohe (nur Wind berücksichtigt)
37 Ausbau 110-kV-Netz, Investbudget 2012 beantragt Konzept Hohenlohe (nur Wind berücksichtigt)
38 Ausbau 110-kV-Netz, Investbudget 2012 beantragt Konzept Hohenlohe (nur Wind berücksichtigt)
39 Entwicklung 110-kV-Ausbauplan 2020 Netzausbaumaßnahmen - Lösungsansätze Argument: Investbudgetantrag im April 2012 zusammen mit TransnetBW fertiggestellt und an BNetzA termingerecht abgegeben. Teil EnBW Regional in Anhörung. Tendenz aus regulatorischen Gründen: Refinanzierung für Verteilnetzbetreiber nur über Erweiterungsfaktor vorgesehen! Folge: ggfs. Verzögerungen Aktueller Entwurf neue ARegV: Möglichkeit ab 2014 für Investbudgets Hochspannung (?)
40 Entwicklung 110-kV-Ausbauplan 2020 NG-Rot: Anfragen und Prognose 320 MVA 337 MVA
41 Entwicklung 110-kV-Ausbauplan 2020 NG-Rot: Ist-Zustand, (n-1)-fall Insgesamt ca. 470 km 110-kV- Freileitungstrassen überlastet!! 320 MVA 337 MVA
42 Entwicklung 110-kV-Ausbauplan 2020 NG-Blau: Anfragen und Prognosen
43 Entwicklung 110-kV-Ausbauplan 2020 NG-Blau: Ist-Zustand, (n-1)-fall Insgesamt ca. 130 km 110-kV-Freileitungstrassen überlastet!!
44 Entwicklung 110-kV-Ausbauplan 2020 NG-Blau: Stufe 2 Hohenlohe, (n-1)-fall Insgesamt ca. 120 km 110-kV-Freileitungstrassen überlastet!!
45 Entwicklung 110-kV-Ausbauplan 2020 NG-Rot: Stufe 2 Hohenlohe, (n-1)-fall 300MVA Stalldorf Osterburken Mergentheim 300MVA Niederstetten 317 MVA 335 MVA Großgartach Ingelfingen 300MVA 320 MVA 337 MVA Kupferzell NG Blau Insgesamt ca. 330 km 110-kV- Freileitungstrassen überlastet!! NG Nord Pulverdingen NG Grün Hoheneck Goldshöfe 335 MVA Rotensohl Überlastungen: % 309 MVA % >200% 335 MVA Niederstotzingen
46 Entwicklung 110-kV-Ausbauplan 2020 Lösungsansätze: Nutzung freier Gestängeplätze Verstärkung bestehender Stromkreise (z.b. durch Hochtemperaturseile) Neue Leitungstrassen Kostenfaktor von 2,75 (nach 43h EnWG) bis zu dem ein 110-kV- Leitungsneubau als Kabel realisiert werden muss Neue 380-/110-kV Umspannwerke
47 Ergebnisse Rückspeisefall im 110-kV-Netz
48 Ergebnisse Rückspeisefall im 110-kV-Netz
49 110-kV Ausbau im Überblick 36 Leitungsmaßnahmen 20 UW Maßnahmen 1 neues 380-/110-kV Umspannwerk (Stalldorf) 5 zusätzliche 380-/110-kV Trafos
50 Realisierungszeiten für 110-kV Leitungsprojekte Neues Seil auf freiem Gestängeplatz 9 12 Verstärkung bestehender Trasse Trassenneubau Monate Genehmigung Bau
51 dena-verteilnetzstudie Ausbaubedarf deutschlandweit Ausbau in Stromkreis-kilometer [km] Modifizierung bestehender Stromkreise [km] Zubau an Trafoleistung [MVA] Zusätzliche Trafostationen HS/HÖS Investition [Mrd. ] Szenario NEP B 2012 Bundesländerszenario bis 2015 bis 2020 bis 2030 bis 2015 bis 2020 bis 2030 NS MS HS HS NS MS HS / HÖS NS 2,6 3,0 3,6 2,8 3,2 4,2 MS 3,2 5,2 7,8 4,1 7,7 12,0 HS 5,6 10,2 16,1 6,5 15,8 26,3 Quelle: Zusammenfassung dena-verteilnetzstudie vom Tabelle 2: Netztechnische Studienergebnisse je Spannungsebene und Stützjahr (Legende: NS: Niederspannung; MS: Mittelspannung; HS: Hochspannung; HÖS: Höchstspannung).
52 dena-verteilnetzstudie Investitionsbedarf deutschlandweit bis 2030 Quelle: Zusammenfassung dena-verteilnetzstudie vom Abbildung 3: Investitionsbedarf in die deutschen Stromverteilnetze bis 2030.
53 dena-verteilnetzstudie Variantenrechnung Quelle: Zusammenfassung dena-verteilnetzstudie vom Abbildung 4: Variantenrechnung für verschiedene technische Optionen in den Stromverteilnetzen bis 2030.
54 dena-verteilnetzstudie auf EnBW Regional AG Annahme Optimierung um 35%: Mio. p. a. bis 2020 Aufteilung auf Netzebenen Länderszenario für EnBW Regional AG Anteil EnBW Regional AG in Mrd.
55 Sensibilität Netzausbauszenarien 110-kV-Netz Gebiet RV Bodensee-Oberschwaben Ist-Netz 2011 zzgl. aktuell geplanter Windausbau (390 MW) Istnetz - Stand 2011 (n-1) 1)-Fall EBGEN WIGEN NG Gelb RIEDL STETT LATAL NG Grün HRBTG SLGAU MESSK 2x350 OTWNG 2x100 PFULL HKIRC NG Grau Fremd % 10 km % 78 km STOCK BRNKO 2x200 Bild 1 SIPPL WOLMA ERGAT WEILD RAVBG MARKD UBERL WENAU JETHN MEERS BUCHX WEIHF KBLTW LBRUE LARGN BAIND GRKRA 2x350 WNGEN VOGTX LEUTK ISNYX
56 Sensibilität Netzausbauszenarien 110-kV-Netz Gebiet RV Bodensee-Oberschwaben Werte 2020: Windausbau (390 MW) + PV-Zubau (829 MW) Istnetz - Stand 2020 (n-1) 1)-Fall EBGEN WIGEN NG Gelb RIEDL STETT LATAL NG Grün HRBTG SLGAU MESSK 2x350 OTWNG 2x100 PFULL HKIRC NG Grau Fremd % 60 km % 223 km STOCK BRNKO 2x200 Zubau 25 km Bild 3 SIPPL WOLMA ERGAT WEILD RAVBG MARKD UBERL WENAU JETHN MEERS BUCHX WEIHF KBLTW LBRUE LARGN BAIND GRKRA 2x350 WNGEN VOGTX LEUTK ISNYX
57 Sensibilität Netzausbauszenarien 110-kV-Netz Gebiet RV Bodensee-Oberschwaben Werte 2020: nur PV-Zubau (829 MW), Wind 0 MW für ca. 2h Istnetz - Stand 2020 (n-1) 1)-Fall EBGEN WIGEN NG Gelb RIEDL STETT LATAL NG Grün HRBTG SLGAU MESSK 2x350 OTWNG 2x100 PFULL HKIRC NG Grau Fremd % 103 km % 74 km STOCK BRNKO 2x200 Zubau 25 km Bild 4 SIPPL WOLMA ERGAT WEILD RAVBG MARKD UBERL WENAU JETHN MEERS BUCHX WEIHF KBLTW LBRUE LARGN BAIND GRKRA 2x350 WNGEN VOGTX LEUTK ISNYX
58 Gleichzeitigkeit Wind und Sonne deutschlandweit Installierte Leistung PV Maximal Leistung PV 32,4 GW 22,4 GW Ausnutzung 0,69 Installierte Leistung Wind Maximal Leistung Wind 29,9 GW 24,1 GW Ausnutzung 0,81 Max. Leistung PV+Wind ca. 32 GW Ausnutzung 0,51
59 Prognose EEG-Einspeisung in Baden-Württemberg 2. Halbzeit!! Neue Richtlinien zu Planung, Bau und Betrieb Abgestimmte EEG-Ausbauszenarien für ganz Baden-Württemberg (z. B. auf Gemeindeebene) Investitionssicherheit Anpassung ARegV, Investbudgets für 110-kV und das Ausrollen innovativer Betriebsmittel Kostenoptimierung Anpassung EEG, zulässiges Einspeisemanagement, regionale Steuerung des EEG-Ausbau unter gesamtwirtschaftlichen Betrachtungen
60 Prognose EEG-Einspeisung in Baden-Württemberg Verlängerung!! Smart Grids MW.??? Speicher 2050
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