Moderne Verteilernetze für Deutschland Verteilernetzstudie

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1 Moderne Verteilernetze für Deutschland Verteilernetzstudie Plenarsitzung Plattform Energienetze Berlin,

2 Übersicht der BMWi Verteilernetzstudie A Hintergrund und Ziel der Studie B Vorgehen und Annahmen C Konventioneller Netzausbaubedarf D Reduzierter Netzausbaubedarf durch Nutzung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien E Zusammenfassung und Handlungsempfehlungen 2

3 A Hintergrund und Ziele der Studie Der Umbau der Energieversorgung im Zuge der Energiewende führt zu grundlegenden Veränderungen in Verteilernetzen Deutschland spielt eine Vorreiterrolle beim Ausbau und der Integration von Erneuerbaren Energien. EE-Anlagen haben eine installierte Leistung von rund 62 GW und tragen mit 25 % zur Bruttostromerzeugung bei. Anteil an EE-Bruttostromerzeugung soll auf 50 % (2030) und sogar 80 % (2050) ausgebaut werden. BMWi beauftragte Ende 2012 das Konsortium aus E-Bridge, IAEW und OFFIS mit der Erstellung einer Studie zur Quantifizierung des Ausbaubedarfs in den deutschen elektrischen Verteilernetzen bis Dabei sollen Entwicklungspfade der Verteilernetze unter Berücksichtigung der zu erwartenden Anforderungen, der bestehenden Netzstruktur sowie der zur Verfügung stehenden Informations- und Kommunikationstechnologie ermittelt werden. Kosten und Nutzen des Ausbaubedarfs mit konventionellen Planungsgrundsätzen sind mit dem Ausbaubedarf unter Verwendung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien zu vergleichen. Umsetzungshindernisse sind zu benennen und ordnungspolitische Maßnahmen zur Behebung der Hindernisse sind zu entwickeln. 3

4 A Hintergrund und Ziele der Studie Wesentliche Fragestellungen der BMWi Verteilernetzstudie Wie hoch ist der Netzausbaubedarf in den deutschen Verteilernetzen bei Zugrundelegung konventioneller Planungsgrundsätze? Wie verteilt sich dieser auf die Verteilernetzebenen und die Regionen? Durch welche innovativen Planungsstrategien und durch Anwendung welcher intelligenter Netztechnologien können der notwendige Netzausbaubedarf und die damit verbundenen Integrationskosten in den Verteilernetzen gesenkt werden? Welche Informations- und Kommunikationstechnologien (IKT) sind dazu notwendig? Welche Umsetzungskonzepte sind sinnvoll und welche Konsequenzen für die Versorgungssicherheit sind durch die erhöhte Abhängigkeit von der IKT zu erwarten? Welche regulatorischen oder ordnungspolitischen Anpassungen sind erforderlich, um die optimale Integrationsstrategie zu fördern? 4

5 Übersicht der BMWi Verteilernetzstudie A Hintergrund und Ziel der Studie B Vorgehen und Annahmen C Konventioneller Netzausbaubedarf D Reduzierter Netzausbaubedarf durch Nutzung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien E Zusammenfassung und Handlungsempfehlungen 5

6 Verteilernetz B Vorgehen und Annahmen 90% aller EE-Anlagen sind an die Verteilernetze angeschlossen Synchronverbund 174 Großkraftwerke (~ MW) 73 GW Leistung Höchstspannung 220 kv und 380 kv 1 Netz km 15 Offshore-Windparks 0,86 GW Leistung 800 Umspannwerke Industrielle Kraftwerke (~ 250 MW) Industrielle Abnehmer Hochspannung 110 kv 100 Netze km 650 Solarparks 2,3 GW Leistung Windparks 14 GW Leistung Umspannstationen Städtische Kraftwerke (~ 30 MW) Industrielle Abnehmer Mittelspannung 10 kv, 20 kv Netze km Ortsnetztransformatoren Solarparks 10,1 GW Leistung Windparks 15,6 GW Leistung Ortsnetz Niederspannung 0,4 kv Netze 1,1 Mio. km Ortsnetz 1,2 Mio. Solaranlagen 19 GW Leistung 6

7 Rel. Netzausbaubedarf [%] 0% 8% 16% 24% 32% 40% 48% 56% 64% Häufigkeit B Vorgehen und Annahmen Methodik bildet die heterogene Struktur der Verteilernetze und den lokal unterschiedlichen Zubau an EE-Anlagen ab Clustering von Verteilernetzbetreibern in Modellnetzklassen Modellnetzklassen Mittelspannung Niederspannung Clustering nach Last, Leistung an EE-Anlagen und Entwicklung der Leistung an EE-Anlagen Abbildung der heterogenen Struktur der Verteilernetze durch Modellnetze Modellnetz MS und NS: Verteilung typischer Netzstrukturparameter pro Modellnetzklasse und Simulation von Modellnetzen; HS: Deutschlandweites Netzmodell Entwicklung von Zubaupfaden der Erneuerbaren Energien pro Modellnetz Zubau EE-Anlagen 2015 Simulation großer Zahl von spezifischen Zubaupfaden von EE-Anlagen pro Modellnetz 2025 Netzausbausimulation pro Modellnetz Netzausbaubedarf je MK 10% Mittelwert: 16,4 % 5% 0% Ermittlung des Netzausbaubedarfs pro EE-Zubaupfad und Modellnetz; Anwendung intelligenter Technologien und unterschiedlicher Planungsgrundsätze Netzausbaubedarf in deutschen Verteilernetzen Netzausbaubedarf Aggregation der Ergebnisse für Deutschland, nach Regionen und Spannungsebenen

8 Mittelspannung Niederspannung B Vorgehen und Annahmen Abbildung heutiger Stand der Verteilernetze durch Entwicklung von Modellnetzklassen und Modellnetzen Last und Leistung an EE-Anlagen sind bestimmend für die Zuordnung eines VNBs zu den Modellnetzklassen Niederspannungsebene: 10 Klassen auf Basis von Leistung an PV-Anlagen und Last Mittelspannungsebene: 8 Klassen auf Basis von Last, Leistung an Windkraft- und PV-Anlagen Analyse der Verteilung von Netzstrukturparametern und Versorgungsaufgaben in jeder Modellnetzklasse Last Leistung an EE-Anlagen Betriebsmittel (Verkabelungsgrad) Abgangslängen Datenquellen für Netzstrukturparameter und Versorgungsaufgaben jeder Modellnetzklasse EE-Anlagenregister Veröffentlichte Daten von Verteilernetzbetreiber Konsultation mit Verteilernetzbetreibern im Rahmen der AG Intelligente Netze und Zähler 1,5 kw 0,5 kw Clustering von VNB 4 (21 VNB) 3 (47 VNB) 2 (94 VNB) 7 (80 VNB) 6 (127 VNB) 5 (83 VNB) 1 kw 2 kw 10 (61 VNB) 9 (54 VNB) 8 (33 VNB) 1 - (17 VNB) 8

9 Installierte Leistung an EE-Anlagen in deutschen Verteilernetzen B Vorgehen und Annahmen Die installierte Leistung an EE-Anlagen wird sich je nach Szenario bis zum Jahr 2032 gegenüber heute mehr als verdoppeln oder sogar verdreifachen Szenario EEG 2014 : Aktuelle Ziele der Bundesregierung mit einer Verdopplung der installierten Leistung bis 2032 (Ø 4 % pro Jahr bis 2032). 250 GW Szenario Netzentwicklungsplan (NEP) : Einschätzung der Übertragungsnetzbetreiber aus Szenario B des Netzentwicklungsplans 2013 (Ø 5 % pro Jahr bis 2032). Szenario Bundesländer : Kumulierte Ziele und Prognosen der einzelnen Bundesländer mit einer Verdreifachung der heutigen installierten Leistung (Ø 10 % pro Jahr bis 2032) EEG 2014 NEP Bundesländer Windkraftanlagen Photovoltaikanlagen Biomasseanlagen 9

10 B Vorgehen und Annahmen Der Zubau an EE-Anlagen ist regional unterschiedlich 75 % der Verteilernetzbetreiber sind bereits heute zumindest punktuell mit der Integration von EE-Anlagen konfrontiert. Nur wenige ländliche Netzbetreiber (5 % der VNB) sind massiv und in der Fläche vom EE- Zubau betroffen. Zubau an EE-Anlagen unterscheidet sich in einzelnen Szenarien höchster Zubau an EE-Anlagen findet in allen Szenarien im Norden statt im Szenario Bundesländer wächst der EE-Zubau im Westen stärker als im Süden WKA: 13,1 GW PVA: 13,8 GW EEG 2014 WKA: 24,8 GW PVA: 11,4 GW WKA: 5,2 GW PVA: 24,5 GW Bundesländer WKA: 43,7 GW PVA: 16,0 GW WKA: 16,1 GW PVA: 8,6 GW WKA: 14,8 GW PVA: 15,5 GW NEP WKA: 26,9 GW PVA: 12,8 GW WKA: 5,9 GW PVA: 26,9 GW WKA: 17,2 GW PVA: 9,5 GW Die Szenarien unterscheiden sich neben der installierten Leistung auch in der Allokation und der Netzanschlussebene der EE-Anlagen WKA: 28,1 GW PVA: 22,4 GW WKA: 28,9 GW PVA: 12,3 GW WKA: 11,2 GW PVA: 35,1 GW WKA: Windkraftanlagen PVA: Photovoltaikanlagen 10

11 Übersicht der BMWi Verteilernetzstudie A Hintergrund und Ziel der Studie B Vorgehen und Annahmen C Konventioneller Netzausbaubedarf D Reduzierter Netzausbaubedarf durch Nutzung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien E Zusammenfassung und Handlungsempfehlungen 11

12 C Konventioneller Netzausbaubedarf Verteilernetze werden heute zunehmend auch auf die maximale Einspeisung von EE-Anlagen ausgelegt Neben Auslegung auf zeitgleiche Jahreshöchstlast wird zunehmend auch die maximale Einspeisung von EE-Anlagen auslegungsrelevant. Bei Auslegung auf EE-Einspeisung erfolgt die Dimensionierung auf einen auslegungsrelevanten Netznutzungsfall mit maximaler Einspeisung von EE-Anlagen und gleichzeitigem Schwachlastfall. Reduktion der EE-Einspeisung durch Einspeisemanagement darf nicht in der Netzplanung berücksichtigt werden (da nur zur Gewährleistung der Netzsicherheit vorgesehen - 14 EEG 2014). Möglichkeit der festen Begrenzung der Einspeisung ( 9 EEG 2014 Abs. 2 Nummer 2, 70% ) findet in der heutigen Netzplanung in der Regel keine Anwendung. Für den auslegungsrelevanten Netznutzungsfall wird in der Netzausbausimulation die Einhaltung der technischen Randbedingungen überprüft. 100 % der thermischen Belastbarkeit von Betriebsmitteln wird nicht überschritten (in der Praxis kommen teilweise auch Annahmen > 100 % zur Anwendung) Einhaltung der quasistationären Spannungshaltung (+/- 10 % spannungsebenenübergreifend) sowie Netzanschlussbedingungen nach BDEW und VDE 4105 Im Falle einer Verletzung von technischen Randbedingungen erfolgt ein schrittweiser Ausbau der bestehenden Netze. 12

13 Netzausbaubedarf in den Verteilernetzen bis 2032 C Konventioneller Netzausbaubedarf Unter Berücksichtigung konventioneller Planungsgrundsätze erfordert der Zubau an EE-Anlagen einen deutlichen Ausbau der deutschen Verteilernetze Deutlicher Ausbau ( EEG 2014 Bundesländer ) in allen Spannungsebenen bis 2032 erforderlich: km km in der Niederspannung (4,5 % - 10,6 % der Netzlänge von 2012) km km in der Mittelspannung (13,8 % - 27,2 % der Netzlänge von 2012) km km in der Hochspannung (11,3 % - 23,4 % der Netzlänge von 2012) Mrd. 60 EUR Der kumulierte Investitionsbedarf bis 2032 liegt zwischen 23,2 Mrd. EUR ( EEG 2014 ) und 48,9 Mrd. EUR ( Bundesländer ). Die Verkabelung der Hochspannungsebene ( 43 h, EnWG) verursacht rund zwei Drittel der Ausbaukosten in der Hochspannungsebene und ca. 30 % des gesamten Ausbauinvestitionsvolumens "EEG 2014" "NEP" "Bundesländer" Hochspannung (Zusatz bei Verkabelung) Hochspannung Mittelspannung Niederspannung 13

14 Zusätzliche jährliche Netzkosten C Konventioneller Netzausbaubedarf Nahezu drei Viertel des Netzausbaus ist bereits innerhalb der nächsten 10 Jahre erforderlich Knapp 70 % des Netzausbaubedarfs und des damit verbundenen Investitionsbedarfs fallen in den kommenden 10 Jahren an. Erhöhung der jährlichen Netzkosten beträgt rund 1,8 Mrd. EUR p.a (Szenario EEG 2014 ) bzw. 10 % der jährlichen Netzkosten 2012 Eine 10%ige Erhöhung der Netzkosten ist im Szenario Bundesländer bereits nach ca. 5 Jahren erreicht Ca. 65 % - 80 % des Anstieges der jährlichen Netzkosten ist bereits nach 10 Jahren erreicht. 4,00 Mrd. EUR p.a. Bundesländer 3,50 3,00 2,50 NEP 2,00 EEG ,50 1,00 0,50 0,0 - Niederspannung Mittelspannung Hochspannung OPEX 14

15 Netzausbaubedarf in Relation zur bestehenden Netzlänge Netzausbaubedarf in Relation zur bestehenden Netzlänge C Konventioneller Netzausbaubedarf Der Netzausbaubedarf in einzelnen deutschen Verteilernetzen fällt sehr unterschiedlich aus % Netzausbaubedarf NS-Ebene (je Modellnetzklasse) 4 (21 VNB) 1,5 kw 3 (47 VNB) 0,5 kw 2 (94 VNB) 4 7 (80 VNB) 6 (127 VNB) (83 VNB) 10 (61 VNB) (54 VNB) (33 VNB) 1 - (17 VNB) 21 kw 2 kw5 8 1 Leistung PVA je NS-Netz 1 : 154 kw Leistung PVA je NS-Netz 1 : 130 kw Leistung PVA je NS-Netz 1 : 98 kw 20 EEG 2014 EEG % Netzausbaubedarf MS-Ebene (je Modellnetzklasse) Leistung EE-A. je MS-Netz²: 100,7 MW Leistung EE-A. je MS-Netz²: 92,9 MW Leistung EE-A. je MS-Netz²: 78,4 MW % der Verteilernetzbetreiber sind vom Netzausbau betroffen (Modellnetzklassen 9, 4, 10 und 7). Der durchschnittliche Ausbaubedarf der Netzbetreiber in den Modellnetzklassen 10 und 7 beträgt 8 % bzw. 13 %. Nur ca. 8 % der ca NS-Netze sind vom Netzausbau betroffen. Die Integration von PV-Anlagen ist wesentlicher Treiber des Netzausbaubedarfs in der Niederspannungsebene % der Verteilernetzbetreiber sind vom Netzausbau betroffen (Modellnetzklassen 7, 8, 4 und 6 ). Der durchschnittliche Ausbaubedarf der Netzbetreiber in den Modellnetzklassen 4 und 6 beträgt 40 % bzw. 70 %. Ca. 39 % der MS-Netze sind vom Netzausbau betroffen. Der Netzausbau in der Mittelspannungsebene wird auch durch den EE-Zubau in unterliegenden Netzen bestimmt. Netzausbaubedarf vorwiegend in ländlichen und kaum in städtischen Verteilernetzen 1 Erwartungswert der Leistung an PV-Anlagen in NS-Netz 2032 ²Erwartungswert der Leistung an EE-Anlagen in MS-Netz inkl. unterlagerter NS-Netze

16 Anteil der Region am gesamten Netzausbaubedarf C Konventioneller Netzausbaubedarf Netzausbaubedarf verteilt sich unterschiedlich auf die Regionen in Deutschland Szenario EEG 2014 Der Netzausbaubedarf in der Niederspannungsebene ist wesentlich durch Photovoltaikanlagen getrieben und findet maßgeblich in Süddeutschland statt (>60 %). In der Mittelspannungsebene verteilt sich der Netzausbaubedarf gleichmäßig auf die Regionen Nord, West, Ost und Süd. In der Hochspannungsebene ist der Netzausbaubedarf durch die Integration von Windkraftanlagen geprägt und konzentriert sich auf Norddeutschland (39 %) und Ostdeutschland (33 %). 100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0% Niederspannung Mittelspannung Hochspannung Nord West Ost Süd 16

17 Durchschnittlicher Anstieg der Netzentgelte in der Niederspannung (orlm) C Konventioneller Netzausbaubedarf Mit zunehmender Integration von EE-Anlagen in die Verteilernetze werden die Netzentgelte steigen und noch stärker regional differieren Annahmen Vereinfachte Kostenwälzung für fiktive Verteilernetzbetreiber. Großstädtische Netzbetreiber werden nicht in Analyse einbezogen. Bezugsjahr ist das Jahr Netzentgelte für Kunden ohne registrierende Leistungsmessung werden betrachtet. 35% 30% 25% 20% 15% Ergebnisse Mit zunehmender Integration der Erneuerbaren Energien werden die Netzentgelte noch stärker regional differieren. Bis zu 16 % ( EEG 2014 ) bzw. sogar über 30 % ( Bundesländer ) in den Regionen Nord und Ost. Geringster Netzentgeltanstieg in der Region West (kleiner 5 %). 10% 5% 0% Nord West Ost Süd "EEG 2014" "NEP" "Bundesländer" Region Nord: Bremen, Hamburg, Mecklenburg-Vorpommern, Niedersachsen, Schleswig-Holstein Region West: Hessen, Rheinland-Pfalz, Saarland, Nordrhein-Westfalen Region Ost: Berlin, Sachsen, Sachsen-Anhalt, Thüringen Region Süd: Bayern, Baden-Württemberg 17

18 Netzausbaubedarf bis 2032 C Konventioneller Netzausbaubedarf Durch Veränderung des regionalen und technologischen EE-Zubaus kann Netzausbaubedarf beeinflusst werden Vergleich von zwei Szenarien mit regional und technologisch unterschiedlichem EE-Zubau. In beiden Szenarien wird eine gleiche Stromerzeugung aus EE-Anlagen unterstellt. Szenario Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromerzeugungskosten Durch höhere Volllaststunden der Windkraftanlagen ist geringere Leistung an EE-Anlagen erforderlich. Szenario Skaliertes Bundesländerszenario Regionale und technologische Verteilung der EE-.Anlagen wie Szenario Bundesländerszenario ; skalierte EE-Stromerzeugung Netzausbaubedarf ist stark von regionaler und technologischer Ausprägung des EE-Zubaus abhängig Ausbau in Niederspannung von PV-Leistung abhängig Regionale Konzentration des EE-Zubaus beeinflusst Ausbaubedarf im Hochspannungsnetz Zubau von EE-Anlagen mit geringsten Erzeugungskosten [km] GW 148 GW 0 13,6 GW Leistung an EE-Anlagen Leistung an Windkraftanlagen im Norden Leistung an PV-Anlagen im Süden Skaliertes BL-Szenario 34 GW 157 GW 27 GW "kostengünst. Stromerzeugungsk." "skaliertes BL" Gesamt NS MS HS 18

19 Übersicht der BMWi Verteilernetzstudie A Hintergrund und Ziel der Studie B Vorgehen und Annahmen C Konventioneller Netzausbaubedarf D Reduzierter Netzausbaubedarf durch Nutzung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien E Zusammenfassung und Handlungsempfehlungen 19

20 D Nutzung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien Überblick über untersuchte innovative Planungskonzepte und intelligente Technologien zur Reduktion des Netzausbaus Erzeugungsmanagement in der Netzplanung In der Netzausbauplanung wird die gezielte Abregelung der Einspeisungen aus EE-Anlagen für wenige Stunden des Jahres zugelassen, um eine auf 100 % der Einspeiseleistung und damit auf sehr selten auftretende Belastungsspitzen dimensionierte Netzauslegung zu vermeiden. Konventionelle Planungspraxis Blindleistungsmanagement in der Netzplanung Die Bereitstellung von Blindleistung durch dezentrale Erzeugungsanlagen wird gegenüber den in heutigen Regularien festgelegten Grenzen erweitert. Lastmanagement in der Netzplanung In der Netzausbauplanung wird die gezielte Beeinflussung von Lasten für wenige Stunden des Jahres zugelassen, um die Einspeisung von EE-Anlagen zu kompensieren. Intelligente Netztechnologien Intelligente Netztechnologien, d.h. regelbare Ortsnetztransformatoren, Spannungslängsregler und Hochtemperaturleiterseile kommen umfänglich zum Einsatz. Intelligente Netztechnologien Lastmanagement Netzausbau und Zusatzkosten Blindleistungsmanagement Erzeugungsmanagement 20

21 D Nutzung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien Annahmen zur Simulation des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung Konventionelle Planungs- und Betriebspraxis Intelligente Erzeugungsmanagement Netz- Netzausba technologien u und Zusatzkost en Lastmanageme Blindleistungsmanagement nt Konzept der Abregelung In der Netzplanung wird eine konstante Begrenzung der maximalen EE-Einspeisung berücksichtigt Reduktion ausschließlich von EE-Anlagen in Netzen mit Ausbaubedarf Gleichmäßige Reduktion aller EE-Anlagen in Netzen mit Ausbaubedarf Annahmen zur abgeregelten Energie Die abgeregelte Energiemenge im Jahresverlauf wird aus historischen Einspeisezeitreihen analytisch bestimmt. EEG-Vergütung der abgeregelten EE-Anlagen wird nicht beeinflusst. Vollständige Vergütung für fernsteuerbare EE-Anlagen Keine Vergütung der abgeregelten Energie für kleine PV-Anlagen mit fester, nicht fernsteuerbarer Abregelung gem. 9 Abs. 2 Nr. 2 b EEG 2014 ( 70 % Regelung ) Kosten der Ersatzenergiebeschaffung Die Kosten der abgeregelten Energie wird mit den Kosten der Ersatzbeschaffung aus EE- Anlagen bewertet und entspricht unter Vorschreibung der EEG-Vergütungssätze im Betrachtungszeitraum 100 /MWh. 21

22 D Nutzung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien Zusätzliche Kosten für IKT, da heutige IKT-Ausstattung von EE-Anlagen nicht ausreichend ist Konventionelle Planungs- und Betriebspraxis Intelligente Erzeugungsmanagement Netz- Netzausba technologien u und Zusatzkost en Lastmanageme Blindleistungsmanagement nt Bereits heute sind viele EE-Anlagen mit IKT ausgestattet Nach 9 EEG 2014 ( Technische Ausstattung ) sind nahezu alle Windkraftanlagen und rund 91 % der installierten Leistung von PV-Anlagen, die nach 2009 installiert wurden, fernsteuerbar. Unter Berücksichtigung von Bestandsanlagen ist nur die Hälfte der Leistung an PV-Anlagen mit IKT ausgestattet. Windkraftanlagen Photovoltaikanlagen [GW] Installierte Leistung in Deutschland nicht steuerbar (vor 2009 gebaut) nicht steuerbar ( 9 EEG 2014 Abs. 2 Nr. 2 b) steuerbar steuerbar und messbar Annahmen zur IKT-Ausstattung Heute verwendete IKT-Infrastruktur zur Fernsteuerbarkeit sehr uneinheitlich, deshalb worst case - Abschätzung der Kosten. Ausstattung aller Windkraftanlagen und PV-Anlagen mit einer Leistung von mehr als 7 kw mit intelligentem Messsystem mit CLS bzw. Steuerbox mit SCADA-Anbindung Feste Leistungsbegrenzung für PV-Anlagen mit einer Leistung von weniger als 7 kw IKT-Kosten enthalten Kosten für Controller, Kommunikation und back end-integration *Quelle: Eigene Analyse, 22 Consentec, Ecofys, 2013

23 Einsparung Netzausbau [%] D Nutzung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien Bereits ein geringes Maß an abgeregelter Energie von EE-Anlagen reicht zur signifikanten Reduktion des Netzausbaus aus Lastmanageme nt Konventionelle Planungs- und Betriebspraxis Intelligente Erzeugungsmanagement Netz- Netzausba technologien u und Zusatzkost en Blindleistungsmanagement Effektivität nimmt bei einer abgeregelten Energie von mehr als 3 % je EE-Anlage deutlich ab. 70% 60% Extrem hohe Effektivität 1) des Einspeisemanagements für geringe Energiemengen. Effektivität ist unabhängig vom EE- Zubauszenario und der EE- Anlagentechnologie. Selektive Abregelung von EE-Anlagen kann Effektivität weiter erhöhen. 1) Effektivität ist das Verhältnis des eingesparten Netzausbaus zur abgeregelten Energie 50% 40% 30% 20% 10% Windkraftanlagen Szenario "EEG 2014" Szenario "NEP" Szenario "Bundesländer" PV-Anlagen Szenario EEG 2014 Szenario NEP Szenario Bundesländer 0% 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% 11% 12% 13% 14% Reduzierung der eingespeisten Jahresenergie einer abgeregelten Anlagen [%] 23

24 Durchschnittliche jährliche Zusatzkosten bis 2032 D Nutzung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien Intelligente Netztechnologien Konventionelle Planungs- und Betriebspraxis Netzausba u und Zusatzkost en Erzeugungsmanagement Erzeugungsmanagement in der Netzplanung kann die jährlichen Zusatzkosten um mindestens 15 % reduzieren Lastmanageme nt Blindleistungsmanagement Einsparungen beim Netzausbau stehen Kosten für IKT und abgeregelter Energie gegenüber. Gesamtkosteneinsparungen von 15% bei Reduktion des Netzausbaus um 44% (gesamt) (NS: 55%, MS: 32%, HS: 45% ). Reduzierung der eingespeisten Energie je EE-Anlage um circa 3%. IKT-Kosten sind deutlich geringer als Einsparungen beim Netzausbau und beeinflussen das Kostenoptimum kaum. Betriebskostenanteil der Zusatzkosten steigt von 16% auf knapp 40% (inkl. Kosten der abgeregelten Energie). Abregelung von konventionellen anstelle der EE- Anlagen reduziert die Kosten für die Ersatzbeschaffung der Energie weiter. Eine Begrenzung der Einspeiseleistung von Windkraft- und PV-Anlagen sollte bei der Netzplanung berücksichtigt werden können. Reduzierung EE-Einspeisung je Anlage im betroffenen Netzgebiet Windkraftanlagen 0,1% 0,8% 2,3% 5,3% 10,3% PV-Anlagen 0,2% 1,2% 2,9% 6,2% 11,6% Mrd. EUR 1,8 p.a. 1,6 1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 Szenario EEG % 90% 80% 70% 60% 50% (Referenz) Maximale Einspeiseleistung bei Netzauslegung NS HS MS IKT Betriebskosten Abgeregelte Energie 24

25 D Nutzung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien Intelligente Netztechnologien Konventionelle Planungs- und Betriebspraxis Netzausba u und Zusatzkost en Erzeugungsmanagement Lastmanageme nt Blindleistungsmanagement Auch Bestandsanlagen sollten beim Erzeugungsmanagement in der Netzplanung berücksichtigt werden können Die berechneten Einsparungen durch Berücksichtigung des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung unterstellt eine Abregelung aller EE-Anlagen in Gebieten mit Netzausbaubedarf (auch Bestandsanlagen). Die konkrete Wirtschaftlichkeit der Nachrüstung von Bestandsanlagen hängt von den konkreten Gegebenheiten in den Netzen ab: Beobachtbarkeit des Netzzustandes Vorhandensein von ausreichender Anzahl von Neuanlagen mit Einfluss auf den Netzengpass Überproportionale Abregelung einzelner Neunlagen, um Wirkung auf Netzengpass zu erreichen. Nachrüstbarkeit von EE-Bestandanlagen zur festen oder fernsteuerbaren Begrenzung der Einspeiseleistung grundsätzlich sinnvoll. Über Beteiligung der Bestandsanlagen am Erzeugungsmanagement in der Netzplanung sollte der zuständige Netzbetreiber entscheiden. Netzbetreiber sollten die Kosten der Umrüstung tragen, um kostenoptimale Entscheidungen zu treffen. 25

26 D Nutzung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien Die Wahl der Umsetzung des Erzeugungsmanagements sollte beim Netzbetreiber liegen Konventionelle Planungs- und Betriebspraxis Intelligente Erzeugungsmanagement Netz- Netzausba technologien u und Zusatzkost en Lastmanageme Blindleistungsmanagement nt Für die Umsetzung des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung sind eine Vielzahl alternativer Varianten möglich, die sich beispielsweise in den folgenden Ausgestaltungen unterscheiden können: Zeitliche Abhängigkeit der Begrenzung der Einspeiseleistung (zeitlich konstant oder zeitlich variabel). Maximal mögliche Reduzierung der Einspeiseleistung (pauschal oder selektiv). Art der Steuerung von Einspeisungen von EE-Anlagen (autark, ferngesteuert). Auswahl der geeigneten IK-Technologie. Kostenoptimale Umsetzungsvarianten ist von vielen individuellen und regionalen Faktoren abhängig, u.a. IKT-Ausstattung des Netzbetreibers (beeinflusst weitere Kosten der dynamischen Umsetzung). Standort des Netzes innerhalb Deutschlands (beeinflusst die Verluste einer statischen Abregelung). Vorhandene Netzstruktur (beeinflusst die Effizienz zwischen dem Netzausbau und der abgeregelten Energie). Getroffene Entscheidungen von Anlagenbetreibern in Bezug auf 9 EEG 2014 Abs Eigenschaften der vorhandenen und geplanten Anlagen (Größe, Anzahl, Alter etc.). Die optimale Umsetzung des Erzeugungsmanagements ist von der konkreten Situation in den Netzen abhängig und kann nicht allgemein festgelegt werden. 26

27 Durchschnittliche jährliche Zusatzkosten D Nutzung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien Weiterentwicklung des Blindleistungsmanagements über eine cos(φ)-steuerung von 0,9 hinaus reduziert den gesamten Netzausbaubedarf nicht wesentlich Konventionelle Planungs- und Betriebspraxis Intelligente Erzeugungsmanagement Netz- Netzausba technologien u und Zusatzkost en Lastmanageme Blindleistungsmanagement nt Heutige Regularien erlauben cos(φ)- Steuerung zwischen 0,95 und 0,9 (je nach Netzanschlussebene und Größe). Weiterentwicklung des Blindleistungsmanagements reduziert den spannungsbedingten Netzausbau, belastet jedoch durch zusätzliche Blindleistungsflüsse. Erweiterung des Blindleistungsmanagements über eine cos(φ)-steuerung von 0,9 hinaus liefert keinen nennenswerten Vorteil in Bezug auf die Gesamtkosten. In Bezug auf spannungsbedingten Netzausbau in der Niederspannungsebene kann eine Erweiterung sinnvoll sein. Mrd. EUR 1,4 p.a. 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 cos(phi) = 0,95 heutige cos(phi) = cos(phi) = cos(phi) = cos(phi) = cos(phi) = Regularien 0,9 0,85 0,8 0,75 0,7 Niederspannung Mittelspannung Hochspannung OPEX Bandbreite heutiger Regularien (spannungsebenenabhängig) 27

28 Netzausbau Leitungen bis 2032 D Nutzung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien Nur geringfügige Reduzierung des Netzausbaubedarfs durch ein Lastmanagement in der Netzplanung möglich Konventionelle Planungs- und Betriebspraxis Intelligente Erzeugungsmanagement Netz- Netzausba technologien u und Zusatzkost en Lastmanageme Blindleistungsmanagement nt Auslegungsrelevanter Netznutzungsfall für den Netzausbau ist das Szenario Starkeinspeisung-Schwachlastfall (30 % der zeitgleichen Jahreshöchstlast). Ausgehend von dieser Annahme wird die Wirkung der Beeinflussbarkeit der Verbrauchslast auf den Netzausbaubedarf untersucht. Durch die Steuerung der Verbrauchslast kann der durch den EE-Zubau verursachte Netzausbau nicht nennenswert reduziert werden. Erhöhte Gleichzeitigkeiten durch marktbasiertes Lastmanagement könnten dagegen zu zusätzlichem Netzausbaubedarf führen. geringere Last km Referenz höhere Last 10 90% % 20 80% % 30 70% % 40 60% % 50% % 60 40% % 30% 70 % 20% 80 % 10% 90 % NS-Kabel MS-Kabel HS-Kabel Anteil der Last im auslegungsrelevanten Netznutzungsfall an Jahreshöchstlast 28

29 D Nutzung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien Intelligente Netztechnologien Konventionelle Planungs- und Betriebspraxis Netzausba u und Zusatzkost en Erzeugungsmanagement Lastmanageme nt Blindleistungsmanagement Mögliche IKT-Ausgestaltung bei intelligenten Netztechnologien Einsatz von autarken regelbaren Ortsnetztransformatoren (ront) bzw. Spannungslängsreglern (SpLR) ist in 95 % der Fälle aufgrund von vollständiger Wirkungserfüllung und Kostenreduktion ausreichend. Bei besonderen Netzkonstellationen, wie z. B. stark inhomogenen Abgängen, ist eine Anwendung der komplexeren Varianten Netzknoten, Leitsystem und Leitsystem+ zielführend. Spätere Nachrüstung von Autark zu komplexeren Varianten ist ohne Doppelinvestitionen möglich, da ront und SpLR alle Varianten unterstützen. Wechsel zwischen Netzknoten und Leitsystem ist nicht zu empfehlen, da die Varianten bis auf das spannungsregelnde Gerät keine weiteren Gemeinsamkeiten haben. Stattdessen ist ein direkter Wechsel zur Variante Leitsystem+ empfehlenswert, da sie die Varianten Netzknoten und Leitsystem vereint. Steigende Vernetzung in Richtung Leitsystem+ erhöht die Anfälligkeit für Kommunikationsausfälle. Bei einem Ausfall der Kommunikation ist der Fallback eine autarke Regelung. Dadurch werden die Folgen der Ausfälle und somit auch das Risiko stark begrenzt. vertretbarer Zusatzaufwand Netzknoten Messgeräte im Feld ront Keine Doppelinvestitionen Leitsystem+ Leitsystem VNB Messgeräte im Feld ront Keine Doppelinvestitionen Autark ront vertretbarer Zusatzaufwand Leitsystem Leitsystem VNB ront Keine Doppelinvestitionen Übersicht der sinnvollen Variantenwechsel, bei denen die Komponenten der bisherigen Variante in der neuen Variante wieder verwertet werden können 29

30 Differenz zu Investitionskosten bei Referenz Ausbaubedarf Leitungen bis 2023 Ausbaubedarf Transformatoren bis 2032 D Nutzung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien Die Verwendung regelbarer Ortsnetztransformatoren verringert den prognostizierten Ausbaubedarf erheblich Intelligente Netztechnologien Lastmanageme nt Konventionelle Planungs- und Betriebspraxis Netzausba u und Zusatzkost en Erzeugungsmanagement Blindleistungsmanagement Ausbaubedarf in der Niederspannungsebene ist hauptsächlich durch Spannungsbandverletzungen getrieben. Durch einen umfänglichen ront-zubau kann der Netzausbau in der Niederspannung nahezu vollständig vermieden werden. Gegenüber dem rein konventionellen Netzausbau führt der Einsatz von intelligenter Netztechnologie zu einer Reduzierung der durchschnittlichen jährlichen Zusatzkosten um 10 %. In diesem Fall müssen 8,4 % aller Ortsnetztransformatoren mehr als Stück - regelbar ausgestattet sein. Bis 2022 müssen rund ront verbaut werden. Dies entspricht einem jährlichen Zubau von ront Szenario NEP km Anzahl Leitung Trafo Leitung Trafo rein konv. Referenz Netzausbau mit ront NS MS HS ront NS/MS MS/NS MS/HS HS/MS Mrd. EUR 2,00 1,36 0,00-2,00-0,41-4,00-6,00-5,34 Kabel Transformator ront 30

31 Durchschn. jährliche Zusatzkosten bis 2032 D Nutzung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien Kombination von innovativen Planungskonzepten mit intelligenten Technologien kann den Investitionsbedarf halbieren und die durchschnittlichen jährlichen Zusatzkosten um 20 % senken Konventionelle Planungs- und Betriebspraxis Intelligente Erzeugungs-ma Netz- Netzausba nagement technologien u und Zusatzkost en Lastmanageme Blindleistungsmanagement nt Berücksichtigung des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung in Kombination mit ronts führt zu höchsten Einsparungen bei den jährlichen Zusatzkosten. Einsatz von ronts zur Reduktion des verbleibenden spannungsgetriebenen Netzausbaubedarfs in der Niederspannung erforderlich. Reduktion der erforderlichen ront von (reiner ront-einsatz) auf ca (Kombination aus Erzeugungsmanagement und ront). Reduzierung der jährlichen Zusatzkosten um bis zu 20 % (229 Mio. EUR p.a.) bei einem prioritären Einsatz von Erzeugungsmanagement gegenüber einem konventionellen Netzausbau. Bis 2032 kann 60 % des notwendigen Leitungszubaus durch den prioritären Einsatz von Erzeugungsmanagement eingespart werden. Mrd. EUR p.a. 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 Konventioneller Netzausbaubedarf -15 % -20 % Erzeugungsmanagement Erzeugungsmanagement mit ront NS MS HS IKT ront OPEX Abg. Energie 31

32 Durchschnittlicher Anstieg der Netzentgelte in der Niederspannung (orlm) D Nutzung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien Der Einsatz von innovativen Planungs- und Betriebskonzepten und die Verwendung intelligenter Technologien kann zur Vergleichmäßigung des regional differierenden Netzentgeltanstieges beitragen Konventionelle Planungs- und Betriebspraxis Intelligente Erzeugungsmanagement Netz- Netzausba technologien u und Zusatzkost en Lastmanageme Blindleistungsmanagement nt Anstieg der Netzentgelte für NS-Kunden ohne registrierende Leistungsmessung kann durch eine Kombination des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung mit dem Einsatz von intelligenten Netztechnologien im Durchschnitt abgebremst werden. Anstieg der Netzentgelte in Nord-, Ostund Süddeutschland stark vergleichmäßigt (zwischen 8 und 10 %). Einem höheren Anstieg der Netzentgelte in Süddeutschland stehen geringere Anstiege der Netzentgelte in Nord- und Ostdeutschland gegenüber. 18% 16% 14% 12% 10% 8% 6% 4% 2% 0% Nord West Ost Süd Konventioneller Netzausbau Kombination von Erzeugungsmanagement und ront 32

33 Übersicht der BMWi Verteilernetzstudie A Hintergrund und Ziel der Studie B Vorgehen und Annahmen C Konventioneller Netzausbaubedarf D Reduzierter Netzausbaubedarf durch Nutzung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien E Zusammenfassung und Handlungsempfehlungen 33

34 F Handlungsempfehlungen Zusammenfassung: Signifikanter Netzausbau bei konventionellen Planungsmethoden (1/2) Investitionen zwischen 23 Mrd. EUR und 49 Mrd. EUR bis 2032 erforderlich Überproportionaler Anstieg des Netzausbaubedarfs bei Umsetzung der politischen Ziele von Bundesländern Anstieg der Netzlänge zwischen km und km bis 2032 Jährliche Netzkosten steigen um 10 % bis über 20% in den nächsten 20 Jahren Anstieg der jährlichen Zusatzkosten auf 1,8 Mrd. EUR (Szenario EEG 2014 ) bzw. 3,8 Mrd. EUR (Szenario Bundesländer ) Bis zu 70 % des Netzausbaus bereits innerhalb der nächsten 10 Jahre erforderlich EE-Zubaurate ist innerhalb der nächsten Dekade deutlich höher als in der darauf folgenden Dekade 34

35 F Handlungsempfehlungen Zusammenfassung: Signifikanter Netzausbau bei konventionellen Planungsmethoden (2/2) Netzausbau betrifft wenige Netzbetreiber, diese aber besonders stark Netzausbaubedarf ist regional sehr unterschiedlich Regionale und technologische Ausprägung von EE-Zubau beeinflusst Netzausbaubedarf Nur etwa ein Drittel der Niederspannungs- und knapp zwei Drittel der Mittelspannungsnetzbetreiber vom Netzausbau betroffen Ausbaubedarf durchschnittlich bis zu 70% der Länge der Mittelspannungsnetze bei stark betroffenen Netzbetreibern in den nächsten 20 Jahren 60% des Ausbaubedarfs in der Niederspannung fallen in Süddeutschland an Ausbau der Hochspannungsnetzebene vor allem in Nordund Ostdeutschland Netzentgelte für Kunden ohne registrierende Leistungsmessung steigen regional unterschiedlich; ca. 4% (Westen) bis über 15 % (Osten) Ausbau der Niederspannungsebene ist durch PV getrieben Regionale Konzentration von EE-Zubau beeinflusst Ausbaubedarf in der Hochspannungsebene 35

36 F Handlungsempfehlungen Zusammenfassung: Reduktion des Netzausbaus durch innovative Planungskonzepte und Nutzung intelligenter Technologien (1/2) Reduktion des Netzausbaus von 60 % und mehr Durch Abregelung von 3 % der jährlichen Einspeisung von EE-Anlagen können bereits 40 % des Netzausbaus eingespart werden Durch intelligente Netztechnologien können weitere 20 % des Netzausbau reduziert werden Abschwächung des Kostenzuwachses um mindestens 20 % Intelligente Maßnahmen sind mit Kosten für IKT- Ausstattung, höheren Betriebskosten und Investitionskosten für ca regelbare Ortsnetztransformatoren verbunden Betriebskostenanteil kann von ca. 16 % auf bis zu 40 % steigen 36

37 F Handlungsempfehlungen Zusammenfassung: Reduktion des Netzausbaus durch innovative Planungskonzepte und Nutzung intelligenter Technologien (2/2) Politische Ziele sind nicht gefährdet Erreichung von EE-Ausbauzielen durch Abregelung von nur wenigen Prozent der EE-Einspeisung und vollständiger Kompensation durch EE-Neuanlagen sichergestellt Versorgungssicherheit kann auch bei steigender IKT-Durchdringung durch Einhaltung der BSI-Sicherheitsstandards und automatischer Einspeisebegrenzung bei IKT-Ausfall gewährleistet werden Vergleichmäßigung regionaler Kostenunterschiede Hoher Anstieg der Netzentgelte für Kunden mit registrierender Leistungsmessung insbesondere in Nordund Ostdeutschland wird abgebremst 37

38 F Handlungsempfehlungen Handlungsempfehlungen: Erzeugungsmanagements in der Netzplanung berücksichtigen, um Netzausbau für die letzte Kilowattstunde zu vermeiden Erzeugungsmanagement aller Windkraft- und PV-Anlagen in Netzplanung berücksichtigen. Anpassung des Ordnungsrahmens im Sinne 12 Abs. 3 i. V. m. 14 Abs. 1 EnWG. Gezielte Abregelung auch von Bestandsanlagen erforderlich. Begrenzung einer Abregelung von bis zu 3 % der jährlichen Einspeisung je EE-Anlage sinnvoll. Ggfs. Anpassung mit wachsender Erfahrung. Prüfung der Grundsätzen des Leitfadens zum Einspeisemanagement der BNetzA auf Umsetzbarkeit im Netzbetrieb und ggfs. Weiterentwicklung. Abregelung von EE-Anlagen muss zuverlässig erfolgen. Rückfall auf Default-Werte bei Ausfall der IKT.. 38

39 F Handlungsempfehlungen Handlungsempfehlungen: Entscheidung über Ausgestaltung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Netztechnologien durch Netzbetreiber Netzspezifische Ausgestaltung der Planungskonzepte und Auswahl intelligenter Technologien Umfang der Abregelung innerhalb des festgelegten Maßes und Auswahl der abgeregelten Windkraft- und PV-Anlagen. Anforderungen an IKT-Ausstattung ohne Einschränkung anderer Marktparteien. Mögliche Nachrüstung von Bestandsanlagen mit entsprechender IKT-Ausstattung. Kombination von Erzeugungsmanagement, ront und/oder anderen Maßnahmen Vollständige Kostentragung durch Netzbetreiber Kosten der abgeregelten Energie entsprechend der Kosten der Ersatzenergiebeschaffung. Die Kosten für IKT gemäß 9 EEG 2014 tragen die EE- Anlagenbetreiber. Der Netzbetreiber trägt die Kosten für eine eventuelle Nachrüstung der EE-Anlagen. 39

40 F Handlungsempfehlungen Handlungsempfehlungen: Regulierung sollte optimale Umsetzung durch Netzbetreiber fördern Förderung gesamtwirtschaftlicher Kosteneffizienz Neutrale Bewertung der alternativen Ausgestaltungen und damit Kostenstrukturen - muss sichergestellt sein. Langfristiger Nutzen durch innovative Konzepte sollte ausreichend berücksichtigt werden. Berücksichtigung der Heterogenität der Netzbetreiber sicherstellen Effizienzverfahren und Erlösregulierung müssen die Heterogenität ausreichend belastbar abbilden. Modellnetzklassen können ggfs. Beitrag zum sachgerechten Vergleich leisten. Eine Verankerung von intelligenten Netztechnologien im Regulierungsrahmen ist notwendig. Aufnahme von regelbaren Ortsnetztransformatoren in die StromNEV. Sachgerechte und faire Berücksichtigung der virtuellen EE- Ersatzbeschaffungskosten im Falle der Berücksichtigung des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung 40

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