Rahmenbedingungen und Perspektiven für den Netzausbau im Zuge der Energiewende

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1 Rahmenbedingungen und Perspektiven für den Netzausbau im Zuge der Energiewende Achim Zerres, Abteilungsleiter Energieregulierung 9. Mai 2012

2 Energiewende erfordert Netzausbau Wind offshore Zubau bis 2022: MW Szenario B Wind onshore Ausbau und Instandhaltung der Stromnetze ist dringend notwendig Photovoltaik Zubau bis 2022: MW Szenario B Übertragungsnetze Anschluss von Offshore-Windparks Zubau bis 2022: MW Szenario B 2015 Modernisierung der Verteilnetze Atomkraftwerke geplante Abschaltung Investitionsbedarf geschätzt Mrd. bis 2020 auf Basis DENA II Studie abgeschaltet Bundesnetzagentur 2

3 Energiewende fordert Anstrengungen von allen Beteiligten Übertragungsnetzbetreiber: Ausbau der Netze Anschluss von Offshore-Windparks Verteilnetzbetreiber: Netze smart machen dezentrale Erzeugung anschließen Kraftwerksbetreiber: Bereitstellen von flexiblen Erzeugungskapazitäten Ausbau der EE Lieferanten: neue Produkte entwickeln und anbieten, z.b. lastabhängige Tarife Verbraucher: Verbrauch anpassen, z.b. über lastabhängige Tarife Bundesnetzagentur 3

4 Investitionsbedingungen für Netzbetreiber Die Anreizregulierung bietet 9 % Eigenkapitalrendite für Ausbau- und Erweiterungsinvestitionen ohne Vermarktungsrisiko mit automatischen Inflationsausgleich Die Rendite ist erreichbar: Eigenkapitalrentabilität gemäß Handelsbilanz 2010 (aus gewöhnlicher Geschäftstätigkeit, vor Steuern) 10 großer Verteilnetzbetreiber mindestens 8% attraktive Investitionsbedingungen Philosophie der BNetzA: Wichtiger als die nominelle Höhe der Rendite ist die langfristige, stabile Rentabilität des Investments, die gleichmäßige Einnahmen garantiert. Risiko-Minimierung geht vor Profit-Maximierung Bundesnetzagentur 4

5 Investitionsbedingungen für Übertragungsnetzbetreiber Nahezu keine Investitionsrisiken: Übernahme von Planungs- und Genehmigungskosten, d.h. Kosten vor Inbetriebnahme einer Leitung werden vom Verbraucher getragen Kostensteigerungen werden vollständig anerkannt, soweit sie begründet sind Kosten für Stranded Investment werden vollständig vom Verbraucher getragen (wenn z.b. die Leitung gebaut ist, der Windpark aber nicht kommt) Haftungsfreistellung, falls Leitungen zum Anschluss von Windparks - aus vom Netzbetreiber nicht zu vertretenden Gründen nicht rechtzeitig gebaut werden oder beschädigt werden Keine Risiken aus Auslastungsschwankungen (z.b. wetter-, konjunktur- oder technikbedingt) Real Time -Refinanzierung der Investitionen für Netzausbau Bundesnetzagentur 5

6 Investitionsbedingungen für Netzbetreiber Das Betriebsergebnis (EBIT) stieg von 159 Millionen Euro auf 357 Millionen Euro, wovon [ ] Deutschland einen Beitrag von 152 Millionen Euro [leistete]*. Der Nettogewinn des Unternehmens stieg von 77 Millionen Euro auf 200 Millionen Euro. TenneT erwartet in den kommenden Jahren einen weiteren Umsatzanstieg aufgrund der zunehmenden Aktivität, insbesondere auf dem deutschen Markt. TenneT, Pressemitteilung zum Jahresbericht 2011 *bei einem Eigenkapitalwert von 885 Mio. Ende 2010 Derzeit suchen institutionelle Investoren Anlagealternativen mit einem akzeptablen Verhältnis von Rendite und Risiko. Dieses Anforderungsprofil passt auf die regulierte Netzwirtschaft bei Strom und Gas [ ]. Commerz Real, Vortrag auf dem BET- Energieforum 2012 Bundesnetzagentur 6

7 Volumen (Mrd. ) Investitionsbedingungen für Übertragungsnetzbetreiber Beantragte Investitionsmaßnahmen 10,0 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 3,0 2,0 1,0 0, * Übertragungsnetzbetreiber Verteilnetzbetreiber * erstes Jahr der Antragstellung, beinhaltet Anträge aus 2007 und 2008 Bundesnetzagentur 7

8 Investitionsbedingungen für Verteilnetzbetreiber Erweiterungsfaktor als flexible Lösung: bildet die zusätzlichen Aufgaben, die innerhalb der Regulierungsperiode auf den Netzbetreiber zukommen ab anerkennungsfähige Mehrerlöse über Formel ex-ante abschätzbar zusätzliche Einnahmen fließen dem Netzbetreiber schon vor dem realen Etnstehen von Investitionskosten zu Formel zum Erweiterungsfaktor ist durch Festlegung flexibel erweiterbar (vgl. Anpassung zur Aufnahme dezentraler Erzeugungsanlagen, Verkürzung) Über Verkürzung des Zeitversatzes beim Aufgabenzuwachs kann man reden Ausweitung der des Instruments der Investitionsmaßnahmen auf 110 kv-verteilnetzebene oder auf Verteilnetze mit hohem durch Netzentwicklungsplan ausgewiesenen Ausbaubedarf ist vorstellbar Bundesnetzagentur 8

9 [Mio. Euro] Investitionsbedingungen für Verteilnetzbetreiber in EOG enthalten tatsächliche Ausgaben Jährliche Ersatzinvestitionskosten Jährliche Erweiterungsinvestitionskosten Kapitalkosten aus Investitionsbudgets Bundesnetzagentur 9

10 Investitionsbedingungen für Netzbetreiber Wert bestehender Anlagen und Ausbaubedarf Mrd. ca % AK/HK bestehender Anlagen zu Tagesneuwerten bis 2006 Ausbaubedarf von 2011 bis ca. 200% Verteilernetze Übertragungsnetze Bundesnetzagentur 10

11 Kosten für die Stromverbraucher Die Kosten des Netzausbaus müssen letztlich von den Stromkunden getragen werden Verbraucher mit geringen Einkommen werden durch steigende Kosten überproportional belastet zahlreiche Entlastungen für energieintensive Industrie, z.b. EEG-Umlage: ca. 2,5 Mrd. Entlastung in StromNEV: ca. 440 Mio. Entlastung in 2012 Preise für Industriekunden reagieren stärker auf gesunkene Börsenpreise z.b. potentielle Einsparung bei ca. 25 /MWh Preissenkung gegenüber 2008 und 10 GWh Jahresverbrauch = p.a. Für die Akzeptanz der Energiewende müssen Kosten so gering wie möglich gehalten werden transparent sein fair auf verschiedene Verbrauchergruppen verteilt werden Bundesnetzagentur 11

12 Netzentwicklungsplanung Die neuen Aufgaben der BNetzA nach 12a ff. EnWG Bundesnetzagentur 12

13 6 Schritte zum bedarfsgerechten Netzausbau Schritt 1: Verständigung über die Erwartungen ( 12a EnWG) Jährlich: Konsultation von drei Szenarien der Energiewelt in 10 Jahren Vorlage durch die Netzbetreiber Genehmigung der drei Szenarien durch die Bundesnetzagentur Schritt 2: Ableitung des Netzbedarfs ( 12b EnWG) Modellierung von je einem Netz zu jedem Szenario Schnittmenge sind no-regret-maßnahmen Auswahl und Zeitplan der Maßnahmen = Netzentwicklungsplan Zunächst durch die Netzbetreiber gemeinsam, Prüfung durch die Bundesnetzagentur (Schritt 3 und 4) Bundesnetzagentur 13

14 6 Schritte zum Bundesbedarfsplan Schritt 3: Strategische Umweltprüfung ( 12c EnWG, Teil 3 UVPG) Ermittlung, Beschreibung und Bewertung von Umweltbelangen von Technik und Netz = Umweltbericht Schritt 4: Konsultationen des Netzentwicklungsplans und des Umweltberichts ( 12c und 12d EnWG) Schritt 5: Übermittlung des Netzentwicklungsplans als Entwurf des Bundesbedarfsplans an die Bundesregierung ( 12e EnWG) Schritt 6: parlamentarisches Gesetzgebungsverfahren Ziel: Erlass des Bundesbedarfsplans durch den Bundesgesetzgeber ( 12e EnWG) Bundesnetzagentur 14

15 Vorgesehener Zeitplan Erarbeitung NEP Konsultation NEP durch ÜNB mit anschließender Überarbeitung Prüfung NEP durch BNetzA Prüfung NEP wenn nötig ( 8 Wochen ) Anpassung durch ÜNB Öffentlichkeitsbeteiligung Öffentlichkeits- NEP und beteiligung NEP Umweltbericht ( 8 Wochen ) ( mind. 8 Wochen ) Bestätigung NEP ÜNB BNetzA BNetzA BNetzA ÜNB t Bundesnetzagentur 15

16 Weg zum bedarfsgerechten Netzausbau derzeitiger Stand 1. Erstellung des Szenariorahmens Festlegung des Kraftwerkparks, Bestimmung der Jahreshöchslast und des Verbrauchs 2. Regionalisierung Zuordnung von Einspeisungen und Abnahmen auf Netzknoten 3. Marktmodell Bestimmung der tatsächlichen Kraftwerkseinspeisungen nach Brennstoffpreisen, Ermittlung der relevanten Netznutzungsfälle 4. Netzberechnung Mit Hilfe einer Modellierung des deutschen Übertragungsnetzes werden in den ermittelten Netznutzungsfällen Schwachstellen des Netzes bestimmt. 5. Ermittlung des bedarfsgerechten Netzausbaus Es werden Maßnahmen ausfindig gemacht, um die ermittelten Schwachstellen zu beseitigen, dabei wird nach dem NOVA-Prinzip vorgegangen. 6. Konsultation, Beteiligung der Öffentlichkeit und aller potentiell Betroffenen Bundesnetzagentur 16

17 Der von der BNetzA genehmigte Szenariorahmen Bundesnetzagentur 17

18 Voraussichtliche Entwicklung konventioneller Kapazitäten Entwicklung konventioneller Kapazitäten im genehmigten Leitszenario B 2022 Summe: 89,1 GW Angenommene Jahreshöchstlast im Leitszenario B 2022: 84,0 GW Bundesnetzagentur 18

19 Investitionsbedingungen für Kraftwerksbetreiber Konsequenzen des zunehmenden EE-Ausbaus für konventionelle Kraftwerke: Volatilität der EE führt zu sinkender Auslastung und damit sinkenden, unstetigen Erlösen Einspeisevorrang und niedrige Grenzkosten der EE führen zu sinkenden Preisen am Spotmarkt und damit sinkenden Erträgen Investitionen in konventionelle Kraftwerke werden weniger rentabel riskanter Konventionelle Kraftwerke werden jedoch weiterhin dringend gebraucht, um Volatilität auszugleichen Notwendigkeit eines Kapazitätsmechanismus zur Sicherstellung der Versorgungssicherheit? Vergütung der reinen Vorhaltung von Erzeugungsleistung Erlösen von Deckungsbeiträgen, unabhängig von der Stromerzeugung wachsende Zahl von Studien, zuletzt EWI für BMWi, Lösung ohne Nebenwirkungen ist noch nicht gefunden Bundesnetzagentur 19

20 Vorgehensweise bei NEMO I Vorgaben des Szenariorahmens Regionalisierung Marktsimulationen Auswahl relevanter Netznutzungsszenarien Netzberechnungen Bestimmung von Knotenbilanzen Knotenbilanzen Grenzüberschreitende Leistungsflüsse Quelle: Gutachten Regionalisierung eines nationalen energiewirtschaftlichen Szenariorahmens zur Entwicklung eines Netzmodells (NEMO), Consentec/IAEW 2012 Bundesnetzagentur 20

21 Regionalisierung Der Szenariorahmen enthält bundesweit aggregierte Daten zur Erzeugungsleistung nach Energieträgern und zur Last. Im Szenario C ist eine Regionalisierung der Erzeugungsleistung aus Erneuerbaren Energien nach Bundesländern enthalten. Für die Bestimmung der Netzauslastung ist eine Zuordnung der Erzeugungsanlagen und der Last auf die regional verteilten einzelnen Netzknoten des Übertragungsnetzes (ca. 450) zwingend erforderlich. Vorgehensweise: Zuordnung zu Netzknoten insbesondere über Postleitzahlen-Netzknoten-Matrix Konventionelle Erzeugung entsprechend der Kraftwerksliste für regenerative Erzeugung Ermittlung der Netzknoten der installierten Ist-Leistung und Ableitung von Regionalisierungsschlüsseln für die zukünftige installierte Leistung aus Szenario C wurden die Zahlen der Bundesländer in der Ableitung der Regionalisierungsschlüssel berücksichtigt. Bundesnetzagentur 21

22 Ergebnisse der Regionalisierung I Regionalisierung der konventionellen Erzeugung Quelle: Gutachten Regionalisierung eines nationalen energiewirtschaftlichen Szenariorahmens zur Entwicklung eines Netzmodells (NEMO), Consentec/IAEW 2012 Bundesnetzagentur 22

23 Ergebnisse der Regionalisierung II Wind onshore Regionalisierung der erneuerbaren Erzeugung, am Beispiel Wind OnShore Quelle: Gutachten Regionalisierung eines nationalen energiewirtschaftlichen Szenariorahmens zur Entwicklung eines Netzmodells (NEMO), Consentec/IAEW 2012 Bundesnetzagentur 23

24 Marktmodellierung Als Eingangsdaten für die Netzberechnung werden stündliche Einspeisungen und Lasten an allen betrachteten Netzknoten benötigt (8760 Stunden im Jahr). Dabei ist zu unterscheiden zwischen privilegierten Anlagen (KWK/EEG), für die ein Einspeisevorrang existiert und Anlagen, deren Einsatz marktgetrieben erfolgt, die also immer dann eingesetzt werden, wenn der Strompreis höher als die Produktionskosten des Kraftwerks sind. Abhängig von der Netzlast und der Einspeisung aus Erneuerbaren Energien ergibt sich der resultierende Kraftwerkseinsatz. Resultat der Marktmodellierung ist somit für jeden Netzknoten ein Wert für die Einspeise- oder Entnahmeleistung an diesem Knoten. Wesentliche Eingangsparameter: Deutscher Kraftwerkspark (Genehmigter Szenariorahmen) Europäischer Kraftwerkspark (System Adequacy Forecast von ENTSO-E) Brennstoffpreise (Prognos AG entsprechend dem Szenariorahmen Gas) u. Transportkosten Basiswetterdaten (hier Wetterjahr 2008) Lastzeitreihen (ENTSO-E Daten zum Basisjahr 2008) Berücksichtigung von Demand Side Management (Consentec/IAEW Gutachten) Grenzüberschreitende Kapazitäten (TYNDP 2010) Bundesnetzagentur 24

25 Marktmodellierung - Ergebnisse 700 TWh % 44 % Anteil EE 58 % 50 % Pumpe Biomasse Photovoltaik Wind Laufwasser PSKW Öl 100 Erdgas A 2022 B 2022 B 2032 C 2022 Steinkohle Braunkohle Quelle: Gutachten Regionalisierung eines nationalen energiewirtschaftlichen Szenariorahmens zur Entwicklung eines Netzmodells (NEMO), Consentec/IAEW 2012 In allen Szenarien liegt der Anteil der erneuerbaren Energien über 35%. Der Anteil der Photovoltaik liegt trotz der hohen installierten Leistung aufgrund der geringen Nutzungsstunden durchweg unter 10%. In den Szenarien B2032 und C2022 kann auch unter Berücksichtigung von Exportkapazitäten nicht die gesamte Leistung in den Markt integriert werden. Deutschland ist in allen Szenarien über das Jahr gesehen Nettoexporteur (nicht zwingend gewinnbringend). Bundesnetzagentur 25

26 Auswahl relevanter Netznutzungsszenarien Die Regionalisierung und die Marktsimulation bieten die regionalisierte Einspeise- und Entnahmesituation für Stunden des Jahres ab. Für die Ermittlung des Netzausbaubedarfs sind allerdings nur wenige Stunden im Jahr kritisch. Die wesentlichen Variablen für eine potentiell hohe Netzauslastung sind Wind, Photovoltaik und die in den jeweiligen Stunden relevante Netzlast. Diese drei Variablen sind nicht zwingend gleichlaufend, so dass weiter zu differenzieren ist: Netznutzungsszenario Last Wind PV L- W- P- Schwach Schwach Schwach L- W- P+ Schwach Schwach Stark L- W+ P- Schwach Stark Schwach L- W+ P+ Schwach Stark Stark L+ W- P- Stark Schwach Schwach L+ W- P+ Stark Schwach Stark L+ W+ P- Stark Stark Schwach L+ W+ P+ Stark Stark Stark Für diese 8 Netznutzungsfälle werden anhand von Netzberechnungen die grenzüberschreitenden Leistungsflüsse berechnet, die die jeweiligen Knotenbilanzen zu dieser jeweiligen Stunde komplettieren (Einspeisung Last +/- Import/Export = 0). Gutachten der TU Graz läuft Bundesnetzagentur 26

27 Veranstaltungsreihe Technik-Dialog der Bundesnetzagentur Ziele des Technik-Dialogs: Erkenntnisse über den gegenwärtigen Stand der Technik gewinnen Gelegenheit zum Informationsaustausch mit einer breiten Öffentlichkeit bieten Ablauf: 16. März 2012 Speichertechnologien (Bundeskunsthalle in Bonn) März 2012 Dezentralisierung und Netzausbau (4. Göttinger Energietage, Paulinerkirche) April 2012 Freileitung und Erdkabel (Altes Rathaus in Hannover) Bundesnetzagentur 27

28 Wesentliche Erkenntnisse des Technik-Dialogs Veranstaltung Speichertechnologien am 16. März Im Rahmen der Veranstaltung Speichertechnologien wurden Potentiale von Großspeichern (Pumpspeicher, Druckluftspeicher, Power to Gas) untersucht und die Auswirkungen der Technologien auf den Netzausbau abgeschätzt. Fazit der Veranstaltung: Begrenzte räumliche / geologische Verfügbarkeit und fehlende Wirtschaftlichkeit erschweren zumindest kurz- bis mittelfristig einen verbreiteten Einsatz von Speichertechnologien. Mit einem erheblichen Einfluss von Großspeichern auf den Netzausbau ist zumindest gegenwärtig nicht zu rechnen. Bundesnetzagentur 28

29 Wesentliche Erkenntnisse des Technik-Dialogs Veranstaltung Dezentralisierung und Netzausbau am März Das Thema Dezentralisierung und Netzausbau war Inhalt der Vierten Göttinger Energietagung, die in Zusammenarbeit mit dem Energie-Forschungszentrum Niedersachsen durchgeführt wurde. Fazit der Veranstaltung: Dezentralisierung Dezentralisierung Für die Netzausbaudiskussion ist ein Dezentralisierungsverständnis maßgeblich, das auf eine Verringerung des Durchleitungsbedarfes abstellt. Dazu gehören zeitlich und räumlich zusammenfallende Erzeugung und Verbrauch, einschließlich einer am selben Ort erfolgenden Speicherung. Bundesnetzagentur 29

30 Wesentliche Erkenntnisse des Technik-Dialogs Definitionsversuch Dezentralisierung: Jeder Erzeugung, die nicht am Höchstspannungsnetz angeschlossen ist Dezentralisierung ist bei dieser Definition nahezu zwangsläufig eine Folge der Energiewende und hat insofern keinerlei Vermutungswirkung für Verringerung des Netzausbaubedarfs, eher im Gegenteil. Dezentralisierung stellt auch die Frage nach dezentralen Systemdienstleistungen und dezentralen Flexibilisierungsprodukten. Allerdings: Einsparungspotential für das Transportnetz, wenn auch die dezentrale, erneuerbare Erzeugung Blindleistung bereitstellen, aber: das Verteilnetz will eher die gegenteilige Fahrweise der Erneuerbaren völlig andere Anforderungen an die benötigten technischen Leistungen in den Verteilnetzen und den Transportnetzen Bundesnetzagentur 30

31 Wesentliche Erkenntnisse des Technik-Dialogs Speicher Speicher Pumpspeicher sind eher zentrale Speicher, müssen über das Netz erreichbar sein und sind nur zum Ausgleich von Lastspitzen für wenige Stunden geeignet Für die Netzausbausdiskussion ist insbesondere die Speicherung am Ort der Erzeugung interessant Dezentrale Tages- oder Stunden-Speicher können den Ausbaubedarf im Verteilnetz mindern Langfristspeicher führen nicht zur Verminderung des Netzausbaubedarfs. Wenn sie clever installiert und betrieben werden, sind sie bestenfalls neutral Bundesnetzagentur 31

32 Wesentliche Erkenntnisse des Technik-Dialogs Veranstaltung Freileitung und Erdkabel am April Im Fokus der Veranstaltung standen der Vergleich dieser beiden Alternativen sowie innovative Ansätze zur Stromübertragung. Fazit der Veranstaltung: In Bezug auf die Verkabelung von Höchstspannungsleitungen zeigte sich, dass bei der klassischen Drehstromübertragung (HDÜ) einer flächendeckenden Verkabelung nach wie vor technische Probleme entgegenstehen. Derzeit ist allenfalls eine abschnittsweise Verkabelung technisch möglich. Die Elektromagnetische Verträglichkeit von Freileitungen ist für die vom Leitungsbau betroffene Bevölkerung ein sehr wichtiges Thema. Es besteht dringender Aufklärungsbedarf bei Grenzwertfragen und den Auswirkungen von Freileitungen und Kabeln. Bundesnetzagentur 32

33 Wesentliche Erkenntnisse des Technik-Dialogs In Bezug auf innovative Übertragungstechnologien spielte die Diskussion um die Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) eine zentrale Rolle. Es wurde darauf hingewiesen, dass HGÜ nicht nur in Kabelausführung, sondern auch als Freileitung errichtet werden könne. Die Bundesnetzagentur befürwortet eine Weiterentwicklung von HGÜ-Projekten (z.b. durch Aufnahme von Pilotprojekten in den NEP) Innovative schlanke und kleine Maste könnten das Erscheinungsbild neuer Trassen erheblich verbessern, da Höhe und Breite der Trassen erheblich reduziert werden könnten. Zwar sind weitere Forschungsarbeiten erforderlich; die Bundesnetzagentur hält das Konzept aber für sehr vielversprechend. Bundesnetzagentur 33

34 Energiewende benötigt keinen Masterplan Masterplan würde voraussetzen, dass jemand die notwendigen Informationen besitzt Technischer Fortschritt und Innovationen lassen sich nicht vorausplanen Wichtiger als zentrale Planung sind geeignete Anreize für alle Beteiligten, dazu können auch klare gesetzliche Pflichten gehören Nötig ist ein langer Atem, wenn Ziel das Jahr 2050 ist, kann man keine Realisierung binnen ein bis zwei Jahren erwarten Bundesnetzagentur 34

35 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Bundesnetzagentur 35