Netzentwicklungsplan Strom 2025, 1. Entwurf Mario Meinecke, Dr. Christoph Dörnemann / ÜNB

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1 Netzentwicklungsplan Strom 2025, 1. Entwurf Mario Meinecke, Dr. Christoph Dörnemann Seite 1

2 Der Netzentwicklungsplan ist der Netzentwicklungsplan für ein Übertragungsnetz an Land. ist eng verzahnt mit dem Offshore-Netzentwicklungsplan. berücksichtigt die Integration erneuerbarer Energien und die Entwicklung des europäischen Strommarkts. beschreibt Maßnahmen, die den gesetzlichen Anforderungen und den zugrunde gelegten Szenarien gerecht werden. zeigt den Übertragungsbedarf zwischen Anfangs- und Endpunkten (zwei Netzknoten) und keine konkreten Trassenkorridore oder -verläufe. zeigt Maßnahmen mit Priorität auf Netzoptimierung und -verstärkung vor -ausbau. zeigt den Ausbau des 380-kV-Drehstromnetzes und der Hochspannungs- Gleichstrom-Verbindungen (HGÜ) für den Übertragungsbedarf Nord-Süd. zeigt keine zukünftigen Kraftwerksstandorte und Standorte für EE-Anlagen, auch keine bevorzugten. Seite 2

3 Der Prozess der Erstellung NEP-Turnus zukünftig alle zwei Jahre Seite 3

4 Szenariorahmen und Marktsimulation

5 Wesentliche Änderungen zum NEP 2014 Ausbaupfad des im Sommer 2014 novellierten Erneuerbare-Energien- Gesetzes (EEG) im NEP 2025 erstmals vollumfänglich abgebildet Genehmigung des Szenariorahmens der BNetzA vom : Berechnung von sechs Szenarien Vier zehnjährige Szenarien: A 2025, B1 2025/B und C 2025 Zwei zwanzigjährige Szenarien: B1 2035/B Spitzenkappung von maximal 3 % der Jahresenergie der Anlagen auf Basis von Onshore-Windenergie und Photovoltaik in allen Szenarien keine Dimensionierung des Strom-Übertragungsnetz für die letzte erzeugte Kilowattstunde aus erneuerbaren Energien Einhaltung einer maximalen CO₂-Emission im Kraftwerkssektor in der Marktmodellierung in drei Szenarien (B2 2025, C 2025 und B2 2035) Im Szenario C 2025 zusätzlich 5% Verbrauchsreduktion Seite 5

6 Übersicht der sechs Szenarien Kenngröße A 2025 B B B B C 2025 Konventioneller Kraftwerkspark Technische Lebensdauer konv. Kraftwerke Hoher Anteil Kohle-KW Basisannahmen Hoher Anteil Erdgas-KW Verkürzung um 5 Jahre Sehr hoher Anteil Erdgas- KW Hoher Anteil Erdgas-KW Verkürzung um 10 Jahre Unterer Bereich des Zielkorridors Oberer Bereich des Zielkorridors nach 1 Abs. 2 Nr. 1 und 2 EEG 2025: 40-45% 2035: 55-60% EE-Anteil am Bruttostromverbrauch Nettostrom- Verbrauch CO 2 - Emissionsgrenze Keine Limitierung (21 /EUA) 543,6 TWh 516,4 TWh 187 Mio. t (60 ) Keine Limit. (31 ) 134 Mio. t (71 ) 187 Mio. t (52 ) Neue Charakteristik des Szenarios C 2025 (u.a. Reduktion des Nettostromverbrauchs) Nebenbedingung CO 2 -Reduktion umgesetzt durch höhere inländische CO 2 -Preise für KW Seite 6

7 Installierte Leistungen und Verbrauch in B1/B Deutliche regionale Unterschiede in der Erzeugungsstruktur erkennbar Seite 7

8 Verteilung der installierten Leistungen je Energieträger in den Szenarien des NEP 2025 Seite 8

9 Entwicklung der konventionellen Erzeugungskapazitäten von 2013 bis 2035 Seite 9

10 Entwicklung der erneuerbaren Erzeugungskapazitäten von 2013 bis 2035 Seite 10

11 Rund 100 TWh Differenz im Im-/Export-Saldo zwischen den Szenarien B und B Seite 11

12 Volllaststunden der konventionellen Kraftwerke 8000 A2025 B B B B C Braunkohle Steinkohle Erdgas Öl Pumpspeicher einspeisung Pumpspeicher entnahme Sonstige Konventionelle KWK < 10 MW Seite 12

13 Ergebnisse der EE-Spitzenkappung Maximale Einsenkung der Einspeisung bei Wind onshore ca. 8,2 GW und bei Photovoltaik ca. 5,4 GW in B1/B In etwa Stunden des Jahres wird Windenergie-Einspeisung eingesenkt, in etwa Stunden Photovoltaik-Einspeisung. Überlagerungseffekte (Wind und PV) treten selten auf. Es treten regionale Unterschiede und bei Windenergie ein Nord-Süd-Gefälle auf. Einspeisespitzen werden vornehmlich in Bundesländern mit hohen installierten EE-Leistungen und einem hohem Ausbaubedarf der Verteilnetze gekappt. Eingesenkte Einspeisemengen Onshore-Windenergie und PV Seite 13

14 Marktsimulation Die Marktsimulationen zum NEP 2025 verdeutlichen, wie weit die Transformation des Energiesektors bereits fortgeschritten ist. Es ist ein starkes innerdeutsches Erzeugungsgefälle in allen Szenarien zu beobachten: Erzeugungsüberschuss in Norddeutschland, Erzeugungsdefizit in Süddeutschland. Die Bedeutung erneuerbarer Energien nimmt weiter zu: Wind (on- und offshore) ist der Energieträger mit dem größten Anteil am Energiemix in allen B-Szenarien sowie in C Deutschland weist den größten Handelssaldo in Europa auf und ist ein Transitland im europäischen Stromnetz. Die Nebenbedingung in der Marktmodellierung zur Emissionsbegrenzung kehrt die Situation Deutschlands von einem Nettoexporteur in B zu einem Nettoimporteur in B um. Seite 14

15 Ergebnisse NEP 2025 Fokus Netzberechnungen

16 Berücksichtigung der Eckpunkte der Regierungskoalition vom Vorgaben: Prüfung der Verlagerung des Endpunkts der HGÜ-Verbindung von Sachsen-Anhalt nach Bayern (DC5, DC6) von Gundremmingen nach Isar Maßnahmen zur Entflechtung des Netzknotens Grafenrheinfeld Ersatz der Neubautrassen P43 (Mecklar Bergrheinfeld/West) und P44 (Altenfeld Grafenrheinfeld) durch Nutzung bestehender Trassen Umsetzung: Maßnahmenscharfe Berechnung von zwei zusätzlichen Varianten (B GG und B GI) des Szenarios B1 2025: Ersatz von P43 durch P43mod (Mecklar Dipperz Urberach) sowie von P44 durch P44mod (Altenfeld Schalkau Würgau Ludersheim) in Kombination mit dem südlichen Netzverknüpfungspunkt Gundremmingen (B GG) bzw. Isar (B GI) Beurteilung der Machbarkeit für die übrigen Szenarien A 2025, B2 2025, C 2025 anhand von Plausibilitätsbetrachtungen (keine maßnahmenscharfen Rechnungen) Seite 16

17 Übersicht über die zehnjährigen Szenarien Seite 17

18 Ergebnisse der Nachberechnungen der Varianten zu B (B GG und B GI) Entlastung des Netzknotens Grafenrheinfeld: Vollständiger Verzicht auf Neubau in neuer Trasse, stattdessen Netzverstärkung P43mod und P44mod zusammen rund 75 km länger als P43 und P44 Verschiebung der regionalen Belastung des Netzes im Süden Deutschlands Ersatzmaßnahmen P43mod und P44mod leiten die Leistungsflüsse aus dem Norden um Grafenrheinfeld herum Verschlechterung des Vermaschungsgrads um Grafenrheinfeld im Vergleich zum Szenario B Die Ost-West-Vermaschung und damit die Anbindung der neuen Bundesländer nimmt ab. Verzicht auf die Neubau-Projekte P43 und P44 führt in Zukunft tendenziell eher zu weiteren zusätzlichen Netzverstärkungs- oder ausbaumaßnahmen Isar ist als Endpunkt der DC-Verbindung von Sachsen-Anhalt nach Bayern grundsätzlich möglich, erfordert aber eine zusätzliche Netzverstärkung nördlich von München (P222 Ottenhofen Oberbachern), dafür sind Netzverstärkungsmaßnahmen in Bayerisch Schwaben (P172, P173) nicht erforderlich Seite 18

19 Ergebnisse der Nachberechnungen der Varianten zu B (B GG und B GI) B Ausschnitt B GI Ausschnitt Seite 19

20 Einsatz von Erdkabeln Verständigung der Koalitionsspitzen vom auf einen Erdkabelvorrang für HGÜ- Verbindungen, das entsprechende Gesetzgebungsverfahren ist noch nicht abgeschlossen genaue Auswirkungen konnten im 1. Entwurf NEP 2025 noch nicht abgebildet werden Längenangaben sowie die Angaben zur Netzverstärkung bzw. zu Zubeseilung zu den DC-Verbindungen beziehen sich daher noch auf eine Ausführung als Freileitung Vorgenommene Abschätzung in den Kostenangaben zu den Szenarien für eine Ausführung der DC-Verbindungen: 100% Freileitung bzw. 100% Erdkabel Kostenangaben können als untere und obere Bandbreite angesehen werden. Die Mehrkosten einer Ausführung der DC-Verbindungen als Erdkabel im Vergleich zur Freileitung (1,5 Mio. /km) hängen sehr stark von den örtlichen Gegebenheiten (z. B. Bodenbeschaffenheit) ab. Als Schätzkosten für DC-Erdkabel wurden bei durchschnittlichen Gegebenheiten basierend auf ersten Erfahrungen der ÜNB 4 Mio. /km für 1 x 2 GW DC und 8 Mio. /km für 2 x 2 GW DC unterstellt. Bei AC ist lediglich in einer beschränkten Anzahl von Pilotprojekten bei Vorliegen bestimmter Voraussetzungen auf technisch-wirtschaftlich effizienten Teilabschnitten eine Erdverkabelung möglich. Die konkrete Entscheidung, ob und auf welchen Abschnitten Erdkabel verlegt werden, ist Bestandteil nachgelagerter Genehmigungsverfahren. Mögliche Mehrkosten wurden im NEP daher nicht betrachtet. Seite 20

21 Startnetz Das Startnetz besteht aus: Ist-Netz (Stand ) EnLAG-Maßnahmen in der Umsetzung befindliche Netzausbaumaßnahmen (planfestgestellt bzw. in Bau) Maßnahmen aufgrund sonstiger Verpflichtungen (KraftNAV bzw. Anschlusspflicht der Industriekunden) AC-Leitungsneubau in neuer Trasse: AC-Leitungsneubau in bestehender Trasse: Stromkreisauflage auf bestehenden Gestängen: DC-Neubau: 600 km 800 km 300 km 300 km Investitionsvolumen: 5 Mrd ÜNB Seite 21

22 Szenario B inkl. Startnetz DC-Übertragungskorridore Neubau in Deutschland Länge: km Übertragungskapazität: 10 GW nach Belgien, Dänemark, Norwegen und Schweden: AC-Netz Neubau 220 km Länge: km DC/AC-Netz Verstärkung Länge: km Investitionsvolumen reine Ausführung als Freileitung: 24 Mrd. DC-Verbindungen (außer DC2) zu 100 % als Erdkabel: 35 Mrd ÜNB Seite 22

23 Variante B GG inkl. Startnetz DC-Übertragungskorridore Neubau in Deutschland Länge: km Übertragungskapazität: 10 GW nach Belgien, Dänemark, Norwegen und Schweden: AC-Netz Neubau 220 km Länge: 900 km DC/AC-Netz Verstärkung Länge: km Investitionsvolumen reine Ausführung als Freileitung: 24 Mrd. DC-Verbindungen (außer DC2) 100 % als Erdkabel: 35 Mrd ÜNB Seite 23

24 Variante B GI inkl. Startnetz DC-Übertragungskorridore Neubau in Deutschland Länge: km Übertragungskapazität: 10 GW nach Belgien, Dänemark, Norwegen und Schweden: AC-Netz Neubau 220 km Länge: 900 km DC/AC-Netz Verstärkung Länge: km Investitionsvolumen reine Ausführung als Freileitung: 24 Mrd. DC-Verbindungen (außer DC2) 100 % als Erdkabel: 35 Mrd ÜNB Seite 24

25 Netzverstärkungs- und Netzausbaubedarf Startnetz Szenario B Variante B GG Variante B GI Szenario B inkl. Startnetz DC-Übertragungskorridore Neubau in Deutschland Länge 300 km km km km km Übertragungskapazität 10 GW 10 GW 10 GW 10 GW davon nach Belgien, Dänemark, Norwegen und Schweden 220 km 220 km 220 km 220 km AC-Netz Neubau Länge 600 km km 900 km 900 km km DC/AC-Netz Verstärkung Länge km km km km km Die DC-Übertragungskapazität in den Szenarien A 2025 und C 2025 beträgt jeweils in Summe 8 GW. Seite 25

26 Investitionskosten Ermittlung der Investitionskosten auf Basis von Standardkosten (vorläufiger Charakter) Gesamtvolumen der Investitionen über zehn Jahre je nach Szenario: ca. 22 bis 25 Mrd. bei einer Ausführung als Freileitung ca. 31 bis 36 Mrd. bei einer Ausführung der HGÜ-Verbindungen DC1 sowie DC3-6 zu 100% als Erdkabel Investitionen für das Startnetz (5 Mrd. ) bereits enthalten Seite 26

27 Vielen Dank! Seite 27