Worum geht es? Erfahrungsbericht aus dem Winter 2012/2013

Transkript

1 Worum geht es? Erfahrungsbericht aus dem Winter 2012/ Göttinger Tagung zur aktuellen Fragen zur Entwicklung der Energieversorgungsnetze Dr. Peter Hoffmann Leiter Systemführung

2 Rahmenbedingungen der Energiewende

3 Kernenergieausstieg Etappen des Atomausstiegs bis : Biblis A MW Neckarwestheim MW Unterweser MW Isar MW Philippsburg 1890 MW Brunsbüttel 771 MW Biblis B MW Krümmel MW 2015: Grafenrheinfeld MW vor : Gundremmingen B MW 2019: Philipsburg MW 2021: Brokdorf MW Gundremmingen C MW Grohnde MW 2022: Isar MW Neckarwestheim MW Emsland MW MW Nettoleistung Kernenergie 3

4 Entwicklung Erneuerbare-Energien bis 2020 Quelle: BMU, Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau Erneuerbarer Energien in Deutschland, 2009 maximale Last ca MW Minimale Last ca MW Weitere Steigerung von 35% EE-Anteil am Bruttostromverbrauch in 2020 bis auf 50% in 2030 und 80% in

5 Merit-Order-Effekt durch erneuerbare Energien MW Angebot Nachfrage /MWh 30 /MWh Börsenpreis EEG Förderung im Energy-Only-Markt zerstört Kalkulationsgrundlage der konv. Erzeugung 5

6 Einspeisevolatilität Wind/PV TenneT Hohe Last bei geringer EE- Einspeisung Leistung in MW EE - Einspeisung übersteigt Last Fluktuierende Wind- und Solareinspeisung über Bedarf erfordert tiefgreifenden Umbau auf allen Ebenen der Energieversorgung. 6

7 Strukturwandel der Energieversorgung Übertragungsnetz Massiver Zuwachs regenerative Einspeisung Kraftwerk Transformator Betriebsführungsaufgaben verändern sich grundlegend SSM/NSM gehören zum Tagesgeschäft Verteilnetz HS 1MW NaS- Battterie MS NS NS Strukturwandel von Top-Down, Erzeugung folgt Verbrauch zu Bottom-Up, Verbrauch folgt smart der Erzeugung 7 7

8 Netzausbau gemäß NEP 2012 Netze für die Energiewende Grundlage für Versorgungssicherheit und stabilen Netzbetrieb in zehn Jahren. Öffentlich konsultiert und jährlich aktualisiert Netzausbau in neuen Trassen 3800 km (davon 2100 km DC) Neubau in Bestandstrassen 2800 km Netzverstärkungen 1600 km (davon 300 km DC) Abgeschätzte Investition: 20 Mrd. 8

9 Vorbereitung der ÜNB auf den Winter 2012/13

10 Herausforderungen für den sicheren Betrieb des deutschen Übertragungsnetzes Gewährleistung des sicheren Stromtransports vor dem Hintergrund einer erhöhten Belastung der Nord-Süd- und Ost-West-Leitungstrassen, insbesondere in Zeiten hoher Windeinspeisung Gewährleistung der Spannungshaltung vor dem Hintergrund des Wegfalls der KKW als substantielle Blindleistungs-Einspeiser: Problem niedrige Spannungen im Winter (Starklast) Problem hohe Spannungen im Sommer (Schwachlast) Sicherstellung der Systembilanz Ausgleich BK-Abweichung über Einsatz von Regelleistung Monitoring Leistungsbilanz 10

11 Betrachtete Szenarien der ÜNB / FGH Untersuchung Betrachtung einzelner potentiell besonders kritischer Szenarien Winterwerktag mit hoher Windenergieeinspeisung hohe Last (vertikale Netzlast* 66 GW) hohe WEA-Einspeisung (27 GW) keine PV-Einspeisung Winterwerktag ohne Windenergieeinspeisung und Gasknappheit bei Kälteperiode sehr hohe Last (vertikale Netzlast* 66 GW) keine WEA-Einspeisung keine PV-Einspeisung *bereinigt um Wind- und PV-Einspeisung, bekannte Einspeisung in 110kV und Netzverluste HöS Betrachtete Szenarien wurden in enger Abstimmung mit Betriebserfahrungen der ÜNB erstellt (n-1)- Ausfälle von Netzelementen sowie Zusatzuntersuchungen zu common-mode und Sammelschienenfehlern Nichtverfügbarkeit von Erzeugungseinheiten ist als wahrscheinliches Ereignis in durchgeführter Betriebsplanung beachtet hier: exemplarische kritische KKW Kraftwerksnichtverfügbarkeiten 11

12 Szenario A1: Winterwerktag 2012/13: hohe Windenergieeinspeisung Maximale Leitungsauslastungen und minimale Knotenspannungen im (n-1)-fall nach Erstmaßnahmen und nach lokaler WEA-Abregelung Amprion TenneT 50HzT realisierter Redispatch GW SIV 1,8 Präventiver Redispatch 2,7 Lokale WEA Absenkung 1,7 Summe 6,2 Amprion TenneT 50HzT TNG Leitungsauslastung Knotenspannungen in kv zwischen % zwischen % zwischen % größer 120 % zurückgenommene Freischaltungen Frei schalt ungen <375 <380 <385 <390 <395 <400 <405 <410 <415 <420 TNG Installation von Kompensationsanlagen führt gegenüber letztem Jahr zu deutlichen Verbesserungen der Spannungshaltung Höhere Netzauslastung erfordert umfangreiche Gegenmaßnahmen 12

13 Szenario B1: Winterwerktag 2012/13: keine Windenergieeinspeisung in einer Kälteperiode Maximale Leitungsauslastungen und minimale Knotenspannungen im (n-1)-fall nach topologischen Maßnahmen realisierter Redispatch GW SIV 0 Präventiver Redispatch 0 Lokale WEA Absenkung 0 Summe 0,0 neue Leitung Hamburg-Schwerin ermöglicht ausgeglichenes Spannungsniveau im Raum Hamburg kein Redispatchpotential in Süddeutschland mehr verfügbar hohe Überlastungen insbesondere auf der Mittelrheintrasse erfordern Einsatz von Reservekraftwerken 13

14 Kurzfristige Maßnahmen zur Absicherung des Winters 2012/2013 Ergebnisse der FGH / ÜNB Untersuchung weist einen Reservebedarf von 2400 MW aus, der von den ÜNB abgesichert wurde Abhängigkeiten zwischen Gas- und Stromnetz sind deutlich geworden. Abstimmungsgespräche zwischen ÜNB und FNB zu Prioritätensetzung im Falle einer gefährdeten Versorgungslage angelaufen ( 13 (2) bzw. 16 (2) EnWG) Umstellung des Ausgleichsenergiepreissystems zum um Arbitrage zwischen Börsenpreis und Regelleistungseinsatz zu verhindern. Monetäre Anreize für VNB ihre Differenzbilanzkreise sorgfältiger zu bewirtschaften. 14

15 Rückblick auf den Winter 2012/2013

16 Szenario A1: Winterwerktag 2012/13: hohe Windenergieeinspeisung Maximale Leitungsauslastungen und minimale Knotenspannungen im (n-1)-fall nach Erstmaßnahmen und nach lokaler WEA-Abregelung realisierter Redispatch TenneT 50HzT Amprion SIV Präventiver Redispatch Lokale WEA Absenkung Summe GW TenneT 1,8 2,7 1,7 6,2 Knotenspannungen in kv <375 <380 <385 <390 <395 <400 zurückgenommene Freischaltungen <405 <410 Freischaltungen <415 <420 50HzT Amprion Leitungsauslastung zwischen % zwischen % zwischen % größer 120 % TNG TNG Installation von Kompensationsanlagen führt gegenüber letztem Jahr zu deutlichen Verbesserungen der Spannungshaltung Höhere Netzauslastung erfordert umfangreiche Gegenmaßnahmen 16

17 Wintervergleich: Helligkeit und Temperatur Helligkeit Temperatur Winter Winter Temperatur [ C] Monatsmittel Okt Nov Dez Jan Feb Mrz Der Winter 2012/2013 war tendenziell trüber und kälter als letztes Jahr extreme Kälteperiode mit Gasbezugsproblemen ist aber nicht aufgetreten 17

18 Wintervergleich: mittlere Wind- und PV- Einspeisung in der TenneT Regelzone Wind PV mittlere Einspeisung [MW] Winter Winter mittlere Einspeisung [MW] Winter Winter Okt Nov Dez Jan Feb Mrz 0 Okt Nov Dez Jan Feb Mrz trotz Zubau von 1300 MW Wind- und 2500 MW PV-Anlagen in 2012 in der TenneT Regelzone ergab sich eine geringere EE-Einspeisung als im Winter 2011/12 erst im März traten verstärkt Stromtransportprobleme und Systembilanzprobleme durch EE-Einspeisung auf 18

19 PV-Prognoseabweichung durch Schnee Installierte Leistung: MW 8000 MW 7000 MW Solar D Ist Solar Day Ahead Prognose D Solar Kurzfristprognose D 6000 MW 5000 MW Abweichungen von bis zu 3000 MW 4000 MW 3000 MW 2000 MW 1000 MW 0 MW : : : : :00 19

20 PV-Prognoseabweichung durch Nebel Installierte Leistung: MW 2800 MW 4800 MW am 20./21. Oktober löste sich der Nebel nicht wie prognostiziert auf am 2./3. März bildete sich nicht wie prognostiziert Nebel 3000 MW verbleibende Prognoseabweichung 20

21 Systembilanzprobleme zum Jahreswechsel Zeiträume mit Ausschöpfung aller Regelleistungsreserven und Belastung des europäischen Synchronverbundes. Anstieg der Frequenz bis auf 50,13 Hz Bilanzkreisverantwortliche haben trotz deutlicher Preissignale an der Börse (> -250 /MWh) nicht adäquat auf milde Witterung reagiert. 21

22 Entwicklung der (n-1) Gefährdungen Jahr Ereignisse* Tage Events * Ereignisse, in deren Folge Maßnahmen nach 13 EnWG und 11 EEG ergriffen wurden; Spannungsprobleme sind nicht enthalten) Kritische Belastungssituationen insbesondere am (Netzreserveabruf) und vom (Nichtverfügbarkeit von KW im Bayern) 22

23 Ausblick und Schlussfolgerungen

24 Veränderte Erzeugungslandschaft (Stand Juni 2012) Zubau konventioneller Kraftwerke im TenneT Gebiet* nach : Wilhelmshaven (K) 750 MW Bremen swb (G) 450 MW nach 2015: Haiming (G) Waldeck 2 (PSW) Stade (K) Brünsbüttel (K) Mecklar (G) Staudinger 6 (K) Frankfurt (G) 900 MW 301 MW MW 2 x 870 MW MW MW 500 MW Summe Zubau: MW im TenneT Gebiet Summe Rückbau KKW: MW im TenneT Gebiet Summe Rückbau konv. KW: MW im TenneT Gebiet Leistungsbilanz bis 2022 um MW rückläufig insbesondere in Bayern * gemäß KraftNAV 24

25 Veränderte Erzeugungslandschaft (Stand April 2013) Zubau konventioneller Kraftwerke im TenneT Gebiet* nach : Wilhelmshaven (K) 750 MW Bremen swb (G) 450 MW nach 2015: Haiming (G) Waldeck 2 (PSW) 900 MW 301 MW zusätzliche Stilllegungen: Irsching 3-5 (G) 1900 MW Summe Zubau: MW im TenneT Gebiet Summe Rückbau KKW: MW im TenneT Gebiet Summe Rückbau konv. KW: MW im TenneT Gebiet bis 2022 droht der Verlust von ca MW gesicherter Leistung Redispatchpotential in Bayern schmilzt weiter ab 25

26 Schere zwischen Erzeugung aus EE und konv. Energie öffnet sich weiter Zunehmende volatile Einspeisung durch Zubau EE Wegfall gesicherter Leistung durch weniger konv. Kraftwerke Wie kann zukünftig ein zuverlässiger Systembetrieb sichergestellt werden? 26

27 Herausforderung Onshore-Netzausbau Gute Masten Böse Masten Gelingt es rechtzeitig den NEP umzusetzen? kritisch bereits 2015 der Aufbau der Süd-West-Kuppelleitung wegen Genehmigungsverfahren und Akzeptanz 27

28 Die Energiewende gelingt nur, wenn: schneller Onshore-Netzausbau (AC / DC) den Ausgleich regionaler Erzeugungsungleichgewichte ermöglicht der Stromverbrauch sich zukünftig am regenerativen Dargebot orientiert (Smart Market, E-Mobility, abschaltbare Lasten ) regenerative Erzeugung selbst die notwendigen Systemdienstleistungen wie Frequenzstützung, Regelenergie, Spannungshaltung erbringt massiver Ausbau von Speichertechnologie erfolgt, um Volatilitätszyklen der Erneuerbaren Energien abzupuffern ein neues Marktdesign wirtschaftliche Anreize setzt für hochflexible konventionelle Erzeugung im EE-dominierten Umfeld über ein Energieinformationsnetz der ÜNB völlige Transparenz über seine Regelzone erlangt (Vorschau und online-werte) Präventive Nichtvermarktung und umfassendes Einspeisemanagement von Wind- und Solarerzeugung dem ÜNB als Maßnahmen zur Verfügung stehen 28

29 TenneT is Europe s first cross-border grid operator for electricity. With approximately 20,000 kilometres of (Extra) High Voltage lines and 35 million end users in the Netherlands and Germany we rank among the top five grid operators in Europe. Our focus is to develop a north-west European energy market and to integrate renewable energy. Total grid length Size of grid area 19,871 km 182,000 km2 Transformer substations 403 No. of customers Installed capacity 36 million 67,000 MW Revenue in 2011 EUR billion (without EEG) No. of staff appr. 2000