Projekt Erhöhung der Transparenz über den Bedarf zum Ausbau der Strom-Übertragungsnetze

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1 Projekt Erhöhung der Transparenz über den Bedarf zum Ausbau der Strom-Übertragungsnetze Erste Ergebnisse einer Serie von Stakeholder-Workshops zum Netzausbau und Alternativen Christof Timpe Fachseminar Dezentrale Energiewende für 100 Prozent Erneuerbare Energien des Bund Naturschutz in Bayern e.v. Nürnberg, 7. November 2015

2 Übersicht Herausforderung: Diskurs zum Ausbau der Übertragungsnetze Überblick zum Projekt Transparenz Stromnetze Modell und verwendete Daten Untersuchte Szenarien und Ergebnisse 5 Ausblick 2

3 Ausgangslage des Projekts Kontroverser gesellschaftlicher Diskurs zum Netzausbau Die Transformation der Stromversorgung im Zuge der Energiewende kann einen zeitnahen Umbau der Übertragungsnetze erfordern. Es bestehen sehr unterschiedliche Vorstellungen davon, wie die Energiewende umgesetzt werden soll und welches Netz hierzu erforderlich ist. Der Netzentwicklungsplan (NEP) bietet einen relativ transparenten, partizipativen Prozess. Aber: Szenariorahmen entsprach bisher nicht den klimapolitischen Zielen. Die Berechnungen der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) zum Ausbaubedarf sind für Externe weitgehend intransparent. Auch nach der Beschlussfassung zum Bundesbedarfsplan besteht keine Einigkeit über die Notwendigkeit von Ausbaumaßnahmen im Übertragungsnetz. 3

4 Die Diskussion zum Netzausbau in verschiedenen Verfahrensschritten Energiepolitische Vorgaben (Atomausstieg, Ausbau Erneuerbare, CO 2 -Ziele) Szenariorahmen Modell-Rechnungen Netzentwicklungsplan (+Bundesbedarfsplan) Bundesfachplanung, Raumordnung, Planfeststellung 4

5 Aktuelle Entwicklungen Energiepolitik Vereinbarungen der Koalition zum Netzausbau vom Juli 2015: u.a. Vorrang für Erdverkabelung und Nutzung bestehender Trassen. Zögerliche Beschlüsse der Bundesregierung zur Stilllegung von alten Kohlekraftwerken und zur Reform des Strommarkts. Netzentwicklungsplan NEP 2024 durch die BNetzA im September 2015 genehmigt. Übertragungsnetzbetreiber haben Ende Oktober 2015 den NEP 2025 (1. Entwurf) vorgelegt. Der Szenariorahmen umfasst erstmals Vorgaben zur Erreichung von Klimaschutzzielen im Stromsektor. In 2016 steht die Novellierung des Bundesbedarfsplans an. 5

7 Zielstellung des Projekts Transparenz Stromnetze Das Projekt will ein relativ einfaches und transparentes Netzmodell entwickeln, dieses Modell zur Analyse des NEP und anderer Szenarien einsetzen, es ausgewählten gesellschaftlichen Akteuren ermöglichen, mithilfe des Modells eigene Szenarien zu definieren und untersuchen zu lassen, und die Erfahrungen mit dieser erweiterten fachlichen Partizipation auswerten und Vorschläge zur Verbesserung der Planungsprozesse ableiten. Laufzeit erste Projektphase: Mai 2013 Januar 2016 Förderung durch das BMBF-Programm Umwelt- und gesellschaftsverträgliche Transformation des Energiesystems 7

9 Netzmodellierung mit dem Strommarktmodell PowerFlex Grid Kraftwerkseinsatzmodell PowerFlex Modell zum optimalen Einsatz von Kraftwerken, Speichern und flexiblen Verbrauchern zur Deckung der Stromnachfrage Zielfunktion: Minimierung der variablen Kosten unter Einhaltung technischer und energiewirtschaftlicher Nebenbedingungen (keine modellendogene Berechnung von Investitionskosten) Stündliche Auflösung, vollständige Voraussicht aller Parameter Erweiterung um die Berücksichtigung der Restriktionen des Übertragungsnetzes Linearisierung durch Verwendung des DC-Ansatzes, Steuerbarer Lastfluss auf HGÜ-Leitungen Vereinfachte Abbildung des Auslands Redispatch wird zugelassen Ex-post-Bewertung des Netzausbaubedarfs 9

10 Eingangsdaten für das Strommarktmodell und typische Parameter für die Bildung von Szenarien Deutschland Europa Last- und Angebotsprofile: Stromnachfrage Fernwärmenachfrage EE-Angebot für Wind, PV und Laufwasser Must-run Stromerzeugung Stündliche Auflösung Räumlicher Verteilschlüssel Konventioneller Kraftwerkspark: Leistung Verfügbarkeit Wirkungsgrad Lastgradienten Mindestlast Brennstoffkosten variable Kosten Emissionsfaktor CO 2 -Preis Koordinaten Speicher: Speicherkapazität Be- und Entladeleistung Wirkungsgrad Koordinaten Lastmanagement: Lastprofil Speicherkapazität Installierte Leistung Wirkungsgrad Räumlicher Verteilschlüssel Last- und Angebotsprofile: Stromnachfrage EE-Angebot für Wind, PV und Laufwasser Must-run Stromerzeugung Konventioneller Kraftwerkspark: Vereinfacht (Brennstoffcluster) Speicher: PSW und SWK Typische Parameter für die Bildung von Szenarien 10

12 Entwicklung von Zukunftsszenarien Kernfrage: Welche Auswirkungen haben verschiedene Szenarien auf das Netz? Ein Szenario setzt sich aus verschiedenen Annahmen / Parametern über die Zukunft zusammen. C A B Welche Paramater haben besonders starken Einfluss auf den Netzausbaubedarf? 2014 Jahr 2024 (Fokus)

13 Übersicht zu den bisher untersuchten Szenarien Szenario Charakterisierung Referenzszenario 2024 und 2034 Netzszenarien 2024 und 2034 Verzicht auf Korridor D Netzszenarien 2024 und 2034 Verzicht auf Korridor A Netzszenario 2024 Konverter Mecklar Strommarkt-Basisszenario Rückgang Braunkohle Strommarkt-Basisszenario Lastnahe EE-Verteilung Strommarkt-Szenario Kohleausstieg Strommarkt-Szenario Dezentrale Energiewende Entspricht NEP Szenarien B 2024 und B 2034 Verzicht auf HGÜ-Korridor D ( Südostlink ) Verzicht auf HGÜ-Korridor A Emden Osterath Philippsburg Anbindung des Knotens Mecklar an den HGÜ-Korridor C, Verzicht auf Maßnahme P43 Verringerung der Braunkohle-Leistung auf 6 GW (entsprechend Greenpeace-Szenario) 50% des EE-Zubaus werden lastnah (auf Ebene der Bundesländer) zugebaut Verringerung der Braun- und Steinkohle- Erzeugung (Greenpeace-Szenario) Nachfragerückgang, Kohleausstieg, dezentrale Verteilung EE und Gas-KW, dezentraler Ausgleich 13

14 Szenario Verzicht auf Korridor D (2024 und 2034) Der Korridor D verbindet die UW Gundremmingen und Wolmirstedt mit einer Kapazität von 2 GW. Für das Jahr 2034 wird er bis Güstrow verlängert und auf 4 GW verstärkt. Dadurch soll das AC-Netz zwischen Bayern und Thüringen entlastet und Erzeugungsüberschüsse aus MV, BB und SN nach BY transportiert werden. Fragen u.a.: Ist Korridor D eine Braunkohleleitung? Welchen Nutzen hat Korridor D? 14

15 Referenzszenario B2024 vs. Szenario Verzicht auf Korridor D in 2024: Veränderung im Brennstoffmix Deutschland: Braunkohle (-2,3 TWh), Steinkohle (-1,5 TWh), EE (-0,3) und Erdgas (+0,8 TWh) Europa: Erdgas (+3,5 TWh) 15

16 Referenzszenario B2024 vs. Szenario Verzicht auf Korridor D in 2024: Auswirkungen auf Stromerzeugung aus Braunkohle Stromerzeugung aus Erdgas -2,0 TWh +0,9 TWh +0,2 TWh +0,1 TWh 16

17 Referenzszenario B2034 vs. Szenario Verzicht auf Korridor D in 2034: Veränderung im Brennstoffmix Deutschland: Braunkohle (-2,6 TWh), Steinkohle (-0,6 TWh), EE (-2,0 TWh) und Erdgas (+0,6 TWh) Europa: Erdgas (+5,3 TWh), EE (-0,6 TWh) 17

18 Referenzszenario B2034 vs. Szenario Verzicht auf Korridor D in 2034: Auswirkungen auf Import / Export Zunahme der Stromerzeugung: Land Referenz- Szenario Handelssaldo (TWh) Szenario Verzicht Differenz Interpretation auf Korridor D -1,5 TWh IT 26,4 22,7-3,7 Import sinkt AT -6,0-6,9-0,9 Export steigt HU 4,7 4,1-0,6 Import sinkt +1,3 TWh Abnahme der Stromerzeugung: Land Referenz- Szenario Handelssaldo (TWh) Szenario Verzicht auf Korridor D Differenz Interpretation -0,7 TWh DE -49,2-44,5 +4,7 Export sinkt DK -13,2-12,6 +0,6 Export sinkt PL 13,4 14,0 +0,6 Import steigt SE -22,7-22,2 +0,5 Export sinkt -0,5 TWh +7,6 TWh +0,7 TWh -0,9 TWh -3,9 TWh 18

19 Netzszenarien Verzicht auf Korridor D ( ) Ergebnis und Fazit (1) 1. Es erscheint grundsätzlich denkbar, auf Korridor D zu verzichten. Zur finalen Beurteilung dieser Option sind jedoch vertiefte Untersuchungen der Netzbelastung erforderlich. 2. Das Drehstromnetz und die anderen HGÜ-Korridore können nur einen Teil der wegfallenden Übertragungsleistung des Korridors D übernehmen. Daher kommt es zu zusätzlichem Redispatch und einem reduzierten Stromtransport von Nord- nach Süddeutschland. 3. Die Effekte im Strommarkt sind überschaubar: Es kommt insgesamt zu einer leichten Verschiebung von Stromerzeugung in Deutschland ins europäische Ausland sowie von Kohle zu Erdgas. 4. Bei Verzicht auf Korridor D sinkt die Erzeugung aus Braunkohle in Deutschland im Jahr 2024 nur um 2% und im Jahr 2034 nur um 6% ab. Die Effekte des Korridors D auf die Stromerzeugung aus Braunkohle sind also marginal. 19

20 Netzszenarien Verzicht auf Korridor D ( ) Ergebnis und Fazit (2) 5. Im Jahr 2024 hat Korridor D noch keinen spürbaren Nutzen für die Integration der Stromerzeugung aus EE. Im Jahr 2034 (mit der 2. Ausbaustufe) ist der Nutzen dagegen durchaus messbar (ca. 2,6 TWh im In- und Ausland). 6. Korridor D sollte weder als Braunkohleleitung noch als Leitung zum Transport von EE-Strom nach Süden bezeichnet werden. 7. Die europäischen Nachbarländer werden durch einen Verzicht auf Korridor D belastet. Die Importe von Strom aus Österreich und den dahinter in zweiter Reihe liegenden Ländern nach Süddeutschland steigen deutlich an. 8. Um diese Effekte zu vermeiden, müssten in Süddeutschland zusätzliche flexible Erdgaskraftwerke installiert werden, um die stärkere Belastung des europäischen Auslands zu vermeiden. Einer spürbaren zusätzlichen Abregelung von EE stehen dann zusätzliche CO 2 -Emissionen in der Stromerzeugung gegenüber. 20

21 Was meinen wir mit dezentraler Energiewende? Verschiedene relevante Dimensionen Netzebene der Kraftwerke Räumliche Verteilung der Kraftwerke Netzebene der Flexibilitäten Steuerung des Systems 21

22 Szenario Dezentrale Energiewende (2024) Veränderungen gegenüber dem Szenario des NEP Reduktion der Stromnachfrage um 13% auf 480 TWh/a. Verstärkter Ausbau der EE-Erzeugung gemäß Szenario C Zubau von Wind onshore und PV erfolgt stärker lastnah. Reduktion Braunkohle auf 6 GW; Steinkohle auf 14 GW. Zubau von Erdgas-Kraftwerken und BHKW unter Berücksichtigung einer um 12 GW reduzierten Residuallast. Erhöhung des CO 2 -Preises von 29 EUR/t auf 40 EUR/t. Nutzung von DSM-Potenzialen in der Industrie sowie in Gewerbe und Haushalten (maximale flexible Leistung ca. 4,7 GW). Netzstruktur entspricht dem Zielnetz des NEP B2024. Die Übertragungskapazitäten ins Ausland bleiben auf heutigem Stand. Starker Vorrang für dezentrale Optimierung: Nach Möglichkeit wird Strombedarf durch Anlagen vor Ort gedeckt. 22

23 Referenzszenario B2024 vs. Dezentral-Szenario: Veränderung im Brennstoffmix Deutschland: Braunkohle (-70 TWh), Steinkohle (-64 TWh), Erdgas (+80 TWh) und EE (+52 TWh) Europa: Kohle (-85 TWh), Erdgas (+31 TWh) und EE (-5 TWh) 23

24 Referenzszenario B2024 vs. Dezentral-Szenario: Differenz der EE-Erzeugung Die dezentrale EE-Verteilung sowie das höhere EE-Angebot führen dazu, dass überwiegend mehr EE-Strom eingespeist wird. Vereinzelt kommt es lokal zu einer geringeren EE-Einspeisung. Grund hierfür ist der Vorrang für fossile dezentrale Erzeugung. 24

25 Referenzszenario B2024 vs. Dezentral-Szenario: durchschnittliche Leitungsauslastung (zeitgeordnet) Referenzszenario: 1240 Volllaststunden, 25,9 TWh Leitungsverluste Dezentral-Szenario: 1100 Volllaststunden (-11%), 21,5 TWh Leitungsverluste (-17%) Teilergebnis: Die Leitungsauslastung geht im Dezentral-Szenario deutlich zurück. Zudem nehmen die Leitungsverluste überproportional ab. lastnahe Erzeugung 25

26 Szenario Dezentrale Energiewende (2024) Ergebnis und Fazit (1) 1. Im Dezentral-Szenario (mit EE-Zubau und Nachfragerückgang) kommt es zu folgenden wesentlichen Ergebnissen: Erhöhung der variablen Stromerzeugungskosten in D und im Ausland um ca. 9% (entspricht 8,8 Mrd. /a). Hauptgrund ist der unterstellte höhere CO 2 -Preis. (Investitionskosten wurden nicht berechnet.) Zunahme der Stromerzeugung aus Erdgas und aus EE, Rückgang bei Kohle (entsprechend den Szenarioannahmen). Verringerung der CO 2 -Emissionen in D und im Ausland um ca. 15% (entspricht 177 Mio. t/a). 2. Das deutsche Drehstromnetz wird deutlich entlastet, v.a. zwischen Thüringen und Bayern. Allerdings fallen nur 2 NEP-Ausbauvorhaben unter das Erforderlichkeitskriterium des NEP ab. 3. Die HGÜ-Korridore werden auch im Dezentral-Szenario stark genutzt ( Volllaststunden). 26

27 Szenario Dezentrale Energiewende (2024) Ergebnis und Fazit (2) 4. Aus der Analyse ergeben sich Hinweise auf weitere Optimierungen eines dezentralen Szenarios für die Energiewende: Unter den getroffenen Annahmen für den Ausbau von EE und Erdgas besteht Potenzial für eine schnellere Stilllegung von Kohlekraftwerken. Hierdurch würde der Stromexport aus Deutschland verringert. Der gewählte Ansatz mit starkem Vorrang für dezentrale Optimierung (an jedem der 500 Netzknoten) geht wohl zu weit. Sinnvoller wäre vsl. eine regionale Optimierung, z.b. auf Ebene der Bundesländer. 5. Folgende weitere Tendenzen sind erkennbar: Zur vollständigen Nutzung von Wind (onshore) und insbesondere Wind (offshore) sowie regional geballter PV ist ein ausreichend starkes Übertragungsnetz erforderlich (oder große Speicherkapazitäten). Mit den getroffenen Annahmen wird der weitere Ausbau des Übertragungsnetzes auch in einem stark dezentral ausgerichteten Szenario wohl nicht obsolet, kann aber vsl. reduziert werden. 27

29 Ausblick zum Projekt Das Öko-Institut hat eine Verlängerung des Projekts bis März 2017 beantragt. Dies ermöglicht die Analyse des NEP 2025 und weiterer, von Stakeholdern definierten Szenarien. Nach wie vor ist die Datenlage zum Stromnetz unbefriedigend. Die gemäß EnWG bereitgestellten Daten sind schwer zu interpretieren. Geplant ist eine wichtige methodische Neuerung: Anstatt in allen Szenarien die Auslastung des NEP-Zielnetzes zu untersuchen, soll künftig für die Szenarien ein eigenständig optimiertes Netz entwickelt werden. 29

30 Ausblick zum Diskurs um den Netzausbau Wichtig ist, dass realistische Zukunftsbilder der Energiewende entwickelt und gesellschaftlich diskutiert werden, z.b. hinsichtlich Wie stark und in welcher Hinsicht dezentral orientiert? Bedeutung von Technologien wie KWK, Power to Gas Grad der Elektrifizierung der Sektoren Gebäude und Verkehr Die Bewertung und Priorisierung dieser Zukunftsbilder wird schwierig. Zu berücksichtigen sind dabei u.a. Erreichung der energiepolitischen Ziele (incl. Klimaschutz); auch mit Blick auf die langfristige Perspektive 2050 Zuverlässigkeit der Energieversorgung Gesamtkosten der Energieversorgung Gesellschaftliche Mitsprache und Akzeptanz Solange diese Priorisierung nicht erfolgt ist, sollten robuste Pfade verfolgt und evtl. relevante Chancen nicht verbaut werden. 30

31 Projektteam und Website Öko-Institut e.v. Christof Timpe (Projektleitung) Dierk Bauknecht (stv. Projektleitung) Matthias Koch (Leitung Modellentwicklung) Franziska Flachsbarth Sylvie Ludig David Ritter Christoph Heinemann Lothar Rausch Moritz Vogel Christian Winger Falk Schulze Dennis Klink Judith Breuer Bettina Brohmann e-fect eg Christian Hoffmann Hilke Oberhansberg Dirk Scheffler Michelle Platt Projekt-Website www. transparenz-stromnetze.de 31