Moderne Verteilernetze für Deutschland Einfluss der Integration erneuerbarer Energien auf den Netzausbaubedarf in Deutschland

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1 Moderne Verteilernetze für Deutschland Einfluss der Integration erneuerbarer Energien auf den Netzausbaubedarf in Deutschland Einleitung Methodik Untersuchungsergebnisse Schlussfolgerungen Lukas Verheggen Berlin,

2 Einleitung 2 Konsortium der BMWi-Verteilernetzstudie E-Bridge Consulting E-Bridge ist ein ausschließlich auf die Elektrizitäts- und Gasversorgung spezialisiertes Beratungsunternehmen Aufgabe im Rahmen der Studie Projektleitung Regulatorische Bewertung und Konzeptionelle Interpretation der Ergebnis IAEW RWTH Aachen Forschungsinstitut mit dem Fokus Netzplanung und betrieb Stromerzeugung und Energiemärkte Systemstabilität und Versorgungssicherheit Aufgabe im Rahmen der Studie Berechnung des notwendigen Netzausbaus in Verteilernetzen unter Berücksichtigung intelligenter Technologien OFFIS e.v. Forschungsinstitut für Informationssysteme Aufgabe im Rahmen der Studie SGAM basierte Modellierung der IKT Kosten-Nutzen-Analyse IKT Sicherheit in der IKT

3 Einleitung 3 Einleitung Deutschland spielt eine Vorreiterrolle bei der Integration von Erneuerbaren Energien EE-Anlagen haben eine installierte Leistung von rund 78 GW und tragen mit rund 25 % zur Bruttostromerzeugung bei Anteil an EE-Bruttostromerzeugung soll auf % (2025) und sogar % (2035) ausgebaut werden Verteilernetze kommen eine Schlüsselrolle im Rahmen der Energiewende zu 90 % der EE-Leistung im Verteilernetzen installiert 98 % der gesamten deutschen Netzlänge Fragestellung der vom BMWi in Auftrag gegebenen Studie (Ausschnitt) Wie hoch ist der Netzausbaubedarf in den deutschen Verteilernetzen? Durch welche innovativen Planungsstrategien und durch Anwendung welcher intelligenter Netztechnologien kann der notwendige Netzausbaubedarf reduziert werden? Welche regulatorischen oder ordnungspolitischen Anpassungen sind erforderlich, um die optimale Integrationsstrategie zu fördern?

4 Rel. Netzausbaubedarf [%] 0% 8% 16% 24% 32% 40% 48% 56% 64% Häufigkeit Methodik 4 Methodik Berücksichtigung der heterogenen Struktur deutscher Verteilernetze Clustering von Verteilernetzbetreibern in Modellnetzklassen (für NS- und MS-Netze) 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 Monte-Carlo 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

5 Ergebnisse 5 Annahmen der Studie 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 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 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 Bundesländer WKA: 28,1 GW PVA: 22,4 GW WKA: 43,7 GW PVA: 16,0 GW WKA: 28,9 GW PVA: 12,3 GW 250 GW Installierte Leistung in Deutschland 2032 WKA: 11,2 GW PVA: 35,1 GW 0 EEG A2014 NEP B Bundesländer C Wind Photovoltaik Biomasse WKA: Windkraftanlagen PVA: Photovoltaikanlagen

6 Ergebnisse 6 Konventioneller Netzausbaubedarf in Deutschland Bis 2032 ist ein deutlicher Ausbau in allen Spannungsebenen erforderlich: km km Leitungslänge in der Niederspannung (4,5 % - 10,6% ggü. 2012) km km Leitungslänge in der Mittelspannung (13,8 % - 27,2% ggü. 2012) km km Leitungslänge in der Hochspannung (11,3 % - 23,4% ggü. 2012) Investitionsbedarf i.h.v. 23,2 Mrd. EUR ( EEG 2014 ) und 48,9 Mrd. EUR ( Bundesländer ) bis 2032 Mrd. EUR 50 Ausbaubedarf in Gesamtdeutschland "EEG 2014" "NEP" "Bundesländer" NS MS HS HS (Zusatz bei Verkabelung) Regionalisierung des Ausbaubedarfs 100% Netzausbaubedarf verteilt sich unterschiedlich auf die Regionen in Deutschland NS-Ausbaubedarf durch PVA getrieben MS-Ausbaubedarf durch PVA und WKA getrieben HS-Ausbaubedarf durch WKA getrieben 80% 60% 40% 20% 0% Niederspannung Mittelspannung Hochspannung Nord West Ost Süd *Nord: NS, SH, MV Süd: Bayern, BW West: NRW, Hessen, RP Ost: Sachsen, SA, Thüringen, Brandenburg

7 Ergebnisse 7 Durchschnittliche jährliche Zusatzkosten bis 2032 Erzeugungsmanagement in der Netzplanung Berücksichtigung von Erzeugungsmanagement in der Netzplanung (Dimensionierend) Einsparen auf der Netzseite stehen Kosten für IKT und abgeregelter Energie gegenüber Gesamtkosteneinsparungen von 15 % bei Reduzierung der eingespeisten Energie je EE- Anlage um circa 3 % Reduktion des Netzausbaus um 44 % (gesamt) (NS: 55 %, MS: 32%, HS: 45% ) Mrd. EUR 1,6 p.a. Einfluss eines Erzeugungsmanagements 1,8 1,4 1,2 1,0 Reduzierung EE-Einspeisung je Anlage Windkraft 0,1 % 0,8 % 2,3 % 5,3 % 10,3 % PV 0,2 % 1,2 % 2,9% 6,2 % 11,6 % Szenario EEG % Kein signifikante Kosten durch IKT Alle Wind- und PV-Anlagen sollten beim Erzeugungsmanagement berücksichtigt werden Kostenoptimale Umsetzung von vielen Faktoren abhängig Ausgestaltung des Erzeugungsmanagements sollte beim Netzbetreiber liegen (z.b. Berücksichtigung von Bestandsanlagen) 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0 100 % (Referenz) 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % Reduzierung max. Einspeiseleistung bei Netzauslegung NS HS MS IKT OPEX Abgeregelte Energie

8 Ergebnisse 8 Durchschnittliche jährliche Zusatzkosten Blindleistungsmanagement in der Netzplanung Heutige Regularien erlauben cos(φ)-steuerung zwischen 0,95 und 0,9 Weiterentwicklung des Blindleistungsmanagements reduziert den spannungsbedingten Netzausbau, belastet jedoch durch zusätzliche Blindleistungsflüsse. Keinen nennenswerten Vorteil durch erweitertes Blindleistungsmanagement Mrd. EUR p.a. 1,4 1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0 Einfluss eines Blindleistungsmanagements cos(ϕ) = 0,95 heutige Regularien cos(ϕ) = 0,9 cos(ϕ) = 0,85 cos(ϕ) = 0,8 Szenario EEG 2014 cos(ϕ) = 0,75 cos(ϕ) = 0,7 Niederspannung Mittelspannung Hochspannung OPEX Bandbreite heutiger Regularien (spannungsebenenabhängig)

9 Ergebnisse 9 Netzausbau Leitungen bis 2032 Lastmanagement in der Netzplanung Auslegungsrelevanter Netznutzungsfall Starkeinspeisung-Schwachlastfall (30% der zeitgleichen Jahreshöchstlast). Untersuchung des Einflusses auf Netzausbaubedarfs durch Beeinflussung der Verbraucherlast Einfluss eines Lastmanagements geringere Last höhere Last Referenz Szenario EEG km Keine Nennenswert Reduzierung des Ausbaubedarfs Erhöhte Gleichzeitigkeiten durch marktbasiertes Lastmanagement könnten dagegen zu zusätzlichem Netzausbaubedarf führen % % 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

10 Ergebnisse 10 Durchschn. jährliche Zusatzkosten bis 2032 Kombinierter Einsatz von ront und Erzeugungsmanagement Erzeugungsmanagement kann signifikant zu Reduzierung des Netzausbaubedarfs führen Integration von ront zur weiteren Reduzierung spannungsbedingtem Netzausbau Mrd. 1,4EUR p.a. 1,2 Einfluss Kombination von ront und Erzeugungsmanagement -15 % -20 % 1 Integration von ca ronts erforderlich (etwa 1,8% aller ONTS) Vollständige Vermeidung von konventionellen Ausbau in der Niederspannungsebene Reduzierung der jährlichen Zusatzkosten um bis zu 20 % (229 Mio. EUR p.a.) im Szenario EEG ,8 0,6 0,4 0,2 0 Konventioneller Netzausbaubedarf Erzeugungsmanagement Erzeugungsmanagent mit ront NS MS HS OPEX IKT ront Abg. Energie

11 Zusammenfassung 11 Schlussfolgerungen Hoher Ausbau- und Umbaubedarf durch die Integration von EE-Anlagen in deutschen Verteilernetzen Investitionskosten zwischen 23 Mrd. EUR und 49 Mrd. EUR bis 2032 erforderlich Erzeugungsmanagement in der Netzplanung Signifikante Reduzierung der jährlichen Zusatzkosten (15%) Berücksichtigung aller PV- und Windkraftanlagen Die Wahl der Umsetzung des Erzeugungsmanagement sollte beim Netzbetreiber liegen Kombination von Erzeugungsmanagement und ront Nahezu vollständige Eliminierung des konventionellen Ausbaubedarfs in der Niederspannungsebene Reduzierung der jährlichen Zusatzkosten um bis zu 20 % Zur Ausgestaltung und Nutzung der Vorteile sind jetzt die Verteilnetzbetreiber und Regulierung gefragt

12 12 VIELEN DANK FÜR IHRE AUFMERKSAMKEIT Kontakt Dipl.-Ing. Lukas Verheggen Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft (IAEW) RWTH Aachen Tel: Institutsleiter des IAEW Univ.-Prof. Dr.-Ing. Albert Moser