Energiewende in Deutschland kollabiert der Übertragungsnetzbetreiber

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1 Energiewende in Deutschland kollabiert der Übertragungsnetzbetreiber Dr. Peter Hoffmann Leiter Systemführung 29. Mai 2012 Forum Jülich

2 Vortragsschwerpunkte Was ist ein Übertragungsnetzbetreiber wer ist Tennet? Welche Rahmenbedingungen kennzeichnen die Energiewende? Herausforderung Netzausbau Herausforderung EEG-Integration Konkrete Situationen im Winter 2011/12 Fazit 8. Mai

3 Was ist ein Übertragungsnetzbetreiber? Wer ist TenneT?

4 Erzeugung, Verkauf, Lieferung: Das Netz im Markt Verkauf Der Händler kauft Strom von Kraftwerken ein und verkauft ihn an Kunden weiter. TenneT bilanziert. Kraftwerk Stromhändler Netzbetreiber Verbraucher Bezahlung für Energielieferung Bezahlung für Netznutzung 4

5 Kennziffern TenneT Gesamtnetzlänge 1) km Netzgebiet km 2 Umspannwerke 435 Stromkunden im Netzgebiet 36 Mio. Installierte KW- Leistung MW Umsatz ) 1,525 Mrd. Tennet TSO GmbH Beschäftigte ) kV 2) ohne EEG-Wälzung Seit ist TenneT ein vollständige unabhängiger, deutsch-niederländischer Übertragungsnetzbetreiber 8. Mai

6 Aufbau und Arbeitsgebiete der TenneT TSO GmbH Supportfunktionen Kunden, Netzwirtschaft Regulierungsmanagement Netzplanung und Asset Management Systemführung Netzbau und Instandhaltung Betrieb, Instandhaltung und Ausbau des 220-/380-kV-Stromnetzes in D Anschluss von Offshore-Windparks in der Nordsee EEG-Vermarktung 8. Mai

7 Netzführung bedeutet: 24/7 beobachten und steuern des Übertragungsnetzes in den Leitstellen (kritische Infrastruktur) 8. Mai

8 Netzführung bedeutet: Regelleistungsarten: PRL SRL MRL 0,5 min 5 min 15 min t Prognoseabweichungen treten auf bei: - EEG Einspeisung - Lastentwicklung - Netzverlusten - KW-Fahrplänen 24/7 sicherstellen des Gleichgewichtes zwischen Erzeugung und Verbrauch durch Einsatz von Regelleistung 8. Mai

9 Welche Rahmenbedingungen kennzeichnen die Energiewende?

10 Kernenergieausstieg Etappen des Atomausstiegs bis : Biblis A MW Neckarwestheim MW Unterweser MW Isar MW Philippsburg 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 5. Mai

11 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 Der absehbare Weg in die CO2-freie Zukunft erfordert tiefgreifenden Umbau auf allen Ebenen der Energieversorgung. 8. Mai

12 Struktur der Energieversorgung Übertragungsnetz Massiver Zuwachs regenerative Einspeisung Kraftwerk Transformator Betriebsführungsaufgaben verändern sich grundlegend SSM/NSM gehören zum Tagesgeschäft Verteilnetz HS MS NS NS Strukturwandel von Top-Down, Erzeugung folgt Verbrauch zu Bottom-Up, Verbrauch folgt Erzeugung Mai

13 EEG Förderung zerstört Kalkulationsgrundlage der konv. Erzeugung MW Angebot Nachfrage /MWh 30 /MWh Börsenpreis Entweder zunehmende Marktintegration von Erneuerbaren Energien oder Wandel vom Energiemarkt zum Kapazitätsmarkt 8. Mai

14 EEG Förderung zerstört Kalkulationsgrundlage der konv. Erzeugung MW Angebot Nachfrage /MWh 30 /MWh Börsenpreis Deutschland steht an der Schwelle zum Kapazitätsmarkt! The energy turn-around in Germany

15 Veränderte Erzeugungslandschaft Zubau konventioneller Kraftwerke im TenneT Gebiet* nach : Wilhelmshaven 750 MW 2013: Bremen swb 450 MW Moorburg 1730 MW 2015: Haiming 900 MW Waldeck 2 (PSW) 301 MW nach 2015: Stade Brünsbüttel Mecklar Staudinger 6 Frankfurt MW 2 x 870 MW MW MW 500 MW Summe Zubau: Summe Rückbau KKW: Summe Rückbau konv. KW: MW im TenneT Gebiet MW im TenneT Gebiet MW im TenneT Gebiet bis 2022 droht der Verlust von ca MW gesicherter Leistung in Bayern * gemäß KraftNAV 8. Mai

16 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 der Systembetrieb sichergestellt werden? 8. Mai

17 Herausforderung Netzausbau

18 Veränderte Erzeugungslandschaft erhöht die Transportentfernung Die Übertragungsnetze sind keine Kupferplatte und basieren auf historisch gewachsener verbrauchsnaher Erzeugung!!!!! Eingriffe der Netzführung zur Gewährleistung der Netzsicherheit Tage Ereignisse Netzausbau bestimmt das Tempo der Energiewende - nicht umgekehrt! 8. Mai

19 Herausforderung Onshore-Netzausbau Ermittelter Netzausbaubedarf in Deutschland insgesamt 4500 km dena I (2005): 850 km bis 2015 / dena II (2010): 3600 km bis 2020 Gute Masten Böse Masten Gesetzlich verankerte Beschleunigung von Raumordnungs- und Planfeststellungsverfahren notwendig (NABeG) 8. Mai

20 Dimension des Onshore-Netzausbaus bei TenneT TSO GmbH Notwendige EE-bedingte Leitungsbauprojekte in der TenneT Regelzone: Dena I ca. 400 Trassenkilometer* Dena II ca Trassenkilometer Wilhelmshaven - Conneforde Stade Dollern 9 1 Dörpen/West - Niederrhein 1 Ganderkesee St. Hülfe Audorf Hamburg/Nord 50Hertz Transmission Wahle - Mecklar Hamburg/Nord - Dollern 4500 km sind Amprion GmbH TenneT TSO 5 Altenfeld - Redwitz nur 12,5 % des bestehenden Übertragungsnetzes, aber 50 x mehr als die 90 km, die seit 2005 realisiert wurden EnBW 7 Altheim St.Peter 23 mei * siehe Grafik 8. Mai

21 Projektübersicht: Offshore-Netzanbindungen Bis 2025 Offshore-Gesamtleistung in der TenneT-RZ: ~ MW Errichtet/ in Betrieb Im Bau/ vergeben Leistung in MW BorWin1 400 Alpha ventus 60 Leistung in MW HelWin2 690 DolWin2 900 Riffgat 108 SylWin1 864 HelWin1 576 DolWin1 800 BorWin2 800 Status: under construction / awarded; tendered BorWin2 BorWin1 Riffgat UW Emden Borßum SylWin1 alpha ventus DolWin1 DolWin2 DolWin3 UW Emden/Ost UW Diele HelWin2 HelWin1 UW Hagermarsch UW Dörpen West Nordergründe UW Büttel UW Inhausen Ohne verbindliche Langfristplanung drohen Schwierigkeiten bei Projektabwicklung und Finanzierung 8. Mai

22 Das europäische Supergrid Realisierung / Finanzierung über gemeinsame DC-Gesellschaft? Quelle: European Climate Foundation 8. Mai

23 Herausforderung EEG-Integration

24 PV-Prognosenabweichung durch Nebel Installierte Leistung: MW TenneT RZ (Stand Oktober 2010) 3500 MW PV-Ist-Hochrechnung PV-Prognose 3000 MW 2500 MW 2000 MW Abweichungen von bis zu 2,2 GW 1500 MW 1000 MW 500 MW 0 MW : : : : : : : : :00 8. Mai

25 PV-Prognoseabweichung durch Schnee Installierte Leistung: MW TenneT RZ (Stand Februar 2011) Abweichungen von bis zu 1,6 GW 8. Mai

26 Wind-Prognoseabweichung durch Zeitverzug Beispiel deutschlandweite Windeinspeisung am 19. Oktober 2010 (installierte Leistung MW) MW MW Wind-Ist-Hochrechnung Wind-Kurzfristprognose MW MW MW 8000 MW 2500 MW 6000 MW 4000 MW 2000 MW 0 MW : : : : : : : : :00 Steigender Regelleistungsbedarf der ÜNB durch Wind-Ausbau 8. Mai

27 Herausforderung: Prognosequalität Entwicklungsvergleich anhand des nrmse der Prognosen PV Day-Ahead 6,69 % 4,82 % 5,81 % Intraday 6,60 % 4,29 % 4,91 % Kurzfrist - - 3,34 %* Wind Day-Ahead 4,86 % 3,93 % 3,79 % Kurzfrist 3,67 % 2,48 % 2,04 % Da Grenzen der Prognoseverbesserung quasi ausgeschöpft, bedeutet weiterer Ausbau regenerativer Erzeugung auch an mehr an Regelleistung beim ÜNB 8. Mai

28 Einspeisevolatilität Wind / PV 2011 bis 2020 Entwicklung der maximalen Leistungsgradienten Wind Photovoltaik Maximale Differenz in einer Viertelstunde 6 GW Maximale Differenz in einer Stunde 10 GW 4,9 8 GW 9,2 4 GW 2 GW 2,9 1,4 2,4 6 GW 4 GW 2 GW 3,2 1,2 3,4 0 GW 0 GW -1,0-2 GW -1,5-3,0-2,6-2 GW -4 GW -3,1-3,0-4 GW -5,1-6 GW -8 GW -9,1-6 GW GW Quelle: BMU, Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau Erneuerbarer Energien in Deutschland, Mai

29 Herausforderung: Hohe Volatilität der regenerativen Einspeisung MW MW MW MW MW MW 0 MW MW MW WIND PV Wind/PV Export Import MW MW 0 MW MW MW MW MW : : : : : : : : : :00 Speicherung notwendig und konventioneller Kraftwerkwerkspark muss über hohe Leistungsänderungsgeschwindigkeiten verfügen! 8. Mai

30 Herausforderung: Frequenzverhalten von PV-Anlagen Ursprüngliche VDEW-Richtlinie Eigenerzeugungsanlagen am NS-Netz beschreibt u.a. netztechnische Anforderungen bei Verletzung der Frequenzgrenzen Max. Wirkleistungsabgabe in % In 2011 allein 18 GW PV in Deutschland! (davon 80% in der Niederspannung) 49,7 49,8 49,9 50,0 50,1 50,2 50,3 50,4 50,5 50,6 50,7 50,8 50,9 51,0 51,1 51,2 51,3 51,4 51,5 Frequenz in Hz VDE-Anwendungsregel E-VDE-N 4105 wurde 2011 aufgrund Einspruchs der ÜNB in Richtung frequenzabhängige Leistungsreduktion für Neuanlagen angepasst. Nachrüstung für Bestandsanalgen mit BMWi/BMU vereinbart (Verordnung am 2. Mai 2012 verabschiedet). Während der Umsetzungszeit bis 2015 droht weiter das Solar Jo-Jo. 8. Mai

31 Konkrete Situationen im Winter 2011/ 12* 1.) Starklast mit Windfront am 8. Dezember und Einsatz der Kaltreserve in Österreich *

32 Beispiel: Szenario Winterwerktag 2011/12, hohe Windenergieeinspeisung und zusätzliche Risikobetrachtung Nichtverfügbarkeit KKW Phillippsburg 2 Freischaltungen <375 <380 <385 <390 <395 <400 <405 <410 <415 <420 zurückgenommene Freischaltungen Leitungsauslastung zwischen % Leitungsauslastung zwischen % Leitungsauslastung zwischen % Leitungsauslastung über 120% erhebliche Spannungshaltungsprobleme insbes. im Bereich nördliches Baden-Württemberg/Hessen/ Rheinland-Pfalz und Leitungsüberlastungen im (n-1)-fall führen zu massivem Redispatch-Bedarf. Möglichkeiten in D von ca MW reichen nicht mehr aus, Redispatch mit Ausland mit weiteren 4000 MW notwendig oder Beschränkung des Exports in Richtung Italien. 8. Mai

33 Einsatzkriterien Kaltreserve in KW 49 / 2011 Prognose für hohen Nord-Süd-Lastfluss aufgrund hoher Windeinspeisung (gegeben bei Windeinspeisung > MW in D) Vorhandenes Redispatchpotential in Süddeutschland vorauss. nicht ausreichend (bei Nichtverfügbarkeit eines Großkraftwerks > 700 MW) Hohe Netzlast (gegeben an Werktagen November März) Informationsbasis: Wochenvorschau (WAPP), Wetter-, bzw. EEG- Prognosen, Nichtverfügbarkeiten von Kraftwerken Am um 09:30 Uhr entscheiden die Schaltleitungen Dachau und Lehrte die Kaltreserve in Österreich mit Mindestleistung von :00 Uhr bis :00 Uhr anzufordern. 8. Mai

34 Würden Sie vor dieser Bergkuppe überholen? 8. Mai

35 Ergebnisse der DACF-Rechnung für den ((n-1) worst case - nach Einsatz der Kaltreserve mit 630 MW) 120% Redwitz Remptendorf Staudinger (1923MW) Grafenrheinfeld (1275MW) Ludersheim Raitersaich 124% Ludersheim Sittling 117% Ingolstadt (772MW) Gundremmingen (2700MW) Isar 1 (878MW) Irsching (2227MW) Zolling (449MW) Isar 2 (1400MW) Legende Kraftwerke: Kernkraft Steinkohle Gas Öl (878MW) Nennleistung 8. Mai

36 Physikalische Wirksamkeit auf die Engpässe vom Auswirkung der Kaltreserve auf die Engpässe in [MW] ohne mit Δ 1 1 Landesbergen- Wechold (220kV) % 2 Dipperz- Mecklar (380kV) % Remptendorf- Redwitz (380kV) Ludersheim- Raitersaich (220kV) % % Ludersheim- Sittling (220kV) Zeit: Do., /23:30 Wind D (Istwert): MW Kaltreserve A: 935 MW (berechnet mit DACF-Datensatz) % 8. Mai

37 Konkrete Situationen im Winter 2011/ 12 2.) Kälteperiode 30. Januar 14. Februar

38 Beispiel: Szenario Winterwerktag 2011/12, geringe Windenergieeinspeisung und zusätzliche Risikobetrachtung Nichtverfügbarkeit KKW Brokdorf <375 <380 <385 <390 <395 <400 <405 <410 <415 <420 Freischaltungen zurückgenommene Freischaltungen Leitungsauslastung zwischen % Leitungsauslastung zwischen % Leitungsauslastung zwischen % Leitungsauslastung über 120% Spannungsniveau > 390 kv im (n-1)-fall im Raum Hamburg kann mit den verfügbaren Redispatch- Reserven voraussichtlich nicht gewährleistet werden. 8. Mai

39 Gassituation vom 7. bis 14. Februar % Gas Gasverteilnetz ist auf -16 C ausgelegt => Kunden nahmen ca. 110 % ab kleine Gasspeicher in Bayern und langsame Ausspeicherung aus dem porösen Gestein können Lieferengpass nicht kompensieren (Druck sinkt ab) Transportverbindung nach Norddeutschland nur schwach 16 (1) EnWG - Gasversorger liefern nicht mehr an unterbrechbare Verträge und damit fehlt Kraftwerksleistung mit mehreren 1000 MW 8. Mai

40 Preis /MWh 14. Feb 13. Feb 12. Feb 11. Feb 10. Feb 9. Feb 8. Feb 7. Feb 6. Feb 5. Feb 4. Feb 3. Feb 2. Feb 1. Feb 31. Jan 30. Jan Verlauf der Spot Preise Spot CH Spot FR Spot DE 8. Mai

41 Beispiel: 9. Februar 2012 unterdeckt überdeckt [MW] Ges. Bilanzfehler Notres. Notres.+MRL Notres.+MRL+SRL MRL-Vorh. Ges.-Vorh Uhrzeit (Berlin) Unterdeckung bis zu MW bringt das System an seine Grenzen 8. Mai

42 Von den ÜNB ergriffene Maßnahmen zur Behebung von Systembilanzproblemen Zeitweise vollständiger Einsatz der Regelreserven Zusätzlich Einsatz von Notreserven z.b. Notreserve CH, Zukauf von Leistung über die Börse, Notreserve TenneT NL Einsatz der Reservekraftwerke GKM 3 und der Kraftwerke in Österreich Aufruf an die Bilanzkreise zur Überprüfung ihrer Prognosen zur Einhaltung der notwendigen Bilanzkreisdeckung Am Anweisung nach 13 (2) zum anfahren von Reservekraftwerken der EET 8. Mai

43 Leistungsdefizit, Wind und PV, Export [MW] Regelleistungsbedarf und Vorhaltung, Wind und PV, Handelsbilanz RL-Bedarf Wind+PV Export MRL-Vorh. Ges.-Vorh unterdeckt überdeckt Uhrzeit (Berlin) Zwischen 00:00 und 17:00 Export auf Kosten der Regelleistung 8. Mai

44 Haben die Stromhändler bewusst manipuliert? Ex-Post Analyse zeigt: finanzielle Anreize waren nur kurzzeitig gegeben 8. Mai

45 Konkrete Situationen im Winter 2011/ 12 3.) Frequenzverletzung durch Stundenprodukte

46 Europäische Beiträge zum Energieungleichgewicht am Dezember Summe des Ungleichgewichts: 4500 MW 8. Mai

47 Herausforderung: Stundenprodukte der Strombörsen MW Lastverlauf BK-Verhalten Regelarbeit > 2000 MW in D 5:00 6:00 7:00 Zeit 20:00 21:00 22:00 Zeit Europaweite Einführung von ¼ h Produkten an den Börsen und in der Bilanzkreisbewirtschaftung notwendig 8. Mai

48 Fazit

49 Der ÜNB kollabiert nur dann nicht, wenn: schneller Onshore-Netzausbau (AC / DC) den Ausgleich regionaler Erzeugungsungleichgewichte ermöglicht der Stromverbrauch sich zukünftig am regenerativen Dargebot orientiert (..Smart Grid, E-Mobility) regenerative Erzeugung selbst die notwendigen Systemdienstleistungen wie Frequenzstützung, Regelenergie, Spannungshaltung erbringt massiver Ausbau von Speichertechnologie erfolgt, um Volatilitätszyklen der Erneuerbaren Energien abzupuffern wirtschaftliche Anreize bestehen, hochflexible konventionelle Erzeugung mit hohen Gradienten und kurzen Anfahrtszeiten zuzubauen Nur in Kombination aller o.g. Optionen in enger Zusammenarbeit der Stakeholder (Gesetzgebung, Regulierung, Öffentlichkeit, Marktplayer) ist die Energiewende möglich!! 8. Mai