Netzentwicklungsplan 2012 Gerald Kaendler Gerald.Kaendler@Amprion.net 15.11.2012 Aachen
Inhalt 1. Energieerzeugung in Deutschland heute 2. Netzentwicklungsplan: Methodik und wesentliche Arbeitsschritte 3. Transportbedarf 2022 in Deutschland 4. Warum brauchen wir Overlay-Netz für den weiträumigen Energietransport? 5. Innovative Lösungen: ALEGrO & Ultranet 6. HGÜ-Versuch Datteln 7. Fazit 2
1 Energieerzeugung in Deutschland heute
Entwicklung der Windenergie in Deutschland 3500 3247 28300 30000 MW 3000 2500 2000 1500 1000 500 0 Development of Capacity Accummulated Capacity 793 1568 1665 2659 2645 2037 1871 16629 6095 505 534 428 4445 309 42 74 155 2082 2875 11371546 110 193 334 643 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 8754 12061 14609 19700 18500 1200 1800 24980 26387 21500 1600 23100 1880 1357 1913 25000 20000 MW 15000 10000 5000 0 4 Systemführung Netze Brauweiler Amprion Stand: 12/2011; Quelle: IWES, ÜNB
Max. EE*-Einspeisung vs. Netzlast Deutschland Zeitraum: Montag, 04. Juni bis Freitag, 15. Juni 2012 90.000 80.000 70.000 MW Wind D** PV D ** EE D** Nachfrage D (hochskaliert) ** Konventionelle Erzeugung 60.000 50.000 40.000 max. EE*-Einspeisung >29.000 MW 30.000 20.000 10.000 0 *EE: Wind+PV **Abschätzung/Hochrechnung 5 Systemführung Netze Brauweiler Analyse prägnanter Netzsituationen 2011 / 2012 Amprion
Windenergie: Installierte Leistung und Erzeugung Zeitraum: 01. Januar bis 30. Juni 2012 35.000 Wind D 30.000 MW 25.000 Installiert Wind D max. Wind: 24.139MW ca. 86% (03.01.2012) 20.000 min. Wind: 208MW ca. 0,7% (14.06.2012) 15.000 10.000 5.000 0 1 501 1001 1501 2001 2501 3001 3501 4001 h Erzeugungsganglinie (h-werte) 6 Systemführung Netze Brauweiler Betriebliche Erfahrungen mit der Energiewende Amprion
Solarenergie: Installierte Leistung und Erzeugung Zeitraum: 01. Januar bis 30. Juni 2012 35.000 PV D Installiert PV D 30.000 MW 25.000 max. PV : 21.475MW ca. 75% Pfingsten (25.05.2012) 20.000 15.000 10.000 5.000 0 1 501 1001 1501 2001 2501 3001 3501 4001 h Erzeugungsganglinie (h-werte) 7 Systemführung Netze Brauweiler Betriebliche Erfahrungen mit der Energiewende Amprion
EE*: Installierte Leistung und Erzeugung Zeitraum: 01. Januar bis 30. Juni 2012 70.000 EE D Installiert EE D 60.000 MW 50.000 40.000 30.000 min. EE*: 356MW Wind: 356MW PV: 0MW ca. 0,6% (25.01.2012) max. EE*: 29.196MW Wind: 14.745MW PV: 14.451MW ca. 48% (09.06.2012) 20.000 10.000 8 0 1 501 1001 1501 2001 2501 3001 3501 4001 h * EE: Wind+PV Erzeugungsganglinie (h-werte) Systemführung Netze Brauweiler Betriebliche Erfahrungen mit der Energiewende Amprion
und Energieexport Deutschlands MW 10000 Korrelation Windeinspeisung Energieaustausch DE h-werte für 2011 P DE 8000 6000 4000 2000 0-2000 Trendlinie -4000-6000 -8000-10000 Komplexität und Anzahl möglicher Betriebssituationen steigt deutlich: neue Methoden und Werkzeuge in der Netzplanung erforderlich 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 P Quelle: Amprion GmbH P install % 9 Aachen I 15. November 2012
2 Netzentwicklungsplan: Methodik und wesentliche Arbeitsschritte
Netzentwicklungsplan (NEP): das novellierte EnWG regelt den Netzplanungsprozess der deutschen ÜNB s neu und schafft mehr Transparenz Erster NEP 3.6.2012 und dann jedes Jahr zum 3. März Einbeziehung der Öffentlichkeit durch mehrfache Konsultation BNetzA verantwortet wesentliche Prozessschritte Szenariorahmen Netzentwicklungsplan Bundesbedarfsplan erstellen von drei möglichen Entwicklungpfaden Netzplanung zur Identifikation von Maßnahmen Technologieauswahl Aufnahme der Vorhaben in BBP-Gesetz Genehmigung durch BNetzA Bestätigung des NEP durch BNetzA BReg Aachen I 15. November 2012
Konsultierter Szenariorahmen für Deutschland: Basis für die Bewertung des zukünftigen Transportbedarfs Leitszenario B (mit Ausblick auf 2032): Erhöhter Ausbau EE, erhöhte Leistung flexibler Erdgas-Kraftwerke, keine Umsetzung geplanter Kohle-Kraftwerke Szenario A: Moderater Ausbau EE, unterer Rand im Szenariorahmen, höherer Anteil konventioneller Kraftwerke (insb. Kohle) Szenario C: Ambitionierter Ausbau EE (Bundesländerzahlen), Kraftwerke wie in B 2022 C B Jahr 2022 Jahr 2032 A 12 Aachen I 15. November 2012
Szenariorahmen liefert Informationen über installierte Kraftwerksleistung und Stromverbrauch in Deutschland BNetzA: Der genehmigte Szenariorahmen wird den gesetzlichen Anforderungen gerecht, da nicht alle denkbaren zukünftigen Entwicklungspfade, sondern nur die Bandbreite der wahrscheinlichen Entwicklungspfade abgebildet werden. Im Jahr 2022 wird in Deutschland eine installierte Kapazität von 13 GW Wind-KW offshore und 47,5 GW onshore erwartet 13 Aachen I 15. November 2012
Marktsimulation: Überangebot an installierter Erzeugungsleistung erfordert Analysen des KW-Einsatzes Der reine Zahlenvergleich von Angebot und Nachfrage elektrischer Leistung deutet schon auf ein deutliches Überangebot im Jahr 2022 hin. (beispielhafte Zahlen NEP 2012) Installierte Erzeugungsleistung davon Konventionell davon Erneuerbare Energien Verbraucherleistung 220 GW 90 GW 130 GW 84 GW Verbesserte Kenntnis zukünftiger Kraftwerkseinsätze bei der vorrangig einspeisenden volatilen EE-Erzeugung verbessert die detaillierte Netzdimensionierung installierte Kraftwerksleistung 14 Aachen I 15. November 2012
Marktsimulation: Aufbau des Modells EINGANGSDATEN DEUTSCHLAND Daten von Übertragungsnetzbetreibern Analyse Kraftwerkseinsatz und Energieaustausch Marktsimulation Analyse der Netzauslastung Übertragungsnetz Eingangsdaten Europa Blockscharfer Kraftwerkspark Kohle/Kernkraft Gas/Öl Stündliche Zeitreihen (EE-Erzeugung und Last) Übertragungskapazitäten Datenbasis: Szenariorahmen Erneuerbare (Wind/Solar) Wasserkraft AC und HGÜ Komponenten Kapazitäten Preise Verfügbarkeiten Reserveleistung Stündliche Berechnung 8760 Werte /Jahr Kraftwerkseinsatz Handelsflüsse Stündl. Berechnung führt methodisch zur Kappung von Erzeugungsspitzen Berechnung durch Übertragungsnetzbetreiber 15 Aachen I 15. November 2012
3 Transportbedarf 2022 in Deutschland
DER NETZENTWICKLUNGSPLAN: WIE KOMMEN WIR VON DEM GENEHMIGTEN SZENARIORAHMEN ZUM TRANSPORTBEDARF 2022? LEITSZENARIO B2022: Wie kann am 11 Januar 2022 um 17:00 Uhr die Energieversorgung und Stromtransport in Deutschland aussehen? Am 11 Januar 2022 um 17:00 Uhr ist es bereits dunkel, Photovoltaik speist nicht mehr ins Netz ein. Der Tag ist sehr windig, 91% der Windkraftanlagen erzeugen Energie: Es werden 55,2 GW von der installierten Kapazität i.h.v. 60,5 GW ins Netz aufgenommen. Um 17:00 Uhr arbeiten noch die meisten Betriebe, die Netzlast liegt bei 81,6 GW. Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland und im benachbarten Ausland arbeiten im Pumpbetrieb. Exportsaldo Deutschlands liegt bei 15 GW, Netzverluste betragen 4 GW. Gesamter Leistungsbedarf (Verbrauch, Export, Verluste) liegen bei 100,6 GW. Fehlende Leistung zur Deckung des Leistungsbedarfs erzeugen sonstige regenerative Kraftwerke (10,4 GW) und thermische Kraftwerke (35 GW). 17 Aachen I 15. November 2012
LAST UND EXPORT DEUTSCHLANDS, 11.01.2022 1 3 2 4 Last in den Regionen* 1 15,0 GW 2 6,0 GW 3 26,1 GW NETZLAST IN DEUTSCHLAND AM 11.01.2022: 81,6 GW NETZVERLUSTE: 4 GW EXPORT DE-EU: 15 GW 5 4 8,1 GW LEISTUNGSBEDARF GESAMT: 100,6 GW 7 6 5 7,5 GW 6 11,7 GW LAST- UND EXPORTSCHWERPUNKTE LIEGEN IM WESTEN UND SÜDEN DEUTSCHLANDS 7 10,5 GW * inkl. Netzverluste 18 Aachen I 15. November 2012
WINDEINSPEISUNG AM 11.01.2022: ERGEBNIS DER WETTERSIMULATION 1 3 5 2 4 Windeinspeisung 1 23,6 GW 2 10,2 GW 3 8,3 GW 4 7,3 GW Starker Wind: ca. 90% der installierten Windkraftanlagen speisen ins Netz ein 60,5 GW inst. Leistung 55,2 GW Einspeisung Schwerpunkt der Winderzeugung liegt im Norden Deutschlands 7 6 5 2,4 GW 6 1,6 GW 7 1,8 GW 19 Aachen I 15. November 2012
1 3 5 7 2 4 6 ANTEIL SONSTIGER EE- EINSPEISUNG (I.W. BIOMASSE- UND WASSERKRAFT) AN LASTDECKUNG LIEGT BEI 10% Biomasse und Wasserkraft 1 1,5 GW 2 0,9 GW 3 1,3 GW 4 0,8 GW 5 0,4 GW 6 4,0 GW Die Produktion der Biomasse- und Wasser- Kraftwerke liegt bei 10,4 GW. Flexible regenerative Kraftwerksleistung wird bevorzugt bei Starklast eingesetzt. Schwerpunkt der Erzeugung liegt im süddeutschen Raum. 7 1,5 GW 20 Aachen I 15. November 2012
1 3 5 7 2 4 6 PRODUKTION THERMISCHER KRAFTWERKE ERGÄNZT DEN LEISTUNGSBEDARF (35%- ANTEIL) Thermische Kraftwerke 1 4,3 GW 2 1,9 GW 3 13,5 GW 4 11,7 GW 5 1,1 GW 6 1,0 GW Schwerpunkt der konventionellen Erzeugung liegt am 10.01.2022 im Westen und Osten Deutschlands. Mit 35 GW Leistung aus thermischen Kraftwerken liegt die konventionelle Energieerzeugung unter 40% der Gesamtproduktion. 7 1,5 GW 21 Aachen I 15. November 2012
2 LEISTUNGSBILANZ 2022 DEFINIERT DEN TRANSPORTBEDARF 1 3 5 7 10,3 GW 2 4 6 Leistungsbilanz der Regionen 1 14,4 GW 2 7,0 GW 3-3,0 GW 4 11,7 GW 5-3,5 GW 6-5,2 GW 7-5,7 GW Leistungsüberschuss i.h.v. 23,4 GW (Σ 1+2+ Import) im Norden Deutschlands bestimmt den Transportbedarf Nord Süd an der Grenze der Regionen 1+2 und 3+4. Leistungsdefizit im Süden Deutschlands i.h.v. 14,4 GW (Σ 5+6+7) und Export in die Alpenländer und Luxemburg (Pumpstrom) sowie nach Belgien i.h.v. 12,3 GW definieren den Leistungsfluss an der Regionen 3+4 und 5+6. Leistungsbilanz Region 1: -15,0 GW + 23,6 GW + 1,5 GW + 4,3 GW = 14,4 GW 22 Aachen I 15. November 2012
2 LEISTUNGSBILANZ 2022 DEFINIERT DEN TRANSPORTBEDARF 1 3 5 7 23,4 GW 26,7GW 10,3 GW 2 4 6 Leistungsbilanz der Regionen 1 14,4 GW 2 7,0 GW 3-3,0 GW 4 11,7 GW 5-3,5 GW 6-5,2 GW 7-5,7 GW Leistungsüberschuss i.h.v. 23,4 GW (Σ 1+2+ Import) im Norden Deutschlands bestimmt den Transportbedarf Nord Süd an der Grenze der Regionen 1+2 und 3+4. Leistungsdefizit im Süden Deutschlands i.h.v. 14,4 GW (Σ 5+6+7) und Export in die Alpenländer und Luxemburg (Pumpstrom) sowie nach Belgien i.h.v. 12,3 GW definieren den Leistungsfluss an der Regionen 3+4 und 5+6. Leistungsbilanz Region 1: -15,0 GW + 23,6 GW + 1,5 GW + 4,3 GW = 14,4 GW 23 Aachen I 15. November 2012
4 Warum brauchen wir Overlay-Netz für den weiträumigen Energietransport?
Lastferne EE-Erzeugung stellt das Transportnetz vor neue Herausforderungen ++ Offshore- Windparks ++ 2012- -2022 X Leistungsbilanz 2012 [MW] -500 9000 Leistungsbilanz 2022 * [MW] -500 9000 * - NEP 2012, Szenario C2022 25 Aachen I 15. November 2012
Netzausbau vs. Erhöhung von Dauerstrom I d für ein Energietransport-Szenario + Netzausbau Erhöhung Dauerstrom I d (z.b. Hochtemperaturseile) Max. Leistungsfluss bzw. Dauerstrom I d höher höher Reaktanz zwischen Erzeugung und Last geringer konstant Ohmscher Widerstand zwischen Erzeugung und Last Spannungswinkel zwischen Erzeugung und Last geringer konstant Hochtemperaturseile: konstant Querschnittsteigerung: geringer höher Position des Winkelzentrums konstant Richtung Last bzw. Süden 26
Übertragungseigenschaften des Systems werden von der induktiven Reaktanz maßgeblich bestimmt X X X 27
Stufe 2: Thermische Kapazität ist nicht alles! Wir benötigen ein stabiles System! 300 km 1800 MW Blindleistung in aller Kürze: Der Blindleistungsbedarf des Systems hängt von der Reaktanz X ab +U [kv] Für P Übertragung > P Natürlich steigt der Blindleistungsbedarf des Systems quadratisch Die Gefahr eines Spannungskollapses steigt, insbesondere im Falle außergewöhnlicher Netzstörungen Weltweit ist der Spannungskollaps eine der häufigsten Blackout Ursachen 28 Aachen 15. November 2012
Spannungsstabilität: Querkompensation erhöht die übertragbare Leistung nur im begrenzten Bereich X P2, Q2,kap Einfluss von Querkompensation U 1 U 2 R U 2 / p.u. 1 2 4 U1 U1 2 2 2 2 = 2,kap ± 2 1 2,kap U Q X X P XU Q 2 4 0,5 0 1 2 P 2 / p.u. Stabiler, weiträumiger Energietransport erfordert den Einsatz alternativer Übertragungstechnologien, Querkompensation hilft nur begrenzt 29 Aachen I 15. November 2012
(LEIT-)SZENARIO B 2022 Optimierung in bestehenden Trassen AC-Neubau in Bestandstrassen: 2.800 km AC-Verstärkungen und AC-Stromkreisauflagen auf Bestandstrassen: DC-Stromkreisauflage: 1.300 km 300 km Netzausbau in neuen Trassen AC-Trassenneubau: 4 DC-Korridore: Übertragungsleistung: DC-Trassenneubau: Abgeschätzte Investition: 1.700 km 10 GW 2.100 km 20 Mrd. 30 30. Mai 2012 Veröffentlichung Entwurf NEP 2012 www.netzentwicklungsplan.de 30
5 Innovative Lösungen: ALEGrO & Ultranet
Zukunftsfähige Netzstruktur in B2022 erfordert Netzausbau und innovative Technologien Ausbau und Optimierung des Netzes bei Amprion Neubau von AC-Leitungen (Drehstrom) insbesondere in Bestandstrassen Hochtemperaturleiterseile HVDC (Hochspannungsgleichstromübertragung) HVDC auf bestehendem Gestänge Teilverkabelung (EnLAG) in sensiblen Bereichen Innovative Technologien müssen zunächst in der Praxis getestet werden, bevor sie im großen Maßstab zum Einsatz kommen! 32 Aachen 15. November 2012
ALEGrO wird die neue Stromautobahn zwischen Deutschland und Belgien Aachen Lüttich Electricity Grid Overlay Stromautobahn von Düren/Aachen nach Lixhe (BE) ca. 100 km Gleichstromübertragung per Erdkabel von/nach Belgien DC Konverteranlage zur Umwandlung AC DC + - Höchstspannungs- Gleichstromkabel AC rund 1.000 MW Anbindung an das Netz von Amprion 33 Aachen 15. November 2012
AC/DC-Hybridfreileitungsgestänge (110-/380-kV AC und 400-kV DC) erfordert Grundsatzanalysen AC-System R DC-System + Konzeptidee Führung von Wechsel (AC)- und Gleichspannungsstromkreisen (DC) auf einem Gestänge S T k - Hierzu existieren weltweit bislang keine betrieblichen Erfahrungen: Pilotprojekt! R S T AC-System R S T AC-System Ziel der Untersuchung Analyse der Effekte zwischen Gleich- und Wechselspannungsstromkreisen bei unterschiedlichen Witterungsbedingungen 34 Aachen 15. November 2012
6 HGÜ-Versuche Datteln
Aufbau der Anlage 36 Aachen 15. November 2012
Ansicht des Versuchsaufbaus DC Modul (Spannungserzeugung) Portal mit Anschluss an die Freileitung Messung des Speisestromes Erdungsschalter (Erdung der Anlage) Trennschalter (Auswahl der Konfiguration) Messung des eingekoppelten Stromes 37 Aachen 15. November 2012
Anschluss an die Freileitung Bipol-Betrieb: + positiver Pol - negativer Pol k Neutralleiter - + k 38 Aachen 15. November 2012
Ohmsche Querkopplung -> Einfluss auf Transformatoren Beeinflussung von Betriebsmitteln mit magnetischem Kern (z.b. Transformatoren) Vergleich der Verluste für Trafos mit Nenninduktion von ca. 1.4 T Anstieg der durch Magnetostriktion bedingte Effekte Höhere Ummagnetisierungsverluste (Erwärmung) Anstieg der Geräuschemission Anstieg der mechanischen Dauerbelastbarkeit Ab ca. 1A können lokale Hot- Spots im Transformator entstehen Bei ca. 200 ma werden Trafos um ca. 5dB lauter ggü. Nennlast 39 Aachen 15. November 2012
7 Fazit
Fazit: Ein zuverlässiges Übertragungsnetz ist Grundvoraussetzung für die Umsetzung der Energiewende Die zukünftige Stromerzeugung wird auf lastferner Erzeugung (Wind, Solar und Wasser) basieren Verstärkung und Ausbau der Nord-Süd-Transportachsen ist erforderlich für die erfolgreiche Umsetzung der Energiewende NRW leistet wichtigen Beitrag zur Versorgungssicherheit insbesondere in Zeiten geringer Einspeisung aus regenerativen Energiequellen Das Übertragungsnetz steht vor einem Technologiesprung mit entsprechend großem Forschungsbedarf Vielen Stakeholdern und Teilen der Öffentlichkeit ist der Zusammenhang zwischen regenerativer Energieerzeugung und Ausbau des Netzes nicht bewusst die Kommunikation ist eine übergreifende Aufgabe 41 Aachen 15. November 2012