Die EEG-Entwicklung aus Sicht eines Netzbetreibers

Übersicht 1. Kurzvorstellung WEMAG 2. Stand und Entwicklung der EEG-Anlagen 3. Entwicklung der Netzkosten 4. Integration von EEG-Anlagen durch Speicher 5. Fazit und Ausblick 2

Anteilseignerstruktur der WEMAG AG 4

Netzgebietes der WEMAG extrem strukturschwach versorgte Fläche ca. 8.600 km2 WEMAG WEMAG 2010 2010 2 EW/km 36 EW/km2 36 2 2 Absatz MWh/km 210 Absatz MWh/km 210 EEG-Einspeisequote 60% EEG-Einspeisequote 60% Ø Ø Bundesweit Bundesweit 2008 2008 230 230 1.729 1.729 14% 14% 5

Energiekonzept der Bundesregierung 2020 2030 2040 2050 100% 80% 60% 40% 20% 18% 35% 30% 50% 45% 65% 60% 80% 0% -20% -40% -60% -40% -20% -55% -50% -80% -100% -70% -80% Treibhausgasemissionen (ggü. 1990) Anteil EE am Bruttoendenergieverbrauch Anteil Stromerzeugung aus EE am Bruttostromverbrauch Primärenergieverbrauch (ggü. 2008) Die Reduzierung des Primärenergieverbrauches bedarf einer Steigerung der Energieproduktivität um Ø 2,1 % jährlich bezogen auf den Endenergieverbrauch. 7

Anteil regenerative Energien am Netzabsatz 100,0 90,0 80,0 % konventionelle Energien am Netzabsatz % regerative Energien am Netzabsatz 70,0 60,0 % 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 19 22 28 31 35 49 57 58 59 70 71 76 83 89 94 0,0 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 Im Netzgebiet der WEMAG könnten schon 2017 alle Kunden mit regenerativer Energie aus M-V Eigenproduktion versorgt werden, wenn der Verbrauch und die Erzeugung zeitgleich stattfinden würden oder die Energie gespeichert werden könnte. 8

EEG-Prognose bis 2030 EEG Prognose WEMAG Netz GmbH 2.000 1.800 Maximalszenario 1.600 Geothermie Wasserkraft Leistung in MW 1.400 1.200 1.000 800 Deponiegas Photovoltaik Biomasse Wind Max-Szenario Min-Szenario EEG-Leistung 2010: 600 MW Minimalszenario 600 400 Netzlast 2010: 429 MW 200 0 1998 1999 2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 Jahr Die Entwicklung der EEG-Anlagen ergibt bereits bis 2020 im Minimalszenario eine Verdopplung und im Maximalszenario eine Verdreifachung der installierten EEG-Leistung. Derzeit liegen Anträge über weitere 600 MW für den Anschluss von EEG-Anlagen vor. 9

Netzerweiterungen durch EEGEEG-Integration sind auf allen Netzebenen notwendig er st är ku n g Netzverstärkung Ne tzv 1 Mühle entspricht ca. 100ha Netzverstärkungrd. 4ha/MW 100ha = 25MW rk un er st ä Ne t zv vorh. Wind-Gebiete, Netz z.t. noch nicht vollständig ausgebaut vers tärk ung Ne t zv er st är ku ng Ne t zv er st är ku ng g neue Wind-Gebiete Der Anschluss der EEG-Anlagen bedingt den Netzausbau bzw. die Erneuerung von ca. 200 km Hochspannungsfreileitungen. Das Versorgungsnetz wird zum Einspeisernetz! 10

Dimensionierung des Netzes Die Verpflichtung zur 100%ige Aufnahme von EEG-Strom führt zu einer Überdimensionierung des Netzes. 11

Netzentgelte in Deutschland 2011 Schon heute müssen wir feststellen, dass es erhebliche regionale Unterschiede bei den Netzentgelten gibt. 1313

Kostenentwicklung und Erlösobergrenze Erlösobergrenze 1. Versorgung Mio. EUR 110,0 100,0 90,0 80,0 70,0 60,0 50,0 40,0 30,0 20,0 10,0 0,0 Netzkosten und EOG der WEMAG Netz GmbH durch EEG- Ausbau (Stand2010 mit Kostenanstieg 50Hz v. 5%p.a.) Kapitalkosten ohne EEG Betriebskosten Kosten Netzverluste Kosten vorg.netz edis/sonst. Kosten vorg.netz 50 Hz Kapitalkosten für EEG Kosten verm. NNE 120,0 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 3. EEG 2. vorgelagertes Netz 1. Kapital- und Betriebskosten für Versorgungsaufgabe nahezu konstant 2. Konstanter Anstieg der Kosten des vorgelagerten Netzes 3. Zuwachs der EEG-Belastungen aus Kapitalkosten und vermiedenen Netzentgelten 1414

Wirkung auf die Netzentgelte - Abschätzung aus dem Jahr 2009 10,0 9,25 z.b. Haushaltskunde 3.500 kwh Nachteil von ca. 88 EUR/a (~35%) 2019: Szenarion 50Hz-Kosten +5% WEMAG Netz GmbH 2019 ct/kwh 9,0 8,0 7,0 6,0 5,0 4,0 6,74 Netzentgelt 2012 4,00 WEMAG Netz GmbH 2010 Stadtw erke Düsseldorf Netz Gm bh 5,01 z.b. Industriekunde 25 GWh Nachteil von ca. 400 TEUR/a (~47%) Netzentgelt 2012 3,40 3,0 2,0 1,95 1,0 0,0 Haushaltskunde Mittelspannungskunde Benachteiligung der Regionen mit hohem EEG-Aufkommen. Netzentgeltsteigerungen sind keine Vision mehr. 1515

Welches Speichervolumen wird benötigt? In 24h Energieüberschuß von ca. 3.500.000 kwh = 3,5 GWh 1717

Speicher - Elektromobilität Speicherkapazität einer Autobatterie Daten: 12V 60Ah Theoretische Kapazität 12V * 60Ah = 720 VAh = 0,72kWh Praktische Kapazität ca. 0,5 kwh 1818

Speicher - Elektromobilität Elektroautos haben eine Speicherkapazität von ca. 20 kwh Um die überschüssige Energie von 3.500.000 kwh zu speichern benötigt man im WEMAG- Netzgebiet 175.000 Elektroautos, die gerade nicht geladen sind!! Wir haben 160.000 Kunden. 1919

STEINBEIS-TRANSFERZENTRUM FÜR ANGEWANDTE FORSCHUNG IN DER ELEKTRISCHEN ENERGIETECHNIK PROF. DR. HARALD WEBER WEMAG - Speicherstudie - Analyse des Speicherbedarfs im Netzgebiet der WEMAG - Dipl.-Wirt.-Ing. Philipp Kertscher Dipl.-Ing. Axel Holst Wie muss ein Speicher dimensioniert sein, um eine 100%ige EEG- Versorgung im Netzgebiet der WEMAG realisieren zu können? - Voruntersuchungen im Netz 2015 (ohne Speicher) - Speicherbedarfsanalyse 2015/2020 - Szenario: zentraler Großspeicher - Szenario: dezentrale Speicher (Speicherpark) 20

1. Datengrundlage - Netzmodell - Stand der Netzdaten 2010 Aktueller Netzausbau berücksichtigt Szenarien 2015 & 2020 Ausbau Randnetze nach Netzstudie M-V inkl. Görries Krümmel HS/HöS-UW Parchim MS-Netze als vereinfachte Modelle Lastflussberechnung auf Basis von Jahreslastgängen 21

3. Analyse Speicherbedarf - Speichertechnologien - Anforderungen an Großspeicher im HS-Netz: Entladedauer: 1 h 1 Woche Speicherkapazität: GWh-Bereich Leistung: >100 MW In Betracht kommen daher folgende Speichertypen: Pumpspeicherwerke Druckluftspeicher Wasserstoff- bzw. Methanolspeicher 22

3. Analyse Speicherbedarf - Speichermodell - Modell des exemplarischen Speicherkraftwerks ( Pumpspeicherkraftwerk) P Speicher = (P zu,el P Band,el ) * η P Verluste P V,konst P V,var k V,Sp P zu,el Speicherbedarf P Band,el Speicherfahrplan P Verluste Verluste Speicher η Wirkungsgrad Einbzw. Ausspeichern Speicherbedarf P zu_el Verluste Ein- & Ausspeichern η_ein η_aus max P hyd Verluste Speicher P Speicher min max Speicherstand Q P Band_el Steuerung min Prognose 23

3. Analyse Speicherbedarf - 2015 - zentraler Speicher - V1 - neutrales Bezugssaldo elektrische Leistung in MW 700 600 500 400 300 200 100 0-100 -200-300 Variante zentraler Speicher 2015 (V1) Speicherleistung Austauschleistung P zu,el,max P zu,el,min P Band = 621 MW = -244 MW = ± 0 MW -400 120 Januar Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember Monat Variante zentraler Speicher 2015 (V1) Energiebilanz Speicherinhalt in GWh 100 80 60 40 20 Deutschland 40 GWh Goldisthal = 8,5 GWh Speicher in = 156 GWh Verluste = 208 GWh Volumen = 116 GWh 0 Januar Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember Monat 24

3. Analyse Speicherbedarf - 2015 - zentraler Speicher - V2 - Lieferung konstante Jahresbandleistung elektrische Leistung in MW 700 600 500 400 300 200 100 0-100 -200-300 Variante zentraler Speicher 2015, Jahresband (V2) Speicherleistung Austauschleistung P zu,el,max P zu,el,min P Band = 625 MW = -239 MW = -4,5 MW -400 110 Januar Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember Monat Variante zentraler Speicher 2015, Jahresband (V2) Energiebilanz Speicherinhalt in GWh 100 90 80 70 60 50 40 30 20 10 Deutschland 40 GWh Goldisthal = 8,5 GWh Speicher in = 156 GWh Verluste = 199 GWh Volumen = 97 GWh 0 Januar Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember Monat 25

3. Analyse Speicherbedarf - 2015 - zentraler Speicher - V3 - Lieferung von Wochenbandleistungen elektrische Leistung in MW 700 600 500 400 300 200 100 0-100 -200-300 Variante zentraler Speicher 2015, Wochenband (V3) Speicherleistung Austauschleistung P zu,el,max P zu,el,min P Band,max P Band,min = 659 MW = -294 MW = 97 MW = -128 MW -400 40 Januar Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember Monat Variante zentraler Speicher 2015, Wochenband (V3) Energiebilanz Speicherinhalt in GWh 35 30 25 20 15 10 5 Goldisthal = 8,5 GWh Speicher in = 156 GWh Verluste = 165 GWh Volumen = 39 GWh 0 Januar Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember Monat 26

3. Analyse Speicherbedarf - 2015 - zentraler Speicher - V4 - Lieferung von Tagesbandleistungen elektrische Leistung in MW 700 600 500 400 300 200 100 0-100 -200-300 Variante zentraler Speicher 2015, Tagesband (V4) Speicherleistung Austauschleistung P zu,el,max P zu,el,min P Band,max P Band,min = 663 MW = -369 MW = 150 MW = -150 MW Speicherinhalt in GWh -400 16 14 12 10 8 6 4 2 Januar Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember Goldisthal = 8,5 GWh Monat Variante zentraler Speicher 2015, Tagesband (V4) Energiebilanz Speicher in = 156 GWh Verluste = 149 GWh Volumen = 16 GWh 0 Januar Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember Monat 27

3. Analyse Speicherbedarf - 2015 - zentraler Speicher - V5 - Tagesband & Windprognose (24h) elektrische Leistung in MW 700 600 500 400 300 200 100 0-100 -200-300 Variante zentraler Speicher 2015, Tagesband mit Windprognose (V5) Speicherleistung Austauschleistung P zu,el,max P zu,el,min P Band,max P Band,min = 471 MW = -339 MW = 150 MW = -150 MW -400 11 Januar Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember Monat Variante zentraler Speicher 2015, Tagesband mit Windprognose (V5) Energiebilanz Speicherinhalt in GWh 10 9 8 7 6 5 4 3 2 Goldisthal = 8,5 GWh Speicher in = 156 GWh Verluste = 102 GWh Volumen = 10,4 GWh 1 0 Januar Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember Monat 28

3. Analyse Speicherbedarf - 2015 - zentraler Speicher - V5 - Tagesband & Windprognose (24h) zentraler Großspeicher Görries - 11 GWh Netzauslastungen nehmen Richtung Görries stark zu Netzverluste steigen stark an 29

3. Analyse Speicherbedarf - 2015 - dezentraler Speicher - V5 - Tagesband & Windprognose (24h) dezentrale Großspeicher Görries - 3,3 GWh Güstrow - 1,1 GWh Perleberg - 3,8 GWh Parchim - 2,8 GWh Gesamt - 11 GWh Reduktion der Netzverluste und kritischen Netzauslastungen 30

3. Analyse Speicherbedarf - 2020 - zentraler Speicher - V5 - Tagesband & Windprognose (24h) Variante zentraler Speicher 2020, Tagesband mit Windprognose (V5) elektrische Leistung in MW 800 600 400 200 0-200 Speicherleistung Austauschleistung P zu,el,max P zu,el,min P Band,max P Band,min = 562 MW = -354 MW = 150 MW = -150 MW -400 18 Januar Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember Monat Variante zentraler Speicher 2020, Tagesband mit Windprognose (V5) Energiebilanz Speicherinhalt in GWh 16 14 12 10 8 6 4 2 Goldisthal = 8,5 GWh Speicher in = 494 GWh Verluste = 126 GWh Volumen = 17 GWh 0 Januar Februar März April Mai Juni Juli August September Oktober November Dezember Monat 31

Studie für Pilotanlage eines Ringwallspeichers Bei einer derzeit im WEMAG-Netz installierten EEG-Leistung von 600 MW ergibt sich eine angestrebte Speicherkapazität von 90 MW. Eine Ringwallspeicheranlage könnte folgende technische Eckdaten haben: Mittlere Fallhöhe 80 m Arbeitsvolumen 10 Mio. m³ Speicherkapazität (brutto) 2.200 MWh Volllaststunden 24h Engpassleistung 90 MW Durchmesser Unterbecken 580 m Machbarkeitsstudie Erstellen eines Förderantrages 3232

Power to Gas (Methanerzeugung) Mögliche Demonstrationsanlage bei Banzkow/Plate Errichtung von 4-5 Windanlagen Methanerzeugung über Elektrolyse 4 MW und CO 2 -Anreicherung 1 MW Biogasanlage notwendig (900 kw vorhanden, 250 kw geplant) Nutzung CO 2 Zusammenarbeit mit - Solarfuel - Naturwind - WPD - Repower Machbarkeitsstudie Erstellen eines Förderantrages 3333

Fazit und Ausblick Die Verteilnetze werden vom Versorgungsnetz zum Entsorgungsnetz. Eine Dimensionierung auf 100% inst. EEG-Leistung verursacht erhebliche Aufwendungen. Schon 2017 könnte rein rechnerisch eine 100%ige Selbstversorgung mit erneuerbarer Energie im Netzgebiet der WEMAG erfolgen. Die Einbindung von EEG-Analgen erfordert einen erhöhten Bedarf an Investitionen in die Netzanlagen. Die Refinanzierung muss regulatorisch gesichert werden. Es gibt derzeit keine Anreize für Verteilnetzbetreiber, neue Dinge z.b. Speicher zu erproben. Die Netzkunden im Netzgebiet der WEMAG werden durch die vermiedenen Netzentgelte und den zusätzlich notwendigen Netzausbau deutlich mehr belastet als Kunden in Netzgebieten ohne EEG-Anlagen. Bis zum Jahr 2020 ist eine erhebliche Steigerung der Netzkosten zu erwarten. Die Belastungen werden den Wirtschaftsstandort M-V schädigen, wenn die gesetzlichen Rahmenbedingungen nicht geändert werden. Zur Beseitigung der regionalen Belastung, muss ein deutschlandweiter Ausgleich der Mehrkosten geschaffen werden. 35

Herzlichen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Thomas Pätzold, Technischer Vorstand WEMAG AG, Obotritenring 40, 19053 Schwerin 36