, 2. Entwurf Mario Meinecke Seite 1
Der Netzentwicklungsplan ist der Netzentwicklungsplan für ein Übertragungsnetz an Land. ist eng verzahnt mit dem Offshore-Netzentwicklungsplan. berücksichtigt die Integration erneuerbarer Energien und die Entwicklung des europäischen Strommarkts. beschreibt Maßnahmen, die den gesetzlichen Anforderungen und den zugrunde gelegten Szenarien gerecht werden. zeigt den Übertragungsbedarf zwischen Anfangs- und Endpunkten (zwei Netzknoten) und keine konkreten Trassenkorridore oder -verläufe. zeigt Maßnahmen mit Priorität auf Netzoptimierung und -verstärkung vor -ausbau. zeigt den Ausbau des 380-kV-Drehstromnetzes und der Hochspannungs- Gleichstrom-Verbindungen (HGÜ) für den Übertragungsbedarf Nord-Süd. zeigt keine zukünftigen Kraftwerksstandorte und Standorte für EE-Anlagen, auch keine bevorzugten. Seite 2
Szenariorahmen und Marktsimulation
Übersicht der sechs Szenarien Kenngröße A 2025 B1 2025 B2 2025 B1 2035 B2 2035 C 2025 Konventioneller Kraftwerkspark Technische Lebensdauer konv. Kraftwerke Hoher Anteil Kohle KW Basisannahmen Hoher Anteil Erdgas KW Verkürzung um 5 Jahre Sehr hoher Anteil Erdgas KW Hoher Anteil Erdgas KW Verkürzung um 10 Jahre Unterer Bereich des Zielkorridors Oberer Bereich des Zielkorridors nach 1 Abs. 2 Nr. 1 und 2 EEG 2025: 40 45% 2035: 55 60% EE Anteil am Bruttostromverbrauch Nettostrom Verbrauch CO 2 Emissionsgrenze Keine Limitierung (21 /EUA) 543,6 TWh 516,4 TWh 187 Mio. t (60 ) Keine Limit. (31 ) 134 Mio. t (71 ) 187 Mio. t (52 ) Neue Charakteristik des Szenarios C 2025 (u. a. Reduktion des Nettostromverbrauchs) Nebenbedingung CO 2 -Reduktion umgesetzt durch höhere inländische CO 2 -Preise für KW Seite 4
Installierte Leistungen und Verbrauch in B1/B2 2025 Deutliche regionale Unterschiede in der Erzeugungsstruktur erkennbar Seite 5
Entwicklung der erneuerbaren Erzeugungskapazitäten von 2013 bis 2035 Seite 6
Rund 100 TWh Differenz im Im-/Export-Saldo zwischen den Szenarien B1 2025 und B2 2025 Saldo: 71,2 TWh Export Saldo: -32 TWh Import Seite 7
Volllaststunden der konventionellen Kraftwerke 8000 A2025 B1 2025 B2 2025 B1 2035 B2 2035 C2025 7000 6000 5000 4000 3000 2000 1000 0 Braunkohle Steinkohle Erdgas Öl Pumpspeicher einspeisung Pumpspeicher entnahme Sonstige Konventionelle KWK < 10 MW Seite 8
Ergebnisse NEP 2025 Fokus Netzberechnungen
Übersicht über die zehnjährigen Szenarien In der Variante B1 2025 GI wurde der DC-Endpunkt Isar und die Entflechtung Grafenrheinfeld maßnahmenscharf berechnet, in den anderen Szenarien anhand von Plausibilitätsbetrachtungen überprüft. Seite 10
Startnetz Das Startnetz besteht aus: Ist-Netz (Stand 31.12.2015) EnLAG-Maßnahmen in der Umsetzung befindliche Netzausbaumaßnahmen (planfestgestellt bzw. in Bau) Maßnahmen aufgrund sonstiger Verpflichtungen (KraftNAV bzw. Anschlusspflicht der Industriekunden) AC Leitungsneubau in neuer Trasse: AC Leitungsneubau in bestehender Trasse: Stromkreisauflage auf bestehenden Gestängen: DC Neubau: 600 km 800 km 300 km 300 km Investitionsvolumen: 5 Mrd. Seite 11
Variante B1 2025 GI inkl. Startnetz DC Übertragungskorridore Neubau in Deutschland Länge: 3.200 km Übertragungskapazität: 10 GW nach Belgien, Dänemark, Norwegen und Schweden: AC Netz Neubau 330 km Länge: 900 km DC/AC Netz Verstärkung Länge: 5.800 km Investitionsvolumen DC Verbindungen (außer DC2) zu 100 % als Erdkabel: 34 Mrd. Seite 12
B2 2025 inkl. Startnetz DC Übertragungskorridore Neubau in Deutschland Länge: 3.200 km Übertragungskapazität: 10 GW nach Belgien, Dänemark, Norwegen und Schweden: AC Netz Neubau 330 km Länge: 1.100 km DC/AC Netz Verstärkung Länge: 5.800 km Investitionsvolumen DC Verbindungen (außer DC2) zu 100 % als Erdkabel: 34 Mrd. Seite 13
Entflechtung Grafenrheinfeld: P43/P43mod und P44/P44mod B2 2025 Ausschnitt B1 2025 GI Ausschnitt P43: Mecklar Bergrheinfeld/West P44: Altenfeld Grafenrheinfeld P43mod: Mecklar Dipperz Urberach P44mod: Altenfeld Würgau Ludersheim Seite 14
Entflechtung Grafenrheinfeld: P43/P43mod und P44/P44mod Entlastung des Netzknotens Grafenrheinfeld in der Variante B1 2025 GI: Vollständiger Verzicht auf Neubau in neuer Trasse, stattdessen Netzverstärkung P43mod und P44mod zusammen rund 76 km länger als P43 und P44 Verschiebung der regionalen Belastung des Netzes im Süden Deutschlands Ersatzmaßnahmen P43mod und P44mod leiten die Leistungsflüsse aus dem Norden um Grafenrheinfeld herum Verschlechterung des Vermaschungsgrads um Grafenrheinfeld im Vergleich zum Szenario B1 2025 Die Ost-West-Vermaschung und damit die Anbindung der neuen Bundesländer nimmt ab. Verzicht auf die Neubau-Projekte P43 und P44 führt in Zukunft tendenziell eher zu weiteren zusätzlichen Netzverstärkungs- oder ausbaumaßnahmen Die ÜNB haben die Alternativen dargestellt und netztechnisch bewertet, die Entscheidung über die Bestätigung jeweils einer der Alternativen liegt bei der BNetzA bzw. für die Aufnahme in den BBP beim Gesetzgeber Seite 15
Netzverstärkungs- und Netzausbaubedarf Die Übertragungskapazität der innerdeutschen DC-Verbindungen beträgt in den Szenarien A 2025 und C 2025 jeweils in Summe 8 GW, in den Szenarien B1 2025 (incl. B1 2025 GI) und B2 2025 in Summe 10 GW. Seite 16
Investitionskosten Ermittlung der Investitionskosten auf Basis von Standardkosten (vorläufig!) Standardkosten DC-Erdkabel: 4 Mio. /km für 1 x 2 GW, 8 Mio. für 2 x 2 GW Gesamtvolumen der Investitionen über zehn Jahre je nach Szenario: 27 bis 30 Mrd. bei 50% Erdverkabelung der DC-Verbindungen (außer DC2) 30 bis 34 Mrd. bei 100% Erdverkabelung der DC-Verbindungen (außer DC2) Investitionen für das Startnetz (5 Mrd. ) bereits enthalten Seite 17
Investitionskosten bei Vollverkabelung der DC-Verbindungen Seite 18
Prüfung und Bestätigung NEP 2025 Die ÜNB bauen ein Netz, das den Zielen der Energiewende und der europäischen Vernetzung in einem europäischen Strombinnenmarkt genügt sowie einen effizienten und sicheren Netzbetrieb ermöglicht. In diesem Zusammenhang erweisen sich sowohl die im Bundesbedarfsplan 2013 als auch nahezu alle im Bundesbedarfsplan 2015 enthaltenen Projekte und Maßnahmen als solide Grundlage für die Netzentwicklung der kommenden Jahre. Sie bilden in allen Szenarien des NEP 2025 den Grundstock der ausgewiesenen Zielnetze. Aus Sicht der ÜNB erscheint deshalb eine Konzentration auf die Bestätigung der Maßnahmen des Ende 2015 ergänzten Bundesbedarfsplans sowie der im NEP 2014 bereits bestätigten und im NEP 2025 wiederum von den ÜNB als erforderlich identifizierten Maßnahmen angebracht. Seite 19
Vielen Dank! Seite 20
Backup
Netzentwicklungsplan 2025 Ergebnisse der EE-Spitzenkappung Maximale Einsenkung der Einspeisung bei Wind onshore ca. 8,2 GW und bei Photovoltaik ca. 5,4 GW in B1/B2 2025. In etwa 2.600 Stunden des Jahres wird Windenergie-Einspeisung eingesenkt, in etwa 1.000 Stunden Photovoltaik-Einspeisung. Überlagerungseffekte (Wind und PV) treten selten auf. Es treten regionale Eingesenkte Einspeisemengen Onshore-Windenergie und PV Unterschiede und bei Windenergie ein Nord-Süd-Gefälle auf. Einspeisespitzen werden vornehmlich in Bundesländern mit hohen installierten EE-Leistungen und einem hohem Ausbaubedarf der Verteilernetze gekappt. Seite 22
Netzentwicklungsplan 2025 Marktsimulation Die Marktsimulationen zum NEP 2025 verdeutlichen, wie weit die Transformation des Energiesektors bereits fortgeschritten ist. Es ist ein starkes innerdeutsches Erzeugungsgefälle in allen Szenarien zu beobachten: Erzeugungsüberschuss in Norddeutschland, Erzeugungsdefizit in Süddeutschland. Die Bedeutung erneuerbarer Energien nimmt weiter zu: Wind (on- und offshore) ist der Energieträger mit dem größten Anteil am Energiemix in allen B-Szenarien sowie in C 2025. Deutschland weist den größten Handelssaldo in Europa auf und ist ein Transitland im europäischen Stromnetz. Die Nebenbedingung in der Marktmodellierung zur Emissionsbegrenzung kehrt die Situation Deutschlands von einem Nettoexporteur in B1 2025 zu einem Nettoimporteur in B2 2025 um. Seite 23
Szenario B1 2025 inkl. Startnetz DC Übertragungskorridore Neubau in Deutschland Länge: 3.200 km Übertragungskapazität: 10 GW nach Belgien, Dänemark, Norwegen und Schweden: AC Netz Neubau 330 km Länge: 1.100 km DC/AC Netz Verstärkung Länge: 5.300 km Investitionsvolumen DC Verbindungen (außer DC2) zu 100 % als Erdkabel: 33 Mrd. Seite 24
Netzentwicklungsplan 2025 Einsatz von Erdkabeln Zur Ermittlung der Gesamtkosten wird bei den HGÜ-Verbindungen ein Verkabelungsgrad der HGÜ-Verbindung von 50 %, 75 % und 100 % angenommen. Kostenangaben unter Berücksichtigung von 50 % und 100 % Erdkabel können als untere und obere Bandbreite angesehen werden. Die Mehrkosten einer Ausführung der HGÜ-Verbindungen als Erdkabel im Vergleich zur Freileitung (1,5 Mio. /km) hängen sehr stark von den örtlichen Gegebenheiten (z. B. Bodenbeschaffenheit) ab. Als Schätzkosten für HGÜ- Erdkabel wurden bei durchschnittlichen Gegebenheiten basierend auf ersten Erfahrungen der ÜNB 4 Mio. /km für 1 x 2 GW und 8 Mio. /km für 2 x 2 GW unterstellt. Bei AC ist lediglich in einer beschränkten Anzahl von Pilotprojekten bei Vorliegen bestimmter Voraussetzungen auf technisch-wirtschaftlich effizienten Teilabschnitten eine Erdverkabelung möglich. Die konkrete Entscheidung, ob und auf welchen Abschnitten Erdkabel verlegt werden, ist Bestandteil nachgelagerter Genehmigungsverfahren. Mögliche Mehrkosten wurden im NEP daher nicht betrachtet. Seite 25