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Netzentwicklungsplanung

Informationstage der Bundesnetzagentur

Stuttgart, 11. Oktober 2012

Dr. Jochen Patt, Referatsleiter Netzentwicklung

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Energiepolitische Ziele der Bundesregierung

Mit sicherer, bezahlbarer und umweltschonender Energie ins Jahr 2050…

Ziele im Energiekonzept 2050 2020 2030 2040 2050

Absenkung der Treibhausgasemissionen(ggü. 1990) 40 % 55 % 70 % 80-95 %

Anteil der Erneuerbaren Energien am Bruttoendenergieverbrauch 18 % 30 % 45 % 60 %

Anteil der Erneuerbaren Energien am Stromverbrauch 35 % 50 % 65 % 80 %

Absenkung des Primärenergieverbrauch(ggü. 2008) 20 % 50 %

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Energiewende

Zubau bis 2022: 12.900 MW

Szenario B

Wind offshore

Zubau bis 2022: 36.000 MW

Szenario B

Photovoltaik

2021

2022

2015

2021

2017 2021

2022 2022

2019

abgeschaltet

geplante Abschaltung

Kernkraftwerke

Zubau bis 2022: 20.400 MW

Szenario B

Wind onshore

4Bundesnetzagentur Übertragungsnetzbetreiber Bundesgesetzgeber

ab 2014201320122011

12/11: Genehmigung

Szenariorahmen

5/12: Start Konsultation

1. Entwurf NEP

9/12: Start Konsultation

2. Entwurf NEPund Umweltbericht

Ende 2012: Bestätigung NEP/ Entwurf BBP

1. Hälfte 2013: Verabschiedung

BBP-Gesetz

Erste Bundes- fachplanungs-

anträge

Szenarien Netzentwicklungsplan und Umweltprüfung Bundesbedarfsplan Trassenkorridore Konkrete Trassen

Gesamtablauf der Netzentwicklungsplanung

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Erstellung Netzentwicklungsplan

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I Szenariorahmen für NEP 2012

= drei wahrscheinliche Entwicklungspfaden (Szenarien) für Energieerzeugung und des Energieverbrauchs für die nächsten zehn bzw. zwanzig Jahre

Szenario A: Moderater Anstieg der erneuerbaren Energien

Szenario B (Leitszenario): Höherer Ausbau der erneuerbaren Energien

Szenario C: Besonders hohen Anteil an Strom aus Windkraft

Installierte Nettoleistung [GW]

Szenarien Szenario A 2022

(Leit-) Szenario B 2022

Szenario B 2032

Szenario C 2022Technologie

Kernenergie 0,0 0,0 0,0 0,0

Braunkohle 21,2 18,5 13,8 18,5

Steinkohle 30,6 25,1 21,2 25,1

Erdgas 25,1 31,3 40,1 31,3

Mineralölprodukte 2,9 2,9 0,5 2,9

Pumpspeicher 9,0 9,0 9,0 9,0

Sonstige 2,3 2,3 2,7 2,3

Summe konv. KW 91,1 89,1 87,3 89,1

Wind (offshore) 9,7 13,0 28,0 16,7

Wind (onshore) 43,9 47,5 64,5 70,7

Photovoltaik 48,0 54,0 65,0 48,6

Wasserkraft 4,5 4,7 4,9 4,3

Biomasse 7,6 8,4 9,4 6,7

andere reg. Erzeugung 1,9 2,2 2,9 2,0

Summe EE 115,6 129,8 174,7 149,0

Summe Erzeugung 206,7 218,9 262,0 238,1

Jahreshöchstlast (GW) 84 84 84 84

Nettostrombedarf (TWh) 535,4 535,4 535,4 535,4

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II Regionalisierung

= Verfahren zur räumlichen Verteilung Stromerzeugung und -verbraucher

bestehende und zuzubauende

Erzeugungsleistung und Last werden einem der rund 450 Netzknoten in Deutschland zugeordnet

Konventionelle Erzeugung wird

entsprechend der genehmigten Kraftwerksliste regionalisiert

Erneuerbare Energien werden

anhand der aktuellen Einspeisung über Regionalisierungsschlüsseln verteilt

Für Szenario C wurden die Zahlen

der Bundesländer in der Ableitung der Regionalisierungsschlüssel berücksichtigt

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III Marktmodellierung 1

Grundannahme: keine Engpässe im Stromnetz (Kupferplatte)

Wesentliche Eingangsparameter

Deutscher Kraftwerkspark (Genehmigter Szenariorahmen)

Brennstoffpreise (Prognos AG entsprechend Szenariorahmen Gas)

Berücksichtigung des europäischen Auslands:

Europäischer Kraftwerkspark

Grenzüberschreitende Kapazitäten

Vorgehen:

1. Einspeisevorrang der Erneuerbaren Energien

2. Last, welche von Erneuerbaren Energien nicht bedient werden kann, wird durch Einsatz konventioneller Kraftwerke gedeckt

3. Übertragungskapazitäten zwischen den Marktgebieten werden nach der heutigen Marktsimulation berücksichtigt

Ergebnis:

Prognose des Kraftwerkseinsatzes im Jahr 2022

Einspeise- und Lastsituation im Jahr 2022

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III Marktmodellierung 2

Einspeisung ermittelt aus Marktmodellierung gemäß Szenariorahmen

Die Veränderung zur lastfernen Erzeugungslandschaft am Beispiel

exemplarischer Versorgungssituationen

Quelle: Übertragungsnetzbetreiber

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Plausibilisierung Dezentralisierung

Region Stuttgart mit ca. 2,6 Millionen Einwohnern

Spitzenlast in der Größenordnung von ca. 3000 MW

entspricht 600.000 PV-Anlagen (5kWp, aber nur bei hoher Einstrahlung)

Jahresenergiebedarf ca. 20 TWh

entspricht > 11000 Windenergieanlagen (onshore, 1MW)

Speicherbedarf für 3 Wochen Flaute ~ 1200 GWh

entspricht ca. 60 Mio. E-Fahrzeugen (20kW Li-Ion Batterie, ohne Fahrleistung)

Quelle: Smart Grid ETP, EU

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Einspeise- und Lastsituation im Jahr 2022

wird für jede einzelne Stunde im Jahr betrachtet

jede einzelne Stunde bezeichnet einen

Netznutzungsfall (NNF)

(8760 Std./Jahr = 8760 NNF)

Extreme Situationen (z.B. viel Wind,

geringe PV, hohe Last) sind bei der Netzberechnung besonders relevant

Quelle: TU Graz

IV Netzberechnung 1 - Netznutzungsfall

Bestandsnetz

Überlastung des Bestandsnetz im Jahr 2022

Netznutzungsfall

z.B. 12.00 Uhr, 11.11.2022

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IV Netzberechnung 2 - Ausgangssituation

Netznutzungsfälle werden anschließend auf Modell des Übertragungsnetzes übertragen

ca. 6.600 Netzknoten in Europa

5.500 Stromkreise

rund 1.850 Transformatoren

35.000 km Netzlänge (Leitungen)

Daraus ergibt sich für diese einzelnen Netzelemente Betriebs- und Belastungswerte

Belastungswerte dürfen dabei bestimmte Bandbreiten nicht verlassen, da sonst die Netzstabilität gefährdet würde Quelle: TU Graz

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V Ermittlung des Netzausbaubedarfs

Sichtbar gewordene Überlastungen und Schwachstellen im Stromnetz müssen durch einzelne Maßnahmen behoben werden

Dabei wird nach dem sogenannten NOVA-Prinzip vorgegangen: Netz-

Optimierung vor

Verstärkung vor

Ausbau

ÜNB haben HGÜ-Korridore als ersten Schritt festgelegt

Rechtfertigung aufgrund der erheblichen zu bewältigenden Transportleistungen, die nicht mehr allein mit Optimierungsmaßnahmen bewältigt werden können

Ergebnis: Ermittlung der notwendigen Maßnahmen

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Ergebnisübersicht NEP 2012 der ÜNB I

Verwendung neuer Übertragungstechnologien

Gerichteter Stromtransport von

Nord nach Süd

Verstärkung des bestehenden

Wechselstromnetzes

Änderungen der bisherigen

Netzplanung

EnLAG-Projekt Nr. 22: Weier

– Villingen ist entbehrlich

Umbeseilung Hamburg-Nord

– Hamburg-Ost ist entbehrlich

Quelle: Übertragungsnetzbetreiber

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Die ÜNB beschreiben im NEP „selbstgeführte HGÜ mit Multilevel- Konvertern (VSC) mit Vollbrückenmodulen“ als effiziente Lösung, sprechen sich aber klar für Technologieoffenheit aus

Eignet sich hervorragend für verlustarmen Stromtransport über weite Strecken. Hohe Verluste in den Umrichtern stehen sehr geringe Verluste beim Transport gegenüber

Es muss keine Blindleistung kompensiert werden, im Gegenteil: Die Leitung kann als Blindleistungsquelle genutzt werden

Optional in Richtung eines vermaschten Netzes weiter entwickelbar

Offene Fragen:

Bisher keine ausgereifte Technik, welche im Netz belastbar betrieben worden ist

Die von den ÜNB angestrebten Leistungen werden noch nicht angeboten

Ergebnisübersicht NEP 2012 der ÜNB II

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Ergebnisübersicht NEP 2012 der ÜNB III

Szenario

Neue Leitungen [km]

Netzneubau in bestehenden Trassen [km]

Netzverstärkung in bestehenden Trassen

[km] Investitions- Kosten*** [Mrd. €]

HGÜ* HDÜ** HDÜ HGÜ HDÜ

A 2022 1800 1700 2800 300 1400 19

B 2022 2100 1700 2800 300 1300 20

C 2022 2400 1700 2700 300 1200 23

* HGÜ = Hochspannungsgleichstrom

** HDÜ = Hochspannungswechselstrom

*** Alle Maßnahmen realisiert als Freileitungen.

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Änderungen überarbeiteter NEP I

Ergänzungen hinsichtlich

Angestrebtes Inbetriebnahmejahr (Zeitplan)

Explizite Benennung von Projekten für den Einsatz von Hochtemperaturleiterseilen

Grundannahmen sind unverändert geblieben

Gesamtausbaubedarf (bis auf P33)

Kostenschätzungen

Verwendete Technologien

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Startnetzkorrektur

Begriffserklärung Startnetz:

Heutiges Bestandsnetz

Maßnahmen/Projekte bei denen die energiewirtschaftliche Notwendigkeit bereits festgestellt wurde durch

EnLAG

Planfeststellung

in Bau befindliche Maßnahmen

Begründung der Startnetzkorrektur: Verschiebung von 16 Projekten vom Startnetz in die Ergebnismaßnahmen, da bei diesen Projekten noch keine energiewirtschaftliche Notwendigkeit festgestellt wurde.

Änderungen überarbeiteter NEP II

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Änderungen überarbeiteter NEP III

Rückwirkungen auf andere Maßnahmen beeinflusst die Prüfarbeiten weit über dieses Einzelprojekt

Bisherigen Ergebnisse für Projekte, die ohne die Anpassung von P33 erzielt wurden, sind einer erneuten Untersuchung zu unterziehen

Die Überarbeitung des Netzentwicklungsplans hat zu einer Änderung in Projekt P33 (S. 309 Wolmirstedt-Wahle) geführt

Statt eines Neubaus wird für B2022 nur eine Umbeseilung der bestehenden Leitung benötigt

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Allgemeine Informationen

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Begriffserklärungen

Generell gibt es zwei verschiedene Hochspannungsgleichstromübertragungen (HGÜ, auch DC): netzgeführte und selbstgeführte

Netzgeführte HGÜ-Anlagen eignen sich mit Blick auf das langfristige Entwicklungspotential grundsätzlich weniger zum Einsatz in einem vermaschten Netz, u.a. weil sie ungünstigere Systemeigenschaften haben als selbstgeführte HGÜs.

Daher werden im NEP nur selbstgeführte HGÜs betrachtet. Diese sollen zunächst nur als Punkt-zu-Punkt-Verbindung ausgeführt werden (eine Einspeise-, eine Entnahmestelle). Es besteht jedoch die Option, diese Verbindungen später zu einem extra vermaschten HGÜ-Overlay-Netz zusammen zu führen.

Selbstgeführte HGÜs können mit sog. Multilevel-Konvertern ausgestattet werden. Dies sind die Umrichter, die Wechselstrom und –spannung in Gleichstrom und –spannung wandeln. Mit diesen Konvertern können im Prinzip beliebig hohe DC-Spannungen und DC-Ströme erreicht werden.

Multilevel-Konverter können in Halbbrücken- oder Vollbrückenmodulen ausgeführt werden. Vollbrücken bieten im Vergleich zu Halbbrücken u.a. ein deutlich besseres Verhalten im Fehlerfall.