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Ein Unternehmen der EnBW

EnBW Verteilnetzstudie

Technisches Anlagenmanagement Hoch- und Mittelspannung Richard Huber 18.07.2014

Ausgangssituation

Technisches Anlagenmanagement I Netze BW GmbH 2 I

Energiewende dena-

Verteilnetzstudie

Investitionen

Investitions

-sicherheit Einsparungen

Intelligente

Netze

Netzausbau

Netzintegration

verteilter Einspeiser

Regulierung

Ausgangssituation


ca. 120 Mio. € Budgetbedarf für EEG-Netzausbau:

ca. 1.390 Mio. € nach dena ??

Ausgangssituation Anfang 2013 110-kV-Ausbauplan 2020, Erstellung 2012 - 2013

Richard Huber | Technisches Anlagenmanagement | Netze BW GmbH 4 I

Einspeiseprognose je Gemeinde

› Annahme Höhe und Verteilung

des PV- und

Windkraftanlagenzubaus

› Zuordnung der Gemeinden zu

Hochspannungsumspannwerken

› Korrelation mit Schwachlastfall

› Ableitung „Rückspeisefall“ als

neuer Planungsfall des 110-kV-

Netzes

› Erarbeitung Lösungskonzept

=> 110-kV-Ausbauplan 2020

Verifizierung durch

EnBW-Verteilnetzstudie

Unsicher!

Ausgangssituation Anfang 2013 EEG-Anfragen bei Netze BW


EEG-Anfragen > 1MW 2011 2012

2013

1.HJ

2014

Anfragen gesamt Stück 84 129 89 65

Angefragte Leistung gesamt MW 607 1161 1278 559

durchschn. Leistung, bereinigt MW 7,2 9,4 14,4 8,6

Wind MW 492 1048 1220 499

durchschn. Leistung Wind MW 12,3 15,4 18,2 11,6

Sonstige MW 115 113 58 60

durchschn. Leistung Sonstige MW 2,6 2,0 1,9 2,7

Vorgehensweise EnBW-Verteilnetzstudie

Technisches Anlagenmanagement I Netze BW GmbH 6 |

Analog der Vorgehensweise in der dena-Verteilnetzstudie werden über BW Netzgebietsklassen auf Gemeindeebene gebildet. Darin sind EEG-Ausbauszenarien und Kriterien wie Bevölkerungs- und Lastdichte wesentliche Kriterien.

Pro Netzgebietsklasse werden aus Ist-Netzen Ausbaubedarfe über Grenzkurvenanalysen definiert und dann pro Szenario auf das Netzgebiet der REG skaliert.

Es werden durchgängig (für alle Netzgebietsklassen) Netzdaten der EnBW Regional AG zur Verfügung gestellt und planerische Randbedingungen für unsere Belange angepasst.

Die Netzstudie ist in Teil A und Teil B gegliedert. In Teil A werden unter aktuell gegebenen Randbedingungen die Ausbaubedarfe ermittelt, in Teil B werden darauf aufbauend verschiedene Optimierungsmöglichkeiten bewertet.

Die dargestellten Werte in der Studie setzen auf Ist-Werten 2012 auf und ermitteln Ausbaubedarfe für Zielwerte 2015, 2020 und 2030. Die Zeitachsen stehen somit stellvertretend für zu integrierende EEG-Leistungen.

Netzgebietsklassen


Kriterien für:

Ländlich

Halbstädtisch

Städtisch

Clusteranalyse HS und MS für REG-Gebiet


Anpassung Planungskriterien, wesentliche Beispiele im Überblick


NS-Ebene MS-Ebene

Starklastf. Rückspeisef. Starklastf. Rückspeisef.

Last 100 % 20 % 100 % 30 %

Windkraft - - - - - - 0 % 100 %

Photovoltaik 0 % 85 % 0 % 85 %

KWK 0 % 100 % 0 % 100 %

Betriebsmittel

HS/MS-Trafo 40 MVA

MS-Kabel NA2XS2Y 3x300

MS/NS-Trafo 630 kVA

NS-Kabel NAYY 4x150

Neue Sollwerte:

„Sollwert variabel wählbar: zwischen 100% oder

103%; Der Sollwert soll so gewählt werden, dass

im Ist-Netz kein Netzausbau notwendig ist.“

(Protokollauszug)

dena-Studie EnBW-Studie

Mengengerüst untersuchter Netze der Netze BW


Ergebnisse der Hochrechnung Teil A


Vergleich dena VNS – EnBW VNS Teil A

1,63

0,42 0,41

2,67

0,62 0,52

0,34

0,5 0,45

0,49

0,79

0,69

0,18

0,27 0,19

0,25

0,46

0,3

0

0,5

1

1,5

2

2,5

3

3,5

4

dena REG 2020 EnBW VNS 2020 A EnBW VNS 2020 B dena REG 2030 EnBW VNS 2030 A EnBW VNS 2030 B

Inve

sti

tio

ns

be

da

rf

[Mrd

. E

uro

]

NS

MS

HS


Szenario dena Länder, direkte Daten wären vergleichbar mit EnBW Verteilnetzstudie Szenario A

Erklärung Abweichungen dena- zu EnBW-Verteilnetzstudie Teil A

• Bei der dena-Studie werden deutschlandweite Durchschnittswerte je

Cluster gebildet.

• In Süddeutschland erfolgt deutlich höherer Zubau an Kleinanlagen (z. B.

PV) und somit entsteht höherer Zubaubedarf in der MS- und NS-Ebene

als im Bundesschnitt.

• Trennschärfere Verteilung der Einspeiser als bei der dena-Studie ergibt

extremeren Zubau in einzelnen Gebieten, dafür weniger in anderen

Gebieten. Untersuchungen zeigen, dass dies tendenziell zu mehr Ausbau

führt (Grenze für Zubau wird bei Vergleichmäßigung später

überschritten).

• HS- Netzausbau teilweise umgekehrte Effekte durch insgesamt

geringeren EEG-Zubau als im Bundesschnitt.

• Wesentlich detailliertere Betrachtung durch sehr viel höheren

Prozentsatz an realen Netzen.


Bayern-Studie zum Verteilnetzausbau der TU München


Bayern-Studie zum Verteilnetzausbau der TU München


Vergleich dena VNS – EnBW VNS Teil A

2030 REG NEP REG Länder Verteilnetzstudie Red.faktor

direkte Daten direkte Daten A B VNS A - Länder

HS 1,65 2,67 0,62 0,52 -2,05 MS 0,35 0,49 0,79 0,69 0,30 NS 0,21 0,25 0,46 0,30 0,21

gesamt 2,21 3,41 1,87 1,51 -1,54

reduziert 1,11 1,70 0,94 0,76 -0,77 0,5

2020 REG NEP REG Länder Verteilnetzstudie

direkte Daten direkte Daten A B VNS A - Länder

HS 1,03 1,63 0,42 0,41 -1,21 MS 0,25 0,34 0,50 0,45 0,16 NS 0,17 0,18 0,27 0,19 0,09

gesamt 1,44 2,14 1,19 1,05 -0,95

reduziert 0,94 1,39 0,60 0,53 -0,62 0,65 bisherige Betrachtung


EnBW Verteilnetzstudie Teil B, Optimierung Zusammenfassung Zeitraum vom 2012 bis 2030

0,62 0,52 0,62 0,52 0,62 0,52 0,62 0,52 0,62 0,520,30 0,29

0,79

0,69

0,76

0,66

0,76

0,66

0,740,70

0,61

0,49

0,520,41

0,46

0,30

0,31

0,15

0,28

0,12

0,31

0,150,23

0,10

0,15

0,08

0,0

0,4

0,8

1,2

1,6

2,0

A B A B A B A B A B A B

Basis-Szenario

kein 2%-,3%-Krit.

rONS MS-Regler EN 50160(+10/-15%)

DEA-Abregelung

Inve

sti

tio

ne

n [

Mrd

. E

uro

]

HS-Ebene MS-Ebene NS-Ebene

17 I

Notwendige Investitionen der Varianten zur Netzverstärkung im Zeitraum vom 2012 bis 2030 nach Spannungsebenen

Technisches Anlagenmanagement I EnBW Regional AG

• Die Aufgabe der 2%- und 3%-Kriterien ist Voraussetzung zur Hebung der weiteren

Potentiale (rONS, MS-Spannungsregler, erweitertes Spannungsband nach DIN EN

50160). Die Potentiale sind nicht unabhängig und können nicht additiv gesehen werden.

• Die Kriterien werden zur pauschalierten Anschlussbewertung für EEG-Einspeiser

herangezogen. Dies ist erforderlich, wenn man kein vollständiges Netzmodell der MS-

und NS-Ebene vorliegen hat.

EnBW Verteilnetzstudie Teil B, Optimierung Zusammenfassung Zeitraum vom 2012 bis 2030

18 I

Notwendige Investitionen der Varianten zur Netzverstärkung im Zeitraum vom 2012 bis 2030 nach EU-Stadt-Land-Gliederung

• Die Aufgabe der 2%- und 3%-Kriterien ist Voraussetzung zur Hebung der weiteren

Potentiale (rONS, MS-Spannungsregler, erweitertes Spannungsband nach DIN EN

50160). Die Potentiale sind nicht unabhängig und können nicht additiv gesehen werden.

• Die Kriterien werden zur pauschalierten Anschlussbewertung für EEG-Einspeiser

herangezogen. Dies ist erforderlich, wenn man kein vollständiges Netzmodell der MS-

und NS-Ebene vorliegen hat.

Richard Huber | Technisches Anlagenmanagement | Netze BW GmbH

Vergleich dena VNS – EnBW VNS Teil A + B

2030 dena NEP dena Länder EnBW Verteilnetzstudie Vergleich

direkte Daten direkte Daten Szenario A Szenario B VNS A - Länder

HS 1,65 2,67 0,62 0,52 -2,05 MS 0,35 0,49 0,79 0,69 0,30 NS 0,21 0,25 0,46 0,30 0,21

gesamt 2,21 3,41 1,87 1,51 -1,54 Studie Teil A

reduziert 1,11 1,70 0,78 0,62 -0,92 Studie Teil B

Bish. Betrachtung Faktor 0,5


2020 dena NEP dena Länder EnBW Verteilnetzstudie Vergleich direkte Daten direkte Daten Szenario A Szenario B VNS A - Länder

HS 1,03 1,63 0,42 0,41 -1,21 MS 0,25 0,34 0,50 0,45 0,16 NS 0,17 0,18 0,27 0,19 0,09

gesamt 1,44 2,14 1,19 1,05 -0,95 Studie Teil A

reduziert 0,94 1,39 0,49 0,50 -0,90 Studie Teil B Bish. Betrachtung Faktor 0,65

Übersicht VNS 2020


Teil A Teil B

Aufteilung der Optimierungsmöglichkeiten VNS (mit Zeitreihen)


Fazit EnBW Verteilnetzstudie Teil B

1. Die bereits pauschal angesetzten Optimierungen konnten durch Teil B der Studie bestätigt,

teilweise erhöht werden.

2. Wesentliche Potentiale liegen in der Spannungsbandoptimierung, welche eine detaillierte

Netzberechnung, innovative Betriebsmittel und digitalisierte Netzmodelle der MS- und NS-

Ebene voraussetzen.

3. Weitere große Potentiale, insbesondere für das HS-Netz, liegen in der Möglichkeit des

erlaubten Einspeisemanagement (DEA-Abregelung; von der Politik noch verbindlich zu

beschließen).

4. Zusätzliches Potential wird zudem in der Zeitreihenanalyse gesehen und qualitativ

dargestellt. Dies wird erst durch eine zeitreihenbasierte Netzplanung unter

Berücksichtigung lokaler Gleichzeitigkeiten möglich und bedarf weiterer Untersuchungen.

Netze BW sehen diese Potentiale als realisierbar an.

5. Die Netze BW geht somit von einem zusätzlichen Investitionsbedarf zur Integration von

erneuerbaren Energien von ca. 500 Mio. € bis 2020 in ihr Netz aus. Die optimierte Verteilung

aus Szenario A ist anzusetzen.


Berücksichtigung der Gleichzeitigkeit PV/Wind


Konkrete abgeleitete Maßnahmen

1. Einbringen der Ergebnisse in Unternehmensplanung

2. Änderung der Planungsprämissen:

Berücksichtigung der Regionalisierung des Szenario A 2020 je

Gemeindegebiet bei der Zielnetzplanung HS und MS und der

operativen Planung (z. B. Entscheidungsfindung rONT)

Berücksichtigung der Zeitgleichheit: früher 85% PV und 100%

Wind, jetzt 80% PV bei 100% Wind

3. Regionalisierung: Argumentation bei Genehmigungsverfahren und

bei HS-Investanträgen bei der BNetzA

4. Intensivierung der Maßnahmen zur Spannungsbandausnutzung

(Netzplanung, Rollout intelligente Stationen)

5. Kooperation zur Einführung der Zeitreihenbasierte Netzplanung


Ausblick NEP 110-kV-Netzbetreiber gem. §14 Abs. 1b EnWG

1. Abgabe von Prognosen der 110-kV-VNB an die

Übertragungsnetzbetreiber.

2. Berücksichtigung dieser Angaben durch ÜNB im Szenariorahmen,

VNB stehen im Konsultationsverfahren durch die BNetzA als

Ansprechpartner zur Verfügung.

3. Nach Konsultation und Genehmigung durch die BNetzA ergibt sich

gemeinsamer Szenariorahmen für VNB und ÜNB

4. Dieser stellt die Basis für Planungen des VNB dar.

5. Die sich aus den Szenarien ergebenden notwendigen

Engpassgebiete werden geografisch dargestellt

6. Konkrete Ausbauvorhaben werden tabellarisch dargestellt.


Ausblick



ca. 500 Mio. € nach VNS

???

Ausblick



ca. 500 Mio. € nach VNS

???

Flexibilitäten

E-Mobility

Steuerbare

Lasten,

Wärmepumpen

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