Gemeinsamer Netzausbauplan der 110-kV ... · ii 6.3 Darstellung der Engpassgebiete der ENSO NETZ GmbH .....38 6.4 Darstellung der Engpassgebiete der Mitteldeutschen Netzgesellschaft

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Gemeinsamer

Netzausbauplan

der 110-kV-

Flächennetzbetreiber

2015* (*in Ostdeutschland)

Stand: 06.11.2015

i

I. Inhaltsverzeichnis II. Abbildungsverzeichnis ................................................................. iii

III. Tabellenverzeichnis ....................................................................... v

1 Präambel ......................................................................................... 1

2 Zusammenfassung ........................................................................ 4

3 Netzaufgabe der Verteilnetzbetreiber -Szenariengestaltung ...... 6

3.1 Szenarien für die Entwicklung der Last .................................................................. 7

3.2 Szenarien für die Entwicklung der Einspeisung ..................................................... 8

3.2.1 Szenarien des Netzentwicklungsplanes .................................................................. 8

3.2.2 Prognosen der einzelnen Bundesländer .................................................................10

3.2.3 Prognose für Erstellung des NAP 2015 ..................................................................10

4 Vorgehensweise ........................................................................... 12

5 Angewendete Grundsätze zur Netzplanung ............................... 14

5.1 Das NOVA-Prinzip ....................................................................................................14

5.2 Wirkleistungsabregelung – Spitzenkappung .........................................................15

5.2.1 Grundsätze zur Spitzenkappung ............................................................................15

5.2.2 Berücksichtigung der Spitzenkappung im NAP .......................................................17

5.2.3 Weitere Aspekte der praktischen Ausgestaltung der Spitzen-kappung ...................19

5.2.4 Fazit und wirtschaftliche Bewertung .......................................................................20

5.3 Gleichzeitigkeiten ....................................................................................................21

5.4 Die geeigneten Spannungsebenen für den Anschluss von Erzeugungsanlagen ..................................................................................................................................23

5.5 Einsatz neuer Technologien ...................................................................................25

5.6 Netzautomatisierung ...............................................................................................29

5.7 Methodik der „separaten Netze“ .............................................................................30

5.8 Belastbarkeit der Betriebsmittel .............................................................................31

5.9 Blindleistungsmanagement ....................................................................................32

6 Ermittelte Engpassgebiete .......................................................... 34

6.1 Darstellung der Engpassgebiete der Avacon AG/HSN Magdeburg GmbH ..........34

6.2 Darstellung der Engpassgebiete der E.DIS AG .....................................................35

ii

6.3 Darstellung der Engpassgebiete der ENSO NETZ GmbH .....................................38

6.4 Darstellung der Engpassgebiete der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH ..........................................................................................................................39

6.5 Darstellung der Engpassgebiete der TEN Thüringer Energienetze GmbH & Co. KG .............................................................................................................................42

6.6 Darstellung der Engpassgebieten der WEMAG Netz GmbH .................................43

7 Gemeinsamer Ausbaubedarf ...................................................... 44

7.1 Benennung der Übergabepunkte aus der Übersichtskarte ..................................45

7.1.1 Zusammenfassung der notwendigen Übergabepunkte ...........................................46

7.1.2 Zusammenfassung aller Leitungsneubau- und Erweiterungstrassen ......................47

7.2 Darstellung der notwendigen Netzausbaumaßnahmen bis 2025 .........................48

7.2.1 Karte der Netzausbaumaßnahmen der Avacon AG/HSN Magdeburg GmbH .........48

7.2.2 Karten der Netzausbaumaßnahmen der E.DIS AG ................................................49

7.2.3 Karte der Netzausbaumaßnahmen der ENSO NETZ GmbH ..................................52

7.2.4 Karten der Netzausbaumaßnahmen der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH .......................................................................................................................53

7.2.5 Karte der Netzausbaumaßnahmen der TEN Thüringer Energienetz GmbH & Co. KG .....................................................................................................56

7.2.6 Karte der Netzausbaumaßnahmen der WEMAG Netz GmbH ................................57

8 Wichtige zukünftige Aufgaben der VNB ..................................... 58

9 Literaturverzeichnis ..................................................................... 60

iii

II. Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Prognose der EEG-Erzeugungsleistung für die neuen Bundesländer

gem. NEP 2014 …………………………………………………………... 9

Abbildung 2: Beispiel für einen Einspeisegang einer PV-Anlage mit Begrenzung

der einspeisbaren Leistung ……………………………………………… 15

Abbildung 3: Überlagerung von Dauerganglinien von Erzeugungsanlagen 16

Abbildung 4: Beispiel einer Wirkung der Spitzenkappung auf Maßnahmen zum

Netzausbau ……………………………………………………………… 18

Abbildung 5: Annahme der zeitlichen Entwicklung des Zubaus von

Erzeugungsanlagen aus Erneuerbaren Energien für HS-Netzgebiete

der FNB Ost ……………………………………………………………… 19

Abbildung 6: Beispielhafte Bestimmung der Gleichzeitigkeitsfaktoren für Wind-

und PV-Einspeisung ………………………………………………… 22

Abbildung 7: Prinzip der Messung des Leiterdurchhangs ……………………….... 27

Abbildung 8: Maßnahmen nach §14 EEG und §§ 13, 14 EnWG im Netzgebiet der

Regelzone 50Hertz ………………………………………………………. 29

Abbildung. 9: Engpassgebiete der Avacon AG/HSN Magdeburg GmbH in der

Regelzone 50Hertz ………………………………………………………. 34

Abbildung 10: Engpassgebiete der E.DIS AG im Osten Brandenburgs …………… 35

Abbildung 11: Engpassgebiete der E.DIS AG im Westen Brandenburgs ………… 36

Abbildung 12: Engpassgebiete der E.DIS AG in Mecklenburg-Vorpommern ……… 37

Abbildung 13: Engpassgebiete der ENSO NETZ GmbH ………………………… 38

Abbildung 14: Engpassgebiete der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH

im Netzgebiet Brandenburg ………………………………………… 39


im Netzgebiet Sachsen-Anhalt ……………………………………… 40


im Netzgebiet Sachsen ……………………………………………… 41

Abbildung 17: Engpassgebiete der TEN Thüringer Energienetze GmbH & Co. KG 42

Abbildung 18: Engpassgebiete der WEMAG Netz GmbH …………………………… 43

Abbildung 19: Darstellung der notwendigen Übergabepunkte zum

Höchstspannungsnetz …………………………………………………… 44

Abbildung 20: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der Avacon AG/HSN

Magdeburg GmbH in Regelzone 50Hertz……………………………… 48

iv

Abbildung 21: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der E.DIS AG im Osten

Brandenburgs …………………………………………………………….. 49

Abbildung 22: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der E.DIS AG im Westen

Brandenburgs …………………………………………………………….. 50

Abbildung 23: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der E.DIS AG in Mecklenburg-

Vorpommern ……………………………………………………………… 51

Abbildung 24: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der ENSO NETZ GmbH 52

Abbildung 25: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der Mitteldeutschen

Netzgesellschaft Strom mbH im Netzgebiet Brandenburg) …………. 53


Netzgesellschaft Strom mbH im Netzgebiet Sachsen-Anhalt ……… 54


Netzgesellschaft Strom mbH im Netzgebiet Sachsen ………………. 55

Abbildung 28: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der TEN Thüringer

Energienetze GmbH & Co. KG …………………………………………. 56

Abbildung 29: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der WEMAG Netz GmbH ……. 57

v

III. Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Durchschnittliche Lastdichte und Bevölkerungsdichte im Versorgungsgebiet der Unternehmen 2 Tabelle 2: Wesentliche Kenngrößen zur Untersetzung der Szenarien für NAP 2015 11 Tabelle 3: Gleichzeitigkeitsfaktoren für kombinierte Wind- und PV-Einspeisung nach Netzebenen 22 Tabelle 4: Technische Regeln zur Ermittlung der geeigneten Spannungsebene 24 Tabelle 5: Geeignete Spannungsebene zur Bestimmung des optimalen Netzver- knüpfungspunktes 25 Tabelle 6: Einsatz neuer Technologien im 110-kV-Netz der VNB in der Regelzone der 50 Hertz 26 Tabelle 7: Neu zu errichtende oder zu verstärkende 380/110-kV-Übergabeumspannwerke (Teil 1) 45 Tabelle 8: Neu zu errichtende oder zu verstärkende 380/110-kV-Übergabeumspannwerke (Teil 2) 46 Tabelle 9: Ausbaubedarf der ARGE FNB Ost HöS/HS-Übergabepunkte 46 Tabelle 10: Ausbaubedarf der ARGE FNB Ost 110-kV-Trassen 47

1

1 Präambel

Der in Deutschland mehrheitliche politische und gesellschaftliche Wille zum beschleunigten

Ausstieg aus der Kernkraft hat die eingeleiteten Bemühungen zur Umsetzung der

Energiewende nachhaltig forciert. In dem im August 2011 novellierten

Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und im 2014 erneut novellierten Gesetz für den Vorrang

Erneuerbarer Energien (EEG) wurden die energiepolitischen Rahmenbedingungen weiter

formuliert, sowie die ordnungspolitische Grundlage für weitere Detaillierungen der

Umsetzung der forcierten Energiewende im Rahmen weiterer Leitlinien und Verordnungen

gelegt.

Einen wesentlichen Stellenwert für das Gelingen der gesellschaftlich mehrheitlich gewollten

Energiewende besitzt nach wie vor die Anpassung der Netzinfrastrukturen an die

zunehmende dezentrale Erzeugung regenerativer Energien und die damit einhergehende

Substitution konventioneller Erzeugungskapazitäten.

Abgeleitet aus dem Tatbestand, dass heute in bestimmten Netzregionen der

Flächennetzbetreiber Ost bereits ca. 98% der Erzeugungsleistung und künftig mindestens

ca. 80% der gesamten Erzeugungsleistung in Deutschland dezentral in den Verteilnetzen

angeschlossen sein werden, haben die Flächennetzbetreiber in Ostdeutschland (beschränkt

auf das Netzgebiet der Regelzone der 50Hertz Transmission GmbH) einen im Vergleich zu

den Ausbauerfordernissen im deutschen Höchstspannungsnetz ebenfalls sehr erheblichen

Netzausbaubedarf der Hochspannungsnetze (HS-Netze) bereits im Netzausbauplan 2013

(NAP 2013) detailliert dargestellt. Die im Dezember 2012 veröffentliche DENA-Studie zum

Ausbau- und Innovationsbedarf der Verteilnetze (nachfolgend kurz: DENA-Verteilnetzstudie)

[1] und die BMWi-Verteilernetzstudie [2] gehen sowohl mit den Ergebnissen des

Netzausbauplans 2013 als auch dem Inhalt des Netzausbauplans 2015 konform.

Der hier vorliegende NAP 2015 – unsere gemeinsame Netzausbauplanung der 110-kV-

Flächennetzbetreiber Ostdeutschlands (FNB Ost) – wurde unter Berücksichtigung

zwischenzeitlicher Erkenntnisse, insbesondere aus dem NAP 2013 und dem NEP 2014 und

entsprechender Netzentwicklungen erarbeitet. Damit beziehen sich alle Aussagen dieses

Netzausbauplanes auf das Gebiet der Flächennetzbetreiber Ostdeutschlands.

Wichtiger Ausgangspunkt des NAP 2015 ist eine umfangreiche Netzanschluss- bzw.

Netzlast- und Netzeinspeiseprognose, bei welcher insbesondere die dem Netzbetreiber

2

bekannten Netzanschlussbegehren einschließlich deren Erfahrungen mit Realisierungs-

wahrscheinlichkeiten, das Erzeugungspotential, das sich aus den raumplanerischen und

raumordnerischen Festlegungen nach dem jeweiligen Landesrecht ergibt und sonstige im zu

beplanenden Netzgebiet vorhandene Erzeugungsanlagen und Stromspeicher

Berücksichtigung finden.

Weiteren wesentlichen Einfluss üben die regionale wirtschaftliche und demografische

Entwicklung und die daraus voraussichtlich zu erwartende regionale Strom- und

Leistungsnachfrage aus (vgl. Daten zur Last und Bevölkerungsdichte in Tabelle 1).

Verteilnetzbetreiber Lastdichte Bevölkerungsdichte

in kW/km² in EW/km²

Avacon/ HSN (nur Regelzone 50Hertz) _68 _91

E.DIS _65 _58

ENSO NETZ _80 110

MITNETZ Strom _80 100

TEN Thüringer Energienetze _71 _69

WEMAG Netz _50 _35

Tabelle 1: Durchschnittliche Lastdichte und Bevölkerungsdichte im Versorgungsgebiet der Unternehmen

Zusammengefasst werden mit dem NAP 2015 der 110-kV-Flächennetzbetreiber Ost

wiederum folgende Ziele angestrebt:

• Überprüfung der Ergebnisse regional übergreifender Netzausbaustudien [1], [2] und

entsprechende Konkretisierung für die 110-kV-Netze der Flächennetzbetreiber,

• eine größere öffentliche Wahrnehmung sowie Erhöhung der Transparenz und

Akzeptanz der 110-kV-Netze und deren Ausbau durch gemeinsame Artikulation der

Netzausbauplanung,

• die Abstimmung einer gemeinsamen Strategie zur eigenen EEG-Szenarienplanung

und Netzausbauplanung sowie deren Kommunikation und Vertretung gegenüber der

Öffentlichkeit und dem Übertragungsnetzbetreiber der Regelzone Ost (50Hertz

Transmission GmbH),

• eine umfangreiche Bestandsaufnahme der „Ist-Netze“ mit Veröffentlichung von

aktuell fehlenden Kapazitäten (Engpassgebieten) für den Anschluss von

Erzeugungsanlagen und Speichern,

3

• eine vergleichbare Ergebnisdarstellung der Verstärkungen, Erweiterungen oder neu

zu errichtenden Netzverknüpfungspunkte (Umspannwerke) zwischen Verteilnetz und

Übertragungsnetz, sowie der Bezifferung des auszubauenden oder zu verstärkenden

110-kV-Leitungsnetzes,

• ein Kompetenz- und Erfahrungsaustausch der Flächennetzbetreiber Ost zu wichtigen

Fragestellungen, wie Ausbauplanungsprämissen, Szenarienverarbeitung, Trassen-

und Leitungsgenehmigungsstrategien und Planungsstrategien etc.,

• eine weiter verbesserte Zusammenarbeit der Netzbetreiber hinsichtlich eines

volkswirtschaftlich optimierten und gemeinsam abgestimmten Netzausbaus an den

jeweiligen Grenzen der Flächennetzbetreiber untereinander (Vermeidung von

Doppelstrukturen),

• eine Vorlage einer sehr praktikablen Musterlösung eines 110-kV-Netzausbauplanes

im Sinne des § 14 EnWG und

• eine Positionierung zu wichtigen Fragen des zukünftigen Netz- und Systembetriebs

unter Beachtung der erweiterten und zusätzlichen Aufgaben der 110-kV-

Flächennetzbetreiber

Durch eine synchrone Formulierung von Szenarien, Treibern und Prämissen unserer

Netzausbauplanung, eine adäquate Visualisierung der zu verstärkenden oder neu zu

errichtenden Umspannwerke sowie durch eine Angabe der neu zu errichtenden oder zu

verstärkenden 110-kV-Leitungstrassen soll somit ein hohes Maß an Transparenz,

Nachvollziehbarkeit und Akzeptanz erreicht werden.

4

2 Zusammenfassung

Der Ausbaubedarf durch die Integration vorhandener und weiter hinzukommender

dezentraler Erzeugungsanlagen ist bestimmend für die Netzinvestitionen der

Flächennetzbetreiber Ost. Charakteristisch für die Gebiete der Hochspannungsnetze in

Ostdeutschland ist der weit überwiegende Anschluss der Erzeugungsanlagen in Form großer

Anlagenparks an die 110-kV-Netzebene. Hier fällt demzufolge der größte Teil der

Investitionen an. In den Schwerpunktregionen, die durch besonders geringe

Bezugslastdichte und einen überproportionalen Zubau von Erzeugungsanlagen geprägt sind,

müssen neue 110-kV-Netze errichtet bzw. vorhandene Netze massiv verstärkt werden. Vor

diesem Hintergrund wurde der gemeinsame Netzausbauplan der 110-kV-

Flächennetzbetreiber Ost erarbeitet.

Alleinstellungsmerkmal der Flächennetzbetreiber ist die 110-kV-Netzebene und damit auch

die Schnittstelle zum Übertragungsnetz. In der betrachteten Netzregion müssen seit 2013

insgesamt 19 Netzverknüpfungspunkte neu errichtet und 23 Netzverknüpfungspunkte

verstärkt werden. Diese Netzverknüpfungspunkte sind das zentrale Element für den Ausbau

der unterlagerten Netzebenen. Diese Schnittstelle bestimmt die Ausbaugeschwindigkeit, die

Netzstruktur und die Netzlängen und ist damit ein wesentliches Strukturelement.

Die im Dokument enthaltenen Netzverknüpfungspunkte sind mit der 50Hertz Transmission

GmbH (50Hertz) abgestimmt. Eine verbindliche Aufnahme in den Netzentwicklungsplan der

Übertragungsnetzbetreiber für alle in Planung befindlichen Übergabepunkte muss erfolgen.

Durch den Zubau dezentraler Erzeugungsanlagen sind im Vergleich zu Verteilnetzbetreibern

außerhalb der Netzgebiete der Flächennetzbetreiber Ost nach wie vor überproportionale

Investitionen notwendig. Die Ergebnisse des NAP 2015 zeigen, dass trotz verringerter

prognostizierter Einspeiseleistung und Berücksichtigung des NOVA-Prinzips und der

Anwendung hier genannter innovativer Planungs- und Betriebsgrundsätze ein sehr

erheblicher Netzausbau in der HS-Netzebene nach wie vor notwendig ist.

Im Zuge der Energiewende werden 110-kV-Flächennetzbetreiber in Zusammenarbeit mit den

Übertragungsnetzbetreibern eine weiter zunehmende Rolle auch für die Systemstabilität

haben.

5

Sie sind die Schnittstelle zwischen Übertragungsnetzbetreiber und Erzeugungsanlagen in

der Fläche. Die Themen dazu sind in gemeinsamer Arbeit der Flächennetzbetreiber Ost und

50Hertz im sogenannten „10-Punkte-Programm“ [7] adressiert und beinhalten die Aufgaben

Frequenzhaltung, Spannungshaltung, Versorgungswiederaufbau und Netzengpassmanage-

ment.

Alle diese Themen müssen bei der Netzausbauplanung Berücksichtigung finden. Ein

abgestimmtes Vorgehen zwischen den Netzbetreibern ist notwendig. Der gemeinsame

Netzausbauplan 2015 der 110-kV-Flächennetzbetreiber Ost leistet dazu einen wichtigen

Beitrag.

6

3 Netzaufgabe der Verteilnetzbetreiber -Szenariengestaltung

Für die Erarbeitung und Plausibilisierung einer abgestimmten Netzausbauplanung ist es

notwendig, für die betrachteten Zeiträume Szenarien für die Entwicklung von maximaler und

minimaler Netzlast und der jeweils angeschlossenen Erzeugungsleistung als wesentliche

bestimmende Planungskriterien zu definieren. Im Rahmen der Erarbeitung der vorliegenden

Netzausbauplanung wurden die folgenden Szenarien gemeinsam untersucht, verglichen und

definiert:

Szenarien für die Entwicklung der Last:

• eigene Prognosen der jeweiligen Verteilnetzbetreiber (VNB) auf Basis regionaler

demografischer und wirtschaftlicher Entwicklungen.

Szenarien für die Entwicklung der Erzeugungsanlagen:

• Szenarien A, B, und C des Netzentwicklungsplans der Übertragungsnetzbetreiber

(ÜNB), Prognosen zur Entwicklung der Erzeugungsanlagen der einzelnen

Bundesländer und die Ausweisung der Windeignungsflächen durch die regionalen

Planungsverbände/ -gemeinschaften.

• eigene Untersuchungen und Prognosen zur weiteren Entwicklung der

Erzeugungsanlagen der jeweiligen VNB.

• Einbeziehung der EEG-Novelle 2014 und deren Auswirkungen auf den Zubau der

relevanten Energieträger Wind, Photovoltaik und Biomasse.

Die Nicht-EEG-Erzeugungsanlagen werden nach technischer Abschätzung des jeweiligen

VNB und auf Basis der heute angeschlossenen und eingespeisten Leistungen in der

Netzausbauplanung zugrunde gelegt, wobei bekannte Entwicklungen zur zukünftig

geplanten Fahrweise einbezogen worden sind.

Auf Basis der Last- und Erzeugungsszenarien gibt es aus Sicht der Kombinatorik und unter

der Annahme der planerischen Berücksichtigung von Extremwerten vier mögliche Szenarien:

• „Starklast mit maximaler Erzeugung“,

• „Starklast ohne Erzeugung“,

7

• „Schwachlast mit maximaler Erzeugung“,

• „Schwachlast ohne Erzeugung“.

Von diesen vier möglichen „Worst-Case-Szenarien“, zwischen denen sich alle denkbaren

Netzzustände bewegen, sind erfahrungsgemäß zwei Szenarien für die Netzausbauplanung

im Hochspannungsnetz besonders auslegungsrelevant:

• „Starklast ohne Erzeugung“ („Starklastfall“),

• „Schwachlast mit maximaler Erzeugung“ („Erzeugungsfall“).

In ländlichen Netzregionen mit bereits sehr hoher installierter Einspeiseleistung und

gleichzeitig sehr geringer Lastabnahme stellt der Erzeugungsfall bei Netzausbau und

Netzdimensionierung die auslegungsrelevante Größe dar.

In verdichteten, städtischen Strukturen mit hoher Netzlast und wenig Flächenpotenzial für

den Auf- und Ausbau von EEG-Erzeugungsanlagen dominiert dagegen der Starklastfall.

Auf dieser Basis wird für den vorliegenden Netzausbauplan 2015 das nach Einschätzung der

beteiligten Netzbetreiber für die aktuelle Mittel- und Langfristplanung der Netzinvestitionen

zugrunde zu legende Leitszenario mit Betrachtungsfokus 2025 verwendet (zehnjähriger

Betrachtungszeitraum). Dieser soll dann in 2017 in Analogie zur Fortschreibung der ÜNB-

Netzentwicklungsplanung weiter fortgeschrieben und ggf. aktualisiert und präzisiert werden.

Für perspektivische Betrachtungen werden darüber hinaus in Einzelfällen die nach o. g.

Methodik prognostizierten Entwicklungen bis 2035 zugrunde gelegt.

3.1 Szenarien für die Entwicklung der Last

Für die Entwicklung der Last verwenden die VNB jeweils ihre eigenen, im Regelfall sich auf

die heute vorhandene Netzlast stützende Prognose.

Dabei wird für die Erstellung des NAP 2015 in Anlehnung an die DENA-Verteilnetzstudie [1]

im Regelfall von einer konstanten Lastsituation oder bereits von einer sinkenden Last

(insbesondere in ländlich geprägten Regionen mit negativer demografischer Entwicklung)

8

ausgegangen. In Gebieten mit prognostiziert gleichem Lastbedarf wird erwartet, dass

Effizienzsteigerungen zumindest teilweise durch neue elektrische Anwendungen wie

Wärmepumpen und Elektrofahrzeuge kompensiert werden.

In Anlehnung an die DENA-Verteilnetzstudie [1] bleibt innerhalb der Erarbeitung des NAP

2015 der entlastend für die Belastung des HS-Netzes wirkende Einsatz von Speichern

unberücksichtigt.

3.2 Szenarien für die Entwicklung der Einspeisung

3.2.1 Szenarien des Netzentwicklungsplanes

Im Rahmen der jährlichen Erstellung des Netzentwicklungsplanes (NEP) der deutschen

Übertragungsnetzbetreiber werden Szenarien für die Entwicklung der installierten Leistungen

der EEG-Erzeugungsanlagen von den Übertragungsnetzbetreibern erstellt und von der

Bundesnetzagentur bestätigt. Die Szenarien spannen einen Szenariorahmen auf, der im

NEP 2014 folgendermaßen definiert ist, vgl. [3]:

• Szenario A – untere Grenze des erwarteten Zubaus an EEG-Anlagen,

• Szenario B – Leitszenario, höherer Zubau an EEG-Anlagen, Anstieg der Erzeugung

in Gaskraftwerken,

• Szenario C – besonders hoher Zubau an EEG-Anlagen, Bezugnahme zu regionalen

Entwicklungsprognosen und Zielen der Bundesländer.

Die Prognosen der Szenarien bis zum Jahr 2024 für das Gebiet der neuen Bundesländer

entsprechen dem Entwurf des Netzentwicklungsplans 2014 sind in Abbildung 1 vergleichend

mit den anderen Szenarien dargestellt.

Das Szenario der ARGE FNB liegt zwischen dem Leitszenario B und dem Szenario C des

NEP 2014 und wurde nur für die 110-kV-Flächennetzbetreiber der Regelzone 50Hertz

angesetzt.

9

Abbildung 1: Prognose der EEG-Erzeugungsleistung für die neuen Bundesländer gem. NEP 2014

Es wird weiterhin angenommen, dass Kraftwerke auf der Basis fossiler Energieträger als

große Erzeugungseinheiten am Übertragungsnetz angeschlossen sind und damit keinen

Einfluss auf den Ausbaubedarf der Verteilnetze haben.

Der NAP 2015 bringt die zwischen FNB und Länderregierungen spezifisch abgestimmten

Ausbauziele zum Ansatz. Dabei handelt es sich im Regelfall um das Leitszenario B. In

Einzelfällen kommt auch das Szenario C zum Ansatz, wenn die Planungen der

Bundesländer vom Leitszenario deutlich abweichen.

Gegenüber dem NAP 2013 mit einer prognostizierten Gesamteinspeiseleistung von 44.300

MW für 2023 ergibt sich im NAP 2015 nun für 2025 im Szenario der ARGE der

Flächennetzbetreiber Ost eine Gesamteinspeiseleistung von rund 38.800 MW (vgl.

Abbildung 1).

10

3.2.2 Prognosen der einzelnen Bundesländer

Zusätzlich zu den Szenarien, die von den Übertragungsnetzbetreibern im Rahmen der

Erstellung des Netzentwicklungsplanes entwickelt werden, gibt es in den einzelnen

Bundesländern ebenfalls Prognosen über den Ausbau der EEG-Einspeisungen. Die

Flächennetzbetreiber wirkten und wirken hier aktiv auf eine Angleichung der Prognosen der

Bundesländer, der Prognosen der ÜNB im Rahmen der Entwicklung des NEP 2014 und der

eigenen detaillierten und regional untersetzten Prognosen hin.

3.2.3 Prognose für Erstellung des NAP 2015

In Anlehnung an die Untersuchungen der DENA-Verteilnetzstudie [1] wurde für den NAP

2015 das Szenario B2024 des Netzentwicklungsplans 2014 [3] als Leitszenario für die

Definition des Szenarios der ARGE der FNB Ost bestimmt (vgl. Kapitel 3.2.1 NEP 2014), da

die jeweiligen Prognosen der beteiligten Partner augenscheinlich mehr Übereinstimmungen

aufwiesen.

Abhängig von der tatsächlichen Entwicklung der Einspeiseleistungen können sich deutliche

Änderungen im tatsächlich auftretenden Netzausbaubedarf ergeben.

In der Szenarienbetrachtung werden für ausgedehnte Gebiete (regionale Netzgebiete,

Bundesländer) Summenwerte für die erwartete Entwicklung der Einspeiseleistung

prognostiziert und mit den bisherigen Entwicklungen plausibilisiert.

Hierbei ist zu erwarten, dass der Ausbau von EEG-Erzeugungsanlagen, insbesondere

Windenergieanlagen in den ausgewiesenen Windeignungsflächen und durch Repowering,

erfolgen und weiter bevorzugt schwach besiedelte Gebiete berühren wird.

11

Tabelle 2 zeigt abschließend die wichtigsten Kennzahlen zum Leitszenario des NAP 2015 für

das Jahr 2025.

Avacon/HSN

(nur Regelzone 50Hertz)

E.DIS ENSO NETZ MITNETZ STROM

TEN Thüringer Energie-

netze

Summe

Starklast* 840 2.400 1.300 3.400 1.760 219 9.919

Schwachlast* 340 950 550 1.300 624 77 3.841

max.Bezug ****

680 1.7701.100

2977 1.700 228***

8.455

max. Rück-speisung****

3.700 14.170200

10.500 3.500 1.213***

33.283

Wind** 3.300 9.700500

8.750 2.5002.372

23.822

PV** 600 4.550800

3.472 1.530685

11.037

Biomasse** 200 67070

492 410122

1.764

Sonstige Erzeugung**

410 1.149 410 104 400 4 2.067

Summe der instal-lierten Erzeugungs-leistung

4.510 16.149 1.780 12.817 4.840 3.183 38.769

Leistung in MW - Istwerte in 2014

Prognose aller dezentrale Erzeugungsanlagen 2025

Prognose für Bezug und Einspeisung 2025

WEMAG-NETZ

Tabelle 2: Wesentliche Kenngrößen zur Untersetzung der Szenarien für NAP 2015

* - max. Lastabnahme nach StromNZV §17 ** - Summe der installierten Leistung *** - hier ist ein vertikaler Austausch an gemeinsamen Übergabestellen mit der E.DIS berücksichtigt **** - von/an Übertragungsnetzbetreiber

Auf Basis der Novellierung des EEG in 2014 wurde die Prognose der erwarteten installierten

Leistung aus erneuerbaren und sonstigen Energien für die 10-Jahressicht von jedem Partner

angepasst. Das Ergebnis ist eine „verringerte“ Gesamtleistung in 2025 – wesentlich

herrührend aus dem nun vermindert prognostiziertem Zubau von PV-Freiflächenanlagen

größer 10 MW.

12

4 Vorgehensweise

Die BMWi Studie „Moderne Verteilernetze für Deutschland“ (Verteilernetzstudie) [2]

untersuchte den Netzausbaubedarf und die Verteilung in den Netzebenen und Regionen.

Darüber hinaus wurden die Strategien des Netzausbaus unter Berücksichtigung von

intelligenten Netztechnologien untersucht.

Die Ergebnisse der BMWi-Verteilernetzstudie [2] zeigen ebenso wie die DENA-

Verteilnetzstudie [1] bereits treffend den erheblichen Ausbaubedarf in den deutschen

Verteilnetzen, welcher aus exemplarisch signifikanten Untersuchungsregionen extrapoliert

wurde. Dabei wurden die Szenarien aus dem ÜNB-Netzentwicklungsplan 2012 sowie den

entsprechenden Energiekonzepten der Bundesländer der Untersuchungsregionen im

Prognosezeitraum bis 2030 zugrunde gelegt.

Die DENA-Verteilnetzstudie [1] führt zudem aus, dass speziell in den nicht untersuchten

Regionen die dorthin in Analogie formulierten Ergebnisaussagen durch jeweils eigene

Untersuchungen der dortigen Netzbetreiber zu evaluieren sind.

Die Aktivitäten des vorliegenden Netzausbauplanes ordnen sich in diese Vorgehensweise

folgerichtig ein, wobei in Weiterführung der Ergebnisaussage der DENA-Verteilnetzstudie [1]

die folgenden Prämissen umgesetzt werden:

• Berücksichtigung der mit den jeweiligen Netzbetreibern im weiteren Planungsprozess

abgestimmten EEG-Szenarien der jeweiligen Bundesländer (vgl. Abschnitt 3.2.2),

• Berücksichtigung vorliegender Erkenntnisse und Szenarien zur Lastentwicklung u.a. der

Industrielasten im gewerblichen Bereich und des demografischen Wandels im

Privathaushaltsbereich gemäß Abschnitt 3,

• planerische Berücksichtigung der in der DENA-Verteilnetzstudie aufgeführten

Optimierungspotenziale im 110-kV-Netz, so z.B. die Berücksichtigung von

Mehrfachbündelleitern (vgl. Abschnitt 5).

13

Weiterhin wurden die Ergebnisse insbesondere folgender Studien zum Netzausbau in den

jeweiligen Bundesländern plausibilisiert und entsprechend inhaltlich im vorliegenden

gemeinsamen Netzausbauplan berücksichtigt:

• „Thüringer Bestands- und Potenzialatlas für erneuerbare Energien“, Studie im

Auftrag des Thüringer Ministeriums für Wirtschaft, Arbeit und Technologie (2012)

• „Studie zur Netzintegration der Erneuerbaren Energien im Land Brandenburg“,

Netzstudie Brandenburg Stand: Juli 2011,

• „Netzstudie MV -2012: Netzintegration der erneuerbaren Energien im Land

Mecklenburg-Vorpommern“; Studie im Auftrag des Ministeriums für Energie,

Infrastruktur und Landesentwicklung des Landes Mecklenburg-Vorpommern,

• „Energie- und Klimaprogramm Sachsen 2012“ (12.03.2013),

• „Energiekonzept 2030 der Landesregierung Sachsen-Anhalt“ im Auftrag des

Ministeriums für Wissenschaft und Wirtschaft Stand: April 2014.

Erstmalig haben die FNB Ost auch eine Abstimmung ihrer Netzausbaupläne mit den

Netzausbauplänen der DB Netze vorgenommen um für gleiche oder ähnliche

Trassenanforderungen eine gemeinsame technisch und wirtschaftlich optimierte

Lösungsfindung vorzunehmen. Der NAP 2015 ist deshalb mit den Netzausbauplänen der DB

Netze abgestimmt.

14

5 Angewendete Grundsätze zur Netzplanung

5.1 Das NOVA-Prinzip

Die Netzplanung, insbesondere zur Integration von Erzeugungsanlagen in die Verteilnetze,

erfolgt auf Basis von Modellen und deren Berechnung mittels softwarebasierter

Planungswerkzeuge. Dabei ist es stetes Ziel, die Modelle immer weiter zu verfeinern, um ein

möglichst genaues Abbild der Realität zu erhalten und somit Sicherheitsreserven immer

weiter zu reduzieren. Eine Maßnahme in diesem Sinne ist zum Beispiel die Berücksichtigung

von Gleichzeitigkeiten.

Wird auf Basis der Planungsergebnisse oder aus dem Betrieb der Netze heraus ein

Handlungsbedarf festgestellt, wird nach dem sogenannten NOVA-Prinzip verfahren. Dies

bedeutet NetzOptimierung vor NetzVerstärkung vor NetzAusbau. Neben der reinen

technischen Abwägung werden die jeweiligen gesetzlichen und regulatorischen

Rahmenbedingungen sowie die Wirtschaftlichkeit der Maßnahmen in die Entscheidungs-

findung einbezogen.

Typische Maßnahmen sind:

NetzOptimierung:

• Schaltzustandsoptimierung

• Freileitungsmonitoring

• Auslastungsmonitoring

NetzVerstärkung:

• Bodenabstandserhöhungen von Freileitungen

• Um-/ Zubeseilung

• Hochtemperaturleiter, TAL bzw. HTLS

NetzAusbau:

• Neubau bzw. Ersatzneubau von Leitungen

• Neubau ggf. mit Bündelleitern oder als Verkabelung

• Bau sogenannter „separater Netze“ (vgl. Abschnitt 5.7)

Die Flächennetzbetreiber Ost wenden bei ihrer Netzplanung für die Erstellung dieses

Netzausbauplanes das NOVA-Prinzip vollständig an. Alle nachfolgend aufgezeigten

Netzausbauerfordernisse sind also notwendig, weil die Mittel der Netzoptimierung und der

15

Netzverstärkung bereits vollständig angewendet wurden oder für die prognostizierten

Belastungen nicht ausreichend sind.

5.2 Wirkleistungsabregelung – Spitzenkappung

5.2.1 Grundsätze zur Spitzenkappung

Photovoltaikanlagen und Windkraftanlagen erzeugen elektrische Energie entsprechend des

Dargebotes von Sonne und Wind. Da diese sehr stark schwanken, ergibt sich auch eine

fluktuierende Einspeisung mit langen Phasen, in denen nur wenig Leistung eingespeist wird

und nur kurzen Phasen mit Einspeisung der installierten Leistung oder eines hohen Anteils

davon. Beispielhaft ist der Einspeisegang einer Photovoltaikanlage im Jahr 2013 in das Netz

eines Flächennetzbetreibers in Abbildung 2 dargestellt. Wird die maximale Einspeiseleistung

der Anlage begrenzt, so wird nur wenig Leistung und dies für kurze Zeit nicht genutzt. Im

Beispiel beträgt die nicht nutzbare Energie bei einer Begrenzung auf 70% der installierten

Leistung nur 3%.

0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 8760

0

0.1

0.2

0.3

0.4

0.5

0.6

0.7

0.8

0.9

1

Stunde im Jahr

Beispiel für Jahresganglinie einer PV-Anlage

Begrenzung

Einspeiseleistung auf 70 %

der installierten Leistung

nicht nutzbare

Energie (2,9 %)

trotz Begrenzung

nutzbare Energie

(97,1 %)

Abbildung 2: Beispiel für einen Einspeisegang einer PV-Anlage mit Begrenzung der einspeisbaren Leistung

Da gegenwärtig die Netze so ausgebaut werden müssen, dass die gesamte erzeugte

Leistung der Einspeiser zu jeder Zeit aufgenommen werden kann, führt dies dazu, dass

teilweise aufwändige Netzausbaumaßnahmen notwendig sind, um nur wenig zusätzliche

16

Energie in das Netz aufnehmen zu können bzw. dass Anlagen ihre installierte Leistung auf

niedrigere Werte begrenzen müssen, um theoretische Überlastungen im vorgelagerten Netz

zu vermeiden.

Beides kann durch eine „Spitzenkappung“ (vgl. [9]) möglicherweise vermieden oder

zumindest reduziert werden.

Im Zuge deterministischer Netzplanungen, wie sie bis einschließlich Hochspannungsnetz

üblich sind, sind die jeweiligen Leistungsspitzen als Basis für die Auslegung des Netzes

erforderlich. In bisherigen Definitionen zur Spitzenkappung wird ausschließlich auf eine

abregelbare Energiemenge (elektrische Arbeit) abgehoben. Es gibt aber keine eindeutige

Umrechnung zwischen beiden Größen, da diese von den Standorten, Anlagentypen und

Wetterbedingungen abhängen (vgl. Abbildung 3). Zumindest ein gesichertes und auch

anerkanntes Verfahren für eine pauschale Umrechnung ist für den Planungsprozess als

Minimalforderung zwingend notwendig, um z.B. das technisch einfachste Verfahren – die

sogenannte „fixe, pauschale Kappung“ – einführen zu können.

Abbildung 3: Überlagerung von Dauerganglinien von Erzeugungsanlagen

Gemäß Abbildung 2 ergibt sich für eine fixe, pauschale Kappung aller Einspeiser auf 70 %

der installierten Leistung (d.h. verlorene Energie ca. 3 %), bei einer einfachen technischen

Umsetzung als Folge, dass sich Einspeiser, die gegenwärtig ihre gesamte Energie

17

einspeisen können bzw. sich an günstigen Punkten im Netz anschließen, unnötig begrenzt

werden.

Hingegen erfolgt eine „gezielte“ Kappung einzelner Einspeiser je nach Bedarf, maximal so,

dass 3 % der erzeugbaren Energie nicht abgenommen wird. Diese Variante bringt eine

Begrenzung von Anlagen nur dort, wo eine Begrenzung aus technischen Gründen

tatsächlich notwendig ist. Die Schwierigkeit liegt jedoch in der netzplanerische Handhabung

und des realen Betriebes in vermaschten und insgesamt komplexeren Netzen mit

gegenseitiger Beeinflussung der Anlagen.

Grundsätzlich kann neben den Vorgaben aus [9] hinaus die Spitzenkappung auch

anlagenseitig umgesetzt werden (z.B. durch Einsatz sogenannter Schwachwindanlagen,

eine pauschale Kappung auf 70 % (wie derzeit z.B. in der NS-Netzebene praktiziert), oder

eine Abregelung der Leistung nach Spannungssituation im Netz). Eine anlagenseitige

Umsetzung der Spitzenkappung wäre damit nicht nur verursachergerecht umgesetzt, es

würden auch weitere Aufwendungen für komplexe Prozesse zwischen Betreibern von EE-

Anlagen und Netzbetreibern vermieden.

5.2.2 Berücksichtigung der Spitzenkappung im NAP

Der vorliegende Netzausbauplan und die darin ausgewiesenen Netzausbauerfordernisse

berücksichtigen die Effekte der sog. Spitzenkappung gemäß aktueller Vorgaben aus [9]

nicht, da dazu bisher keine gesetzliche Grundlage vorliegt und detaillierte Grundsätze zur

Umsetzung noch nicht definiert sind.

Trotzdem wurden im Zuge der Erarbeitung des NAP 2015 umfangreiche Untersuchungen zu

entsprechenden Effekten in verschiedenen HS-Netzen der beteiligten Netzbetreiber

durchgeführt. Sie bilden die Grundlage der folgenden Positionierung.

Bei den Untersuchungen wurde eine unter Punkt 5.2.1 benannte „gezielte“ Spitzenkappung

in den vermascht betriebenen HS-Netzen vorgenommen und die Effekte auf die dann noch

notwendigen Netzausbaumaßnahmen bewertet. Gemäß Abbildung 4 zeigen sich bei den

Ergebnissen bezogen auf die ursprünglich ohne Vollzug der Spitzenkappung identifizierten

Netzausbaumaßnahmen generell 4 unterschiedliche Optionen:

1. Bestätigung der Maßnahme

2. Zeitliche Verschiebung der Maßnahme nach hinten

3. Verringerung des Umfangs der Maßnahme

4. Entfall der Maßnahme

18

Abbildung 4::Beispiel einer Wirkung der Spitzenkappung auf Maßnahmen zum Netzausbau

Im Ergebnis der durchgeführten Untersuchungen kann repräsentativ für die HS-Netze der

FNB Ost zusammengefasst werden, dass Spitzenkappung genau dann Netzausbau

vermeiden kann, wenn der auslösende Zubau von Erzeugungsanlagen aus erneuerbaren

Quellen zumindest lokal/regional in einen zeitweiligen oder dauerhaften „Eingeschwungenen

Zustand“ (moderater EE-Zuwachs) übergeht (siehe Abbildung 5).

Entsprechend dem heutigen, in § 3 EEG 2014 dokumentierten politischen Willen ist jedoch

ein weiterer Zubau von Erzeugungsanlagen aus Erneuerbaren Energien bis voraussichtlich

2050 geplant. Die Situation hinsichtlich des Zubaus von Erzeugungsanlagen ist in den

einzelnen Netzgebieten unterschiedlich, weshalb generell eine differenzierte Betrachtung

notwendig ist. Wie bereits im NAP 2013 dargestellt, sind eine Vielzahl der identifizierten

Ausbaumaßnahmen bereits rückwirkend notwendig gewesen, da die FNB Ost nicht

zeitgleich ihre HS-Netze mit den angeschlossenen Erzeugungsanlagen ausbauen konnten.

Im Ergebnis bleibt deshalb festzuhalten, dass sich hinsichtlich einer Reduzierung von

Netzausbaumaßnahmen kurz- bis mittelfristig keine oder nur sehr geringe Einsparungen

erzielen lassen, wohingegen langfristig sehr wohl Effekte zu erwarten sind.

2020 203020252015

UW 1

UW 5

Leitung 1

UW 4

UW 3

UW 2

Leitung 2

Leitung 3

Leitung 4

Leitung 5

Leitung 6

Leitung 7� - bestätigt

X - entfallen

O - niedriger dimensioniert

� - verschoben

�

�

�

�

�

�

O

UW 6

UW 7

Leitung 9

Leitung 8

X

�

�

�

�

�

�

�

UW 8 X

Leitung 11

Leitung 9

Leitung 10 X

Leitung 12 X

�

19

Abbildung 5: Annahme der zeitlichen Entwicklung des Zubaus von Erzeugungsanlagen aus Erneuerbaren

Energien für HS-Netzgebiete der FNB Ost

5.2.3 Weitere Aspekte der praktischen Ausgestaltung der Spitzen-kappung

Gemäß den unter 5.2.1 definierten beiden grundsätzlichen Verfahren zur Spitzenkappung

sprechen sich die Netzbetreiber der ARGE Ost für eine „gezielte Kappung“ aus, da dadurch

insgesamt weniger Energie abgeregelt werden muss. Auf Grund der in den HS-Netzen auch

aus weiteren Gründen aufzubauenden Kommunikationsinfrastruktur kann dieses netz- und

betriebsseitig kompliziertere Verfahren umgesetzt werden.

Es ist allerdings zu beachten, dass durch die Spitzenkappung der Betrieb der HS-Netze

komplexer und damit fehleranfälliger wird. Kommunikationsnetze sind bisher deutlich

unzuverlässiger als Energienetze. Die Netzstabilität in der Energieversorgung ist immer dann

am größten, wenn möglichst wenige Störgrößen auf das komplexe System einwirken. Eine

zwingende Abhängigkeit der Energieversorgung zu Kommunikationsnetzen ist zu vermeiden.

Die möglichen Effekte von Netzstörungen können damit deutlich teurer sein als heute.

Deshalb sind vor Einführung der Spitzenkappung zwingend weitere Untersuchungen mit

Fokus auf die Hochspannungsnetze nötig.

20

Wesentlich für die praktische Umsetzung und deren netzplanerische Berücksichtigung ist die

Klärung des jeweiligen Anspruchs der maximal abregelbaren Energie bei netzbetreiber- bzw.

netzebenenübergreifenden Sensitivitäten auf Netzengpässe.

5.2.4 Fazit und wirtschaftliche Bewertung

Die Flächennetzbetreiber der ARGE Ost begrüßt das Instrument der Spitzenkappung als

technisch und wirtschaftlich sinnvoll.

Bei der detaillierten Bewertung der wirtschaftlichen Effekte der Spitzenkappung sind sowohl

die eingesparten bzw. verschobenen Investitionskosten als auch die dauerhaft laufenden

Kosten für die Entschädigung der abgeregelten Energie und die Kosten für die notwendige

Kommunikation (Investition in Kommunikationsinfrastruktur, Datenübertragung, Messtechnik,

Abrechnungsprozesse, Schätzung der nicht eingespeisten Energie, Transaktionskosten etc.)

zu berücksichtigen, woraus sich für verschiedene Netz- und Einspeisesituationen

unterschiedliche wirtschaftliche Effekte ergeben können. Den vermiedenen

Netzausbaukosten stehen im Gegenzug zusätzliche Kosten der Abregelung bzw. die

Betriebskosten zur Abwicklung der Spitzenkappung entgegen.

Aus Sicht der FNB der ARGE Ost ist bei Einführung einer Spitzenkappung zwingend zu

fordern, dass der Netzbetreiber auf Grundlage seiner spezifischen Netzsituation, der

anwendbaren Technologien etc. frei sein muss, zu entscheiden ob bzw. auf welche Art er

Spitzenkappung sinnvoll einsetzt.

Die Planungsmethode „Spitzenkappung“ bedarf für eine breite Anwendung wirtschaftlicher

Anreize für den Verteilnetzbetreiber.

Darüber hinaus ist zu konstatieren, dass aktuell aufgrund der enormen Zubauraten von EE-

Anlagen (Boom-Phase) und des nur langsam voranschreitenden Netzausbaus immer

häufiger die Notwendigkeit zur Durchführung von Maßnahmen des Einspeisemanagements

besteht. Daher ist es bis zum Erreichen eines eingeschwungenen Zustandes zwingend

erforderlich, die Vergütungen von Härtefallentschädigungen als dauerhaft nicht

beeinflussbare Kosten zu erhalten und den Zeitverzug von zwei Jahren zu beseitigen.

21

5.3 Gleichzeitigkeiten

Die zeitgleiche Einspeisung dezentraler Erzeugungsanlagen hat einen wesentlichen Einfluss

auf die benötigte Netzkapazität. Insbesondere das Verhalten der Windenergie- und

Photovoltaikanlagen muss aufgrund der direkten Wetterabhängigkeit für die

Netzausbauplanung bewertet werden. Es besteht Grund zu der Annahme, dass eine

Ausbauplanung basierend auf der installierten Leistung aller Erzeugungsanlagen aufgrund

der flächenmäßigen Ausdehnung der betrachteten Versorgungsgebiete zur

Überdimensionierung der 110-kV-Netze führen kann.

Als Ergebnis der Untersuchung werden sogenannte Gleichzeitigkeitsfaktoren ermittelt, die

als Maß für die zeitgleiche Einspeisung aus Windenergie- und Photovoltaikanlagen (PV)

jeweils untereinander als auch in deren Kombination dienen und bei der Erarbeitung des

NAP 2015 zur Anwendung kamen.

Zur Bestimmung der Gleichzeitigkeitsfaktoren wurden nachfolgende Regeln aufgestellt und

von den beteiligten Netzbetreibern einheitlich angewendet:

• Auswertung der Zeitreihen (Viertelstundenwerte) aller leistungsgemessenen

Erzeugungsanlagen vom Typ Wind und PV,

• Betrachtung des jeweiligen Versorgungsgebietes der Netzbetreiber, ggf. Unterteilung

in galvanisch getrennte HS-Netze,

• Auswertezeitraum ist mindestens ein vollständiges Kalenderjahr,

• Bezugsgröße ist jeweils die kumulierte installierte Leistung der Windenergie- bzw.

PV-Anlagen eines Netzgebietes,

• nur Berücksichtigung der Anlagen, für die ein vollständiger Datensatz im gesamten

Auswertezeitraum vorliegt � konstante Bezugsgröße gewährleisten.

Die grafische Auswertung der normierten Viertelstundenwerte ergibt für jedes Netzgebiet

eine Punktewolke, aus der die maximalen Gleichzeitigkeitsfaktoren für die Einspeisung aus

Windenergie- und Photovoltaikanlagen entnommen werden können. Abbildung 6

veranschaulicht das Ergebnis am Beispiel eines Flächennetzbetreibers.

In diesem Fall beträgt die maximal eingespeiste Leistung aus allen PV-Anlagen ca. 80 % der

installierten Modulleistung. Aus Windenergieanlagen werden maximal ca. 95 % der

installierten Leistung eingespeist. Für die kombinierte Einspeisung aus Windenergie- und

PV-Anlagen werden die maximalen Gleichzeitigkeitsfaktoren aus Abbildung 6 mit 0,9 für

22

Wind und 0,7 für PV bestimmt. Der Ausbauplanung des beispielhaft gewählten 110-kV-

Netzes werden somit 90 % der installierten Windleistung und 70 % der installierten PV-

Leistung als maximale Einspeiseleistung zugrunde gelegt.

Abbildung 6: Beispielhafte Bestimmung der Gleichzeitigkeitsfaktoren für Wind- und PV-Einspeisung

Die Gleichzeitigkeitsfaktoren liegen für die Flächennetzbetreiber der Regelzone 50Hertz in

der gleichen Größenordnung. Dennoch bestehen regionale Unterschiede. Insbesondere die

Flächenausdehnung der einzelnen Netzgebiete sowie die jeweils vorherrschenden

Windverhältnisse und die ggf. unterschiedliche Globalstrahlung haben maßgeblichen

Einfluss auf die Gleichzeitigkeitsfaktoren.

Dieser Zusammenhang wird durch den Vergleich mit Auswertungen über das gesamte

Höchstspannungsnetz (HöS-Netz) der Regelzone 50Hertz verdeutlicht, welches geringere

Werte im Vergleich zu den HS-Netzen aufweist. Für lokale Betrachtungen in den MS- und

NS-Netzebenen ist dagegen die volle installierte Einspeiseleistung für die Auslegung der

Netze relevant. In der nachfolgenden Tabelle 3 sind die ermittelten Gleichzeitigkeitsfaktoren

in Abhängigkeit der Spannungsebenen gegenübergestellt.

Energieträger HöS-Netz HS-Netz MS-Netz NS-Netz(50Hertz) (VNB) (VNB) (VNB)

Wind 0,65 - 0,8 0,7 - 1 1 1

Photovoltaik 0,25 - 0,5 0,5 - 0,95 1 1

Netzebene

Tabelle 3: Gleichzeitigkeitsfaktoren für kombinierte Wind- und PV-Einspeisung nach Netzebenen

Wind max. 0,9

PV max. 0,7

23

Im Rahmen der Netzausbauplanung werden die Szenarien mit maximaler Windeinspeisung,

maximaler PV-Einspeisung sowie kombinierter Wind- und PV-Einspeisung und anderenfalls

maximaler Last untersucht und somit die kritischsten Netzzustände ermittelt. Basierend auf

den Ergebnissen der Netzberechnung werden die notwendigen Ausbau- und

Verstärkungsmaßnahmen identifiziert.

Zusammenfassend lassen sich nachstehende Schlussfolgerungen ableiten:

• Die Abhängigkeit der Gleichzeitigkeit von der räumlichen Ausdehnung sowie von

regionalen Besonderheiten der Netzgebiete ist zu berücksichtigen:

- Planung der HS-Netze basiert auf relativ hohen Gleichzeitigkeitsfaktoren,

- Betrachtung der gesamten Regelzone liefert geringere Gleichzeitigkeiten,

- Auslegung der MS-und NS-Netze erfolgt ohne Berücksichtigung von

Gleichzeitigkeitsfaktoren.

• Folgende Szenarien sind für die HS-Netzplanung zu untersuchen:

- Szenario maximale Windeinspeisung,

- Szenario maximale PV-Einspeisung,

- Szenario kombinierte Wind- und PV-Einspeisung.

• Das Szenario mit höchster Netzbelastung ist relevant für Ausbauplanung.

Die Ergebnisse des NAP 2015 gelten nur für die hier betrachteten Netze mit hohem Anteil an

Wind- und PV-Einspeisung in der 110-kV-Netzebene.

5.4 Die geeigneten Spannungsebenen für den Anschluss von Erzeugungsanlagen

Der Anschluss vieler dezentraler Erzeugungsanlagen auf Basis des EEG-/KWK-Gesetzes

erfordert intensive Veränderungen des auf zentralen Erzeugerstrukturen basierenden Netz-

betriebs. Die Auslastung der Betriebsmittel bis auf und über ihre physikalischen Grenzen

kann zur Gefährdung der Versorgungssicherheit führen.

Der Netzbetreiber ist gemäß §§ 2 Abs. 1 i. V. m. 1 Abs. 1 EnWG zu einer möglichst sicheren,

preisgünstigen, verbraucherfreundlichen, effizienten und umweltverträglichen

leitungsgebundenen Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität, die zunehmend auf

erneuerbaren Energien beruht, verpflichtet.

24

§ 8 Abs. 1 EEG 2014 sagt aus: „Netzbetreiber müssen Anlagen zur Erzeugung von Strom

aus erneuerbaren Energien und aus Grubengas unverzüglich vorrangig an der Stelle an ihr

Netz anschließen, die im Hinblick auf die Spannungsebene geeignet ist und die in Luftlinie

kürzeste Entfernung zum Standort der Anlage aufweist, wenn nicht dieses oder ein anderes

Netz einen technisch und wirtschaftlich günstigeren Verknüpfungspunkt aufweist; bei der

Prüfung des wirtschaftlich günstigeren Verknüpfungspunkts sind die unmittelbar durch den

Netzanschluss entstehenden Kosten zu berücksichtigen. Bei einer oder mehreren Anlagen

mit einer installierten Leistung von insgesamt höchstens 30 Kilowatt, die sich auf einem

Grundstück mit bereits bestehendem Netzanschluss befinden, gilt der Verknüpfungspunkt

des Grundstücks mit dem Netz als günstigster Verknüpfungspunkt.“

Damit die zunehmend dezentral erzeugte Leistung störungsfrei und effizient ins Stromnetz

eingespeist werden kann, sind technische Regeln nötig. Folgende Regelwerke sind hierbei

maßgeblich und aktueller Stand der Technik:

Netzebene Regelwerk

NSVDE AR-N 4105 „Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz, Technische Mindestanforderungen für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz"

MSBDEW MS-RL „Richtlinie für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz"

HS

VDE-AR-N 4120:2015-01„Technische Bedingungen für den Anschluss und Betrieb von Kundenanlagen an das Hochspannungsnetz (TAB Hochspannung)“ Mit der Inkraftsetzung der „TAB Hochspannung“ wird der Transmission Code 2007 sowie der VDN-Leitfaden „EEG-Anlagen am Hoch- und Höchstspannungsnetz“ für 110-kV-Netzanschlüsse außer Kraft gesetzt. Die TAB enthält jedoch Übergangsfristen, in denen nach den bisherigen Anschlussrichtlinien verfahren werden kann.

Tabelle 4: Technische Regeln zur Ermittlung der geeigneten Spannungsebene

Geeignete Spannungsebene

Darüber hinaus gilt allgemein die DIN EN 50160 „Merkmale der Spannung in öffentlichen

Elektrizitätzsversorgungsnetzen“. Für Erzeugungsanlagen größer 30 Kilowatt ist die

geeignete Spannungsebene im EEG nicht eindeutig definiert und soll damit durch den

Netzbetreiber ermittelt werden.

25

Durch die Netzverträglichkeitsprüfung ermittelt der Netzbetreiber den technisch geeigneten

und wirtschaftlich günstigsten Verknüpfungspunkt.

Bei der Netzverträglichkeitsprüfung wird insbesondere die Einhaltung wesentlicher

technischer Parameter untersucht, um die Anlage dauerhaft am Netz der öffentlichen

Versorgung betreiben zu können. Vor allem die thermische Strombelastbarkeit der

Netzbetriebsmittel mit deren fest definierten physikalischen Grenzen stellt ein sehr wichtiges

Kriterium und einen Versorgungssicherheitsaspekt dar.

Unter der Berücksichtigung der oben genannten Prämissen und DENA-Verteilnetzstudie [1]

ergeben sich gemäß Tabelle 5 folgende geeignete Spannungsebenen gemäß

Leistungsbereiche.

Leistungsbereich [P in kW] Netzanschlusspunkt

P ≤ 30 Hausanschluss

30 < P ≤ 300 NS-Netz

300 < P ≤ 6000 MS-Netz (20 kV)

6000 < P ≤ 20000 UW (Umspannung MS/HS)

P > 20000 HS-Netz

Tabelle 5: Geeignete Spannungsebene zur Bestimmung des optimalen Netzverknüpfungspunktes

Die Leistungsbereiche sind von den örtlichen Gegebenheiten abhängig und können nach

Maßgabe des Netzbetreibers von den vorgegebenen Werten abweichen. Die Zuweisung des

technisch und wirtschaftlich geeigneten Netzverknüpfungspunktes für Erzeugungsanlagen

erfolgt grundsätzlich gemäß der individuellen Netzverträglichkeitsprüfung.

5.5 Einsatz neuer Technologien

Die mit fortschreitendem Anschluss dezentraler Erzeugungsanlagen zu bewältigende

Netzaufgabe des Betriebs der HS-Netze stellt die Flächennetzbetreiber vor große zeitliche

und finanzielle Herausforderungen. Der Einsatz neuer Technologien bei Werkstoffen,

Überwachungs- und Steuerungstechnik im bestehenden und neu errichteten 110-kV-Netz

kann die Flächennetzbetreiber bei dieser Aufgabe entlasten.

26

Es hat sich gezeigt, dass die Flächennetzbetreiber weitestgehend schon jetzt auf die für sie

verfügbaren neuen Technologien sowohl im Netzbetrieb als auch bei der Planung des

Netzausbaus zurückgreifen (vgl. Tabelle 6).

Die Idee des NOVA-Prinzips (vgl. Abschnitt 5.1) wird durch die Ausschöpfung aller

verfügbaren Möglichkeiten zur Optimierung und Verstärkung des Netzes sowie Entwicklung

von Infrastrukturlösungen bestmöglich umgesetzt.

Technologie Avacon/ HSN(Regelzone 50

Hertz)

E.DIS ENSO MITNETZ Strom

TEN Thüringer

Energienetze

WEMAG Netz

HTLS/ HöTLS - - x (x) Pilot

Leiterseilmonitoring indirekt

x x x x x x

Leiterseilmonitoring direkt

(x) Pilot (x) Pilot (x) Pilot

Spannungs- und Blindleistungsregelung

x x x x x x

NSM-Einspeise- management

x x x x x x

Tabelle 6: Einsatz neuer Technologien in 110-kV-Netzen der FNB Ost

Hoch (HT)- und Höchsttemperatur (HöT)-Leiterseile

Durch Einsatz einer Aluminium-Zirkon-Legierung wird die thermische Belastbarkeit des HT-

Leiterseils auf 150°C erhöht. Dies führt zu einer höheren Strombelastbarkeit von etwa 50%

gegenüber konventionellen Aluminium/Stahl-Leiterseilen.

Der Einsatz von hochtemperaturfesten Aluminiumlegierungen und Leiterkernen aus

Spezialwerkstoffen bei HöT-Leiterseilen führt zu einer dauerhaft zulässigen

Betriebstemperatur von > 200°C und einer höheren Strombelastbarkeit von etwa +100%

gegenüber konventionellen Aluminium/Stahl-Leiterseilen.

Durch den Einsatz der HTLS/HöTLS erfolgt keine Erhöhung der mechanischen Lasten auf

die Maste. Die Verwendung der bisherigen Netzinfrastrukturen (Maste + Fundamente) und

ggf. Wegerechte/Dienstbarkeiten erscheint möglich. Existierende Auflagen bzgl. der Boden-

abstände sind durch den geringeren Durchhang der neuen HT- bzw. HöT-Leiterseile gewähr-

leistet. Im Zusammenhang mit dem Einsatz von HT- bzw. HöT-Leiterseilen sind noch nicht

alle Detailfragen endgültig geklärt. Das betrifft:

27

• Fragen, die das Zusammenwirken von Freileitungsmasten eines älteren

Normungsstandes mit aktuellen Leiterseilen und Armaturen betreffen,

• Genehmigungsfragen in Bezug auf die durch den Leiterseilwechsel durchgeführten

Änderungen,

• die öffentliche Akzeptanz besonders in Fällen historisch gewachsener dichter

Bebauung der Freileitungstrassen.

Deshalb ist im Einzelfall eine netzplanerische Untersuchung und Bewertung notwendig. In

der Praxis haben sich bereits einzelne Fälle ergeben, in denen der Einsatz wirtschaftlich

sinnvoll ist.

Indirektes und direktes Leiterseilmonitoring

Bis heute wird bei der Netzführung hauptsächlich die Belastbarkeit von Leitungen gemäß

DIN EN 50341 unter Standardumweltbedingungen1 zugrunde gelegt.

Die beim Leiterseilmonitoring dynamisch ermittelte und permanent überwachte

Leiterseiltemperatur und der Leiterdurchhang ersetzt im Netzleitsystem die starren Vorgaben

zur Strombelastbarkeit von Leitungen gemäß DIN Vorschrift und ermöglicht so eine stärkere

Auslastung der Leiterseile ohne die sicherheitsrelevanten und technischen Toleranzgrenzen

der Leitungen zu verletzen (vgl. Abbildung 7).

Abbildung 7: Prinzip der Messung des Leiterdurchhangs

Beim indirekten Leiterseilmonitoring werden Außentemperatur, Windstärke und

Sonneneinstrahlung über die Wetterdienste und die Stromstärke des Abgangsfeldes im

Umspannwerk in die Leiterseiltemperatur und den daraus resultierenden Leiterdurchhang

umgerechnet.

1 35 °C Umgebungstemperatur; 0,6 m/s Windgeschwindigkeit; 900 W/m² Globalstrahlung

f

28

Beim direkten Leiterseilmonitoring messen direkt am Leiterseil angebrachte Sensoren

Leitertemperatur, Stromstärke und die Neigung als Grundlage für die Ermittlung des

Leiterdurchhangs.

Einspeisemanagement / Netz- und Systemsicherheitsmanagement

Die Netzreserven der Verteilnetze sind örtlich aufgebraucht, so dass die

Flächennetzbetreiber gezwungen sind, die bereitgestellten Instrumente zur

Aufrechterhaltung der Netz- und Systemsicherheit zielgerichtet einzusetzen.

Nach heutiger Rechtslage erfüllen diese Instrumente aber nur betriebliche Anforderungen

um den Netzüberlastungen und Gefährdungen der Systemsicherheit zu begegnen.

Das von den Flächennetzbetreibern implementierte System gewährleistet:

• Umsetzen des Einspeisemanagements im eigenen Netz,

• Umsetzen von Maßnahmen der Systemsicherheit des Übertragungsnetzbetreibers,

• Gemeinsames, abgestimmtes Handeln der Netzbetreiber in der Kaskade.

Im Netzleitsystem wird z.B. die Überlastung eines Betriebsmittels registriert. Daraufhin erfolgt

der Einsatz des Netzsicherheitsmanagements (NSM). Über eine Fernwirkschnittstelle

werden selektiv die im entsprechenden Teilnetz angeschlossenen Einspeiser oder

Verbraucher entsprechend den im Netzleitsystem hinterlegten Algorithmen hoch- oder runter

geregelt und so der Netzengpass beseitigt. Im weiteren Zeitverlauf werden je nach

Überlastungssituation die Einspeiser oder Verbraucher sukzessive wieder in den

Normalzustand versetzt und die NSM-Maßnahme beendet. In Abbildung 8 sind die stetig

ansteigende Entwicklung der NSM-Maßnahmen der ARGE FNB sowie die SSM-

Anforderungen des Übertragungsnetzbetreibers der letzten 5 Jahre abgebildet.

29

Abbildung 8: Maßnahmen nach §14 EEG und §§ 13, 14 EnWG im Netzgebiet der Regelzone 50Hertz

5.6 Netzautomatisierung

Netzleitsysteme haben in der Energieversorgung die Aufgabe, Netzbetreiber in der

Betriebsführung ihrer Netze zu unterstützen. Hierbei werden Standardprozesse zum Steuern

und Überwachen von Stromversorgungsnetzen abgebildet.

Mit Hilfe dieser Netzleitsysteme wird es möglich, komplexe Versorgungsnetze schnell, sicher

und effektiv zu steuern, Ereignisse, z.B. Störereignisse, aufzuzeichnen und zu analysieren.

Aus diesen Informationen können neue Strategien, Prozessanpassungen und

Handlungsvorschläge entwickelt werden, die wiederum das Bedienpersonal in der Leitstelle

und dezentral vor Ort in seinen Handlungen unterstützt.

Bisher waren Netzleitsysteme auf das einfache Steuern, Regeln und Überwachen von

Stromflüssen zwischen Kraftwerken und Kunden ausgelegt. Mit zunehmender dezentraler

Energieerzeugung und Einspeisung entstehen neue, sich ständig ändernde

Netzbedingungen und fordern ein intelligentes Last- und Einspeisemanagement in allen

Spannungsebenen. Während in der Vergangenheit eine Automatisierung überwiegend in der

Hochspannungsebene eingesetzt wurde, wird heute auch in den Mittel- und

Niederspannungsebenen der Bedarf an Automatisierung und Datenerfassung immer

wichtiger.

Neben neuen Dienstleistungen, wie Betriebsführungsaufträge für Erzeuger, erfordern die

Aufgaben zur Spannungshaltung, Leistungs- und Blindleistungsregelung, Lastfluss-

0

200

400

600

800

1.000

1.200

1.400

1.600

1.800

2010 2011 2012 2013 2014

68

273 303

818

1.389

11

118

183

323

235

ARGE FNB 50Hertz

∑ 79

∑ 391∑ 486

∑ 1.141

∑ 1.624

30

überwachung und -regulierung immer mehr intelligente Fernwirk-, Schutz- und

Rechentechnik.

Was früher noch mit einfachen Schaltbefehlen, z.B. über Rundsteuerempfänger

funktionierte, ist heute und zukünftig ohne schnelle Datenleitungen und -netzwerke mit

Rückkanal nicht mehr vorstellbar. Komplexe Netzwerksimulationen vor jeder Schalthandlung

bzw. bei jedem Netzeingriff sind genauso unabdingbar, wie ein schnelles Reagieren auf

Wechsellasten durch Windkraft und Photovoltaik.

Die Herausforderung wird sein, Netzleittechnik zeitnah, kostengünstig und zukunftsweisend

zu ertüchtigen und das Bedienpersonal immer fit für diese neuen Aufgaben zu machen.

5.7 Methodik der „separaten Netze“

Vor dem Hintergrund der Begrenzung des möglichen Netzausbaus in erdschlussgelöschten

Netzen kann der Einsatz von Kabelanlagen für den Anschluss von Erzeugungsanlagen dann

eine sinnvolle Alternative darstellen, wenn vom Freileitungsnetz galvanisch getrennte

Hochspannungskabelstrecken als separate Netze für die vorrangige Aufnahme und

Übertragung der Energiemengen aus den Erzeugungsanlagen zum Höchstspannungsnetz

errichtet werden. Diese sogenannten „separaten Netze“ wurden als eine Planungsvariante

gegenüber Varianten des „konventionellen Netzausbaus“ unter den jeweils konkreten

Netzbedingungen vor Ort im Rahmen der Erarbeitung des NAP 2013 bereits untersucht.

Das Modell der separaten Netze sieht die Errichtung neuer Umspannwerke zum

Höchstspannungsnetz vor, von welchen dann z.B. strahlenförmige Kabelanlagen ausgeprägt

werden. Diese Hochspannungskabel führen wiederum zu Umspannwerken, in denen die

Spannungsebene erneut reduziert wird. Von diesen Hochspannungs-/Mittelspannungs-

umspannwerken können dann größere und kleine Erzeugerleistungen durch

Mittelspannungskabel angeschlossen werden.

Der Vorteil solcher separaten Netze ist die galvanische Trennung vom übrigen

Hochspannungsfreileitungsnetz, so dass ein Mischbetrieb von Freileitungs- und

Kabeltechnologie weitestgehend ausgeschlossen werden kann.

31

Da diese separaten Netze vollständig von der vorhandenen Verteilnetzstruktur losgelöst

sind, ist der Zubau von Kabellängen nahezu unbegrenzt. Durch den Neubau solcher Netze

parallel zu den für die Versorgung genutzten Netzen, wird der Betrieb der vorhandenen

Netze nicht oder nur minimal beeinflusst.

Die Versorgung der Lastkunden wäre durch den Aufbau separater Netze nicht beeinflusst.

Sofern das Konzept für die anzuschließenden Erzeugungsanlagen für den Netzbetreiber mit

einer ausreichenden Planungssicherheit unterlegt ist, könnten der Aufbau der Netztopologie

und der Ausbau des Kabelnetzes optimiert werden. Dieser Planungsansatz kann durch die

Schaffung gesetzlicher Rahmenbedingungen unterstützt werden.

Wissenschaftliche Untersuchungen in Zusammenarbeit mit dem Wirtschaftsministerium

Brandenburg [8] haben gezeigt, dass das Modell der separaten Netze hinsichtlich seiner

technischen und wirtschaftlichen Vorteilhaftigkeit an den konkreten Netzbedingungen

gespiegelt werden muss. Im NAP 2015 wurde das Modell als ein möglicher Lösungsansatz

insbesondere neben dem Ausbau bestehender Netzstrukturen – auch als

Freileitungsverstärkung unter Beachtung der gesetzlichen Regelungen zur

Kabellegungspflicht - betrachtet.

5.8 Belastbarkeit der Betriebsmittel

Die für die Erarbeitung des NAP 2015 zugrunde gelegten Betriebsmittel wurden aus

technischer Sicht immer auf die jeweiligen Belastungsfälle ausgelegt.

Mit Blick auf die gemeinsame Netzausbauplanung sind zunächst Transformatoren,

Freileitungen und Kabel wesentlich für eine hinreichende Dimensionierung auf Basis der

bestimmten Last- und Einspeiseszenarien (vgl. Kapitel 3). Im Rahmen der

Netzausbauplanungen wurde auf die Einhaltung der Nennbelastbarkeiten geachtet. Die z.T.

kurzzeitige Überlastbarkeit bestimmter Betriebsmittel bleibt als operative „Reserve“ dem

Betriebsfall vorbehalten.

32

5.9 Blindleistungsmanagement

Die Blindleistung ist für die Einhaltung von definierten Spannungsgrenzwerten eine

wesentliche Größe. Die für die Spannungshaltung benötigte Blindleistung wird aktuell noch

hauptsächlich durch die konventionellen Kraftwerke zu Verfügung gestellt und durch die

Übertragungsnetzbetreiber gesteuert.

Da der Großteil dezentraler Erzeugungsanlagen in den Verteilnetzen angeschlossen ist, geht

auch die Aufgabe der Blindleistungssteuerung zunehmend auf die Verteilnetzbetreiber über.

Zusätzlich wird durch einen zunehmenden Transport der Energiemengen innerhalb der

Netzebenen ein steigender Blindleistungsbedarf die Folge sein.

Für die Spannungshaltung in den Verteilnetzen kann die Steuerung der

Blindleistungsbereitstellung von Erzeugungsanlagen genutzt werden. Durch entsprechende

Vorgaben an die Erzeugungsanlagen kann das Spannungsverhalten an den

Netzverknüpfungspunkten beeinflusst werden.

Inzwischen wurde insbesondere für den Neuanschluss von Erzeugungsanlagen ab dem

01.01.2015 die Verpflichtung zum aktiven Blindleistungsmanagement und die

Mindestanforderungen an die Blindleistungsbereitstellung in der TAB Hochspannung [4]

umgesetzt. Die Forderungen sind jedoch nur bei Windkraftanlagen über die Ende 2016

auslaufende SDLWindV [5] gesetzlich verankert.

Folgende Verfahren zur aktiven Blindleistungsregelung müssen am Netzverknüpfungspunkt

der Erzeugungsanlage erfüllt werden:

• Bei der Blindleistungs-/Spannungskennlinie Q(U) tauscht die Erzeugungsanlage in

Abhängigkeit von der aktuellen Betriebsspannung des Hochspannungsnetzes am

Netzverknüpfungspunkt Blindleistung mit dem Netz aus.

• Bei der Blindleistungs-/Wirkleistungskennlinie Q(P) tauscht die Erzeugungsanlage in

Abhängigkeit ihrer aktuellen Wirkleistungsabgabe am Netzverknüpfungspunkt

Blindleistung mit dem Netz aus.

• Bei einem vom Netzbetreiber individuell und jederzeit anpassbaren konkreten

Blindleistungssollwert tauscht die Erzeugungsanlage unabhängig von anderen

elektrischen Netzparametern einen konstanten Blindleistungswert mit dem Netz aus.

33

Dieses Verfahren hilft der Netzführung, definierte Blindleistungszustände im Netz zu

ermitteln bzw. zu realisieren.

• Bei einem vom Netzbetreiber vorgegebenen Verschiebungsfaktor cos φ tauscht die

Erzeugungsanlage in einem konstanten Verhältnis zur Wirkleistungsabgabe

Blindleistung mit dem Netz aus. Dieses Verfahren dient hauptsächlich der Erhöhung

der EEG-Aufnahmefähigkeit des Netzes, ist jedoch bei übergeordneten

Blindleistungsregelungsstrategien hinderlich.

Die Funktionalität der Blindleistungsregelung wurde im Wesentlichen bei den

Flächennetzbetreibern etabliert. Die mit den Verfahren zur Blindleistungsregelung

gewonnenen Erfahrungen fließen in einen kontinuierlichen Optimierungs- und

Weiterentwicklungsprozess ein.

34

6 Ermittelte Engpassgebiete

Die Basis zur Ermittlung der Engpässe waren die Prognosewerte der Erzeugung und des

Bezuges für 2025. Die aufgezeigten Engpässe sind nicht identisch und vergleichbar mit den

aktuellen NSM-Maßnahmen der jeweiligen Verteilnetzbetreiber.

6.1 Darstellung der Engpassgebiete der Avacon AG/HSN Magdeburg GmbH

Die Abbildung 9 zeigt die Darstellung des Netzgebiets der Avacon AG / HSN Magdeburg GmbH.

Abbildung 9: Engpassgebiete der Avacon AG/HSN Magdeburg GmbH in der Regelzone 50Hertz

35

6.2 Darstellung der Engpassgebiete der E.DIS AG

Die Abbildung 10 zeigt die Engpassgebiete der E.DIS AG im Osten Brandenburgs.

Abbildung 10: Engpassgebiete der E.DIS AG im Osten Brandenburgs

Die Abbildung 11 zeigt die Engpassgebiete

Abbildung 11: Engpassgebiete der E.DIS

36

zeigt die Engpassgebiete der E.DIS AG im Westen Brandenburg

Engpassgebiete der E.DIS AG im Westen Brandenburgs

Brandenburgs.

Die Abbildung 12 zeigt die Engpassgebiete

Abbildung 12: Engpassgebiete der E.DIS AG

37

zeigt die Engpassgebiete der E.DIS AG in Mecklenburg Vorpommern.

der E.DIS AG in Mecklenburg-Vorpommern

Mecklenburg Vorpommern.

6.3 Darstellung der Engpassgebiete der GmbH

Die Abbildung 13 zeigt die Darstellung des Netzgebiets der

Abbildung 13: Engpassgebiete der ENSO NETZ

38

Darstellung der Engpassgebiete der ENSO NETZ

zeigt die Darstellung des Netzgebiets der ENSO NETZ GmbH.

ENSO NETZ GmbH

ENSO NETZ

GmbH.

39

6.4 Darstellung der Engpassgebiete der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH

Die Abbildung 14 zeigt die Darstellung des Netzgebiets Brandenburg der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH.

Abbildung 14: Engpassgebiete der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH im Netzgebiet Brandenburg

40

Die Abbildung 15 zeigt die Darstellung des Netzgebiets Sachsen-Anhalt der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH.

Abbildung 15: Engpassgebiete der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH im Netzgebiet Sachsen-Anhalt

41

Die Abbildung 16 zeigt die Darstellung des Netzgebiets Sachsen der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH.

Abbildung 16: Engpassgebiete der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH im Netzgebiet Sachsen

42

6.5 Darstellung der Engpassgebiete der TEN Thüringer Energienetze GmbH & Co. KG

Die Abbildung 17 zeigt die Darstellung des Netzgebiets TEN Thüringer Energienetze GmbH & Co. KG.

Abbildung 17: Engpassgebiete der TEN Thüringer Energienetze GmbH & Co. KG

43

6.6 Darstellung der Engpassgebieten der WEMAG Netz GmbH

Die Abbildung 18 zeigt die Darstellung des Netzgebiets der WEMAG NETZ GmbH.

Abbildung 18: Engpassgebiete der WEMAG Netz GmbH

44

7 Gemeinsamer Ausbaubedarf

Mit dem prognostizierten EE-Zubau auf 39 GW müssen für die Mitglieder der

Arbeitsgemeinschaft der Flächennetzbetreiber Ost bis zum Jahr 2025 42 Übergabepunkte

zum Übertragungsnetzbetreiber neu errichtet bzw. vorhandene Übergabepunkte erweitert

werden (Abbildung 19). Synergien werden und wurden an den Grenzen von E.DIS und

WEMAG Netz genutzt. Für beide Netzbetreiber sind zwei gemeinsame Übergabepunkte

notwendig. Der Übergabepunkt Perleberg konnte bereits realisiert werden.

Abbildung 19: Darstellung der notwendigen Übergabepunkte zum Höchstspannungsnetz

**- Übergabepunkte HöS/HSfür E.DIS und WEMAG-Netz

ENSO NETZ

WEMAG Netz

Avacon/HSN

MITNETZ STROM

1

2

34

5

6

78

9 10

3

11**

12

TEN

1

2

3

4

35

4

2

1

E.DIS

10

13

14

15

16

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1 23

4

- Erweiterung von Übergabepunkten HöS/HS

- neue Übergabepunkte HöS/HS

- realisierter Ausbau von Übergabepunkten HöS/HS

2 1

**- Übergabepunkte HöS/HSfür E.DIS und WEMAG-Netz

ENSO NETZ

WEMAG Netz

Avacon/HSN

MITNETZ STROM

1

2

34

5

6

78

9 10

3

11**

12**

TEN

1

2

3

4

35

4

2

1

E.DIS

10

13

14

15

16

1

2

3

4

5

6

7

8

9

1 23

4

- Erweiterung von Übergabepunkten HöS/HS

- neue Übergabepunkte HöS/HS

- realisierter Ausbau von Übergabepunkten HöS/HS

2 1

45

7.1 Benennung der Übergabepunkte aus der Übersichtskarte

Aus den Tabellen 7 und 8 kann der aktuelle Planungsstand zu den notwendigen 380/110-kV-

Übergabeumspannwerken abgelesen werden. Die aus dem NAP 2013 geplanten

Übergabeumspannwerke, welche bereits realisiert sind, wurden ebenfalls dargestellt.

Neubauin

Planung/ Bau realisiert Erweiterung

1 Wollmirstedt x

2 Schwanebeck x

3 Zerbst x

x 5 Stendal-West

x 6 Förderstedt

1 Gransee x

2 Putlitz Süd x

3 Heinersdorf x

4 Lubmin x

5 Beetzsee Nord x

6 Schönewalde x

7 Altentreptow Süd x

8 Grüntal-Finow x

9 Seddin x

x 10 Siedenbrünzow

x 11 Perleberg**

x 12 Güstrow**

x 13 Vierraden

x 14 Wustermark

x 15 Bentwisch

x 16 Pasewalk

x 1 Schmölln

x 2 Hagenwerder

x 3 Streumen

x 4 Niederwartha

E.DIS

ENSO NETZ

Avacon/HSNRegelzone 50Hertz

Tabelle 7: Neu zu errichtende oder zu verstärkende 380/110-kV-Übergabeumspannwerke (Teil 1)

**) in gemeinsamer Nutzung von E.DIS und WEMAG Netz

46

Neubauin

Planung/ Bau realisiert Erweiterung

1 Zeitz/Ost x

2 Querfurt/Nord x

3 Jessen/Nord x

4 Großräschen/Nord x

x 5 Freiberg/Nord

x 6 Pulgar

x 7 Klostermansfeld

x 8 Marke

x 9 Ragow

x 10 Preilack

1 Ebenheim x

2 Ebeleben x

x 3 Eisenach

x 4 Großschwabhausen

1 Wessin x

x 2 Görries

x 3 Parchim/Süd

x 11 Perleberg**

x 12 Güstrow**

WEMAG Netz

MITNETZ STROM

TEN ThüringerEnergienetze

Tabelle 8: Neu zu errichtende oder zu verstärkende 380/110-kV-Übergabeumspannwerke (Teil 2)

**) in gemeinsamer Nutzung von E.DIS und WEMAG Netz

7.1.1 Zusammenfassung der notwendigen Übergabepunkte

Die Tabelle 9 zeigt die Planzahlen zum NAP 2015 (einschließlich realisierter Projekte) für das Jahr 2025:

Tabelle 9: Ausbaubedarf der ARGE FNB Ost HöS/HS-Übergabepunkte

**) UW Perleberg und UW Güstrow in gemeinsamer Nutzung von E.DIS und WEMAG Netz (bei der Anzahl von E.DIS enthalten)

Verteilnetzbetreiber

Neubau (Stück) Erweiterung Avacon/HSN (nur Regelzone 50Hertz) 3 2

E.DIS 9 7**

ENSO NETZ 4

MITNETZ STROM 4 6

TEN Thüringer Energienetze 2 2

WEMAG Netz 1 2**

Summe NAP 2015 19 23

Neubau - und ErweiterungÜbergabepunkte HöS/HS

47

7.1.2 Zusammenfassung aller Leitungsneubau- und Erweiterungstrassen

Bis zum Jahr 2025 müssen insbesondere für die gemeinsame Prognose des EE-Zubaus von

39 GW 388 km Trassen neu errichtet und 2.271 km Trasse verstärkt werden. Der

ausgewiesene Netzausbau enthält auch Maßnahmen, die wegen Lastzuwachs und anderen

Gründen notwendig sind.

Tabelle 10 zeigt die Aufteilung der insgesamt 2.659 km 110-kV-Trassen auf die jeweiligen

Verteilnetzbetreiber.

Verteilnetzbetreiber

System-länge

Trassen-länge

System-länge

Trassen-länge

in km in km in km in km

Avacon/HSN (nur Regelzone 50Hertz) 142 71 288 116

E.DIS 200 155 2.490 1.245

ENSO NETZ 320 160

MITNETZ STROM 242 120 600 268

TEN Thüringer Energienetze 78 39 623 353

WEMAG Netz 6 3 258 129

Summe NAP 2015 668 388 4.579 2.271

Leitungsneubau 110-kV

Leitungsverstärkung 110-kV

Tabelle 10: Ausbaubedarf der ARGE FNB Ost 110-kV-Trassen

7.2 Darstellung der nbis 2025

Basierend auf den unter Punkt 3 genannten Szenarien und dem unter Punkt 5 genannten

Grundsätze und dem prognostizierten EE

resultieren für die einzelnen Verteilnetzbetreiber die in den nachfolgenden Abbildungen

dargestellten Netzausbaumaßnahmen.

7.2.1 Karte der NetzausbaumaßnahMagdeburg GmbH

Abbildung 20: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der Avacon

48

Darstellung der notwendigen Netzausbaumaßnahmen

n unter Punkt 3 genannten Szenarien und dem unter Punkt 5 genannten

prognostizierten EE-Zubau bzw. der prognostizierten Lastentwicklung


dargestellten Netzausbaumaßnahmen.

Karte der Netzausbaumaßnahmen der Avacon AGMagdeburg GmbH

: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der Avacon AG/HSN Magdeburg GmbH in Regelzone

Netzausbaumaßnahmen

n unter Punkt 3 genannten Szenarien und dem unter Punkt 5 genannten

bzw. der prognostizierten Lastentwicklung


AG/HSN

Magdeburg GmbH in Regelzone 50Hertz

7.2.2 Karten der Netzausbaumaßnahmen der

Abbildung 21: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der E

49

der Netzausbaumaßnahmen der E.DIS AG

: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der E.DIS AG im Osten Brandenburgs

E.DIS AG

Abbildung 22: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der E.DIS

50

Darstellung der Ausbaumaßnahmen der E.DIS AG im Westen Brandenburgs

s

Abbildung 23: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der E.DIS

51

Darstellung der Ausbaumaßnahmen der E.DIS AG in Mecklenburg-Vorpommern

Vorpommern

7.2.3 Karte der Netzausbaumaßnahmen der

Abbildung 24: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der

52

Karte der Netzausbaumaßnahmen der ENSO NETZ

: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der ENSO NETZ GmbH

ENSO NETZ GmbH

53

7.2.4 Karten der Netzausbaumaßnahmen der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH

Abbildung 25: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH im Netzgebiet Brandenburg

54

Abbildung 26: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH im Netzgebiet Sachsen-Anhalt

55

Abbildung 27: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH im Netzgebiet Sachsen

56

7.2.5 Karte der Netzausbaumaßnahmen der TEN Thüringer Energienetz GmbH & Co. KG

Abbildung 28: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der TEN Thüringer Energienetze GmbH & Co. KG

57

7.2.6 Karte der Netzausbaumaßnahmen der WEMAG Netz GmbH

Abbildung 29: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der WEMAG Netz GmbH

58

8 Wichtige zukünftige Aufgaben der VNB

Die Aufgaben der großen Flächennetzbetreiber werden sich in Zukunft verändern. Die

Erzeugungsstruktur wird bei häufig gleichzeitiger Verringerung der Lastabnahme noch weiter

kleinteiliger werden. Die Verantwortung der großen FNB für den sicheren Betrieb des

Energienetzes wird steigen, da an diesen Netzen der größte Anteil an dezentralen Erzeugern

angeschlossen ist und gleichzeitig die sichere Versorgung aller Lastkunden gewährleistet

werden muss. Das sichere Zusammenspiel dieser bereits heute in großer Anzahl vorhanden

und der in Zukunft weiter hinzukommenden Erzeugungsanlagen ist die Voraussetzung für

eine stabile Energieversorgung. Die großen Verteilnetze werden durch ihre Wirkung als

Flächenkraftwerk zunehmend systemrelevant und müssen zukünftig:

- als ein Rückgrat der Erzeugung sicher und stabil betrieben werden,

- den Ausgleich von Mehr- und Minderenergie zwischen den Netzebenen

garantieren,

- ausreichend Reserven bereithalten,

- die Erbringung von Netz- und Systemdienstleistungen für das vorgelagerte,

das eigene und nachgelagerte Netze ermöglichen und sicherstellen und

- das freie Marktagieren ermöglichen und dafür notwendige Dienstleistungen

erbringen.

Dabei erfolgt gegenwärtig ein Übergang vom passiv sicheren Verteilnetz (Sicherheit und

Zuverlässigkeit überwiegend ohne Eingriffe des VNB gewährleistet) zu einem aktiv sicheren

Verteilnetz (Sicherheit und Zuverlässigkeit ist überwiegend nur noch mit Eingriffen des VNB

zu gewährleisten). Damit wird reagiert auf:

- die verstärkte dezentrale Energieerzeugung,

- das Ziel eines effizienteren Netzbetriebs,

- den Wunsch eines freien Marktes und

- Kundenbedürfnisse.

Die Erfüllung dieser Aufgaben setzt einen intensiven Datenaustausch mit den beteiligten

Akteuren voraus. Das Kaskadenprinzip wird dem Verantwortungszuwachs der

verschiedenen Netzebenen gerecht. Die Digitalisierung der Energiewirtschaft wird das

Datenaufkommen und den Kommunikationsbedarf deutlich erhöhen.

59

Die großen Verteilnetzbetreiber nehmen ein zentrales Element mit hoher Verantwortung in

der Energieversorgung ein. Sie müssen ihre koordinierende Rolle mit zahlreichen erweiterten

und neuen technischen Lösungen untersetzen. Für den Datenaustausch sind im Sinne der

Kaskade regionale Datenzentren der Datenerhebung, - verarbeitung und –bereitstellung

aufzubauen. Für die Datenübertragung ist eine den Anforderungen entsprechend sichere

und verfügbare Kommunikationsinfrastruktur vorzuhalten, welche beispielsweise auch zur

Steuerung von Flexibilitäten über Smart Meter dient und teilweise auch für einen

Netzwiederaufbau zu Verfügung stehen muss.

Die aktuellen Untersuchungen im Rahmen des 10-Punkte-Programms SDL der ARGE Ost

zeigen schon heute, dass eine Stärkung der Kaskade zwischen den Netzbetreibern

unabdingbar ist. Dazu gehören bessere Kommunikationsverbindungen, klare Kompetenzen,

ständig weiter entwickelte technische Regelungen an den Übergabepunkten usw. Diese

aktuellen Erkenntnisse stützen die Idee eines zellularen Ansatzes.

Die großen VNB werden zukünftig neben den klassischen Stromnetzen auch in größerem

Umfang hochsichere und hochverfügbare Infrastrukturen im IKT-Bereich vorhalten und

betreiben müssen. Eine hohe Verfügbarkeit der Kommunikationsinfrastrukturen zur

Gewährleistung der darauf aufbauenden Netz- und Systemsicherheit kann nur über eine

dezentrale, begrenzte Infrastruktur gewährleistet werden.

Für den unmittelbaren Zeitraum ab morgen werden mit Hinblick auf die Vision 2030/40 die

Flächennetzbetreiber Ost Lösungen entwickeln und implementieren, die eine schrittweise

Gegenwirkung der aufgezeigten Probleme bewirken und stufig zu komplexen Lösungen

ausbaubar sind. Der Ausbau dieser Lösungen ist jedoch abhängig von der regulatorischen

Anerkennung der dafür notwendigen Kosten. Bei Anerkennung dieser werden diese

Lösungen in die zukünftige Überarbeitung unseres Netzausbauplanes – NAP- einfließen.

60

9 Literaturverzeichnis

[1] DENA-Verteilnetzstudie - „Ausbau und Investitionsbedarf der Stromverteilnetze in

Deutschland 2030“

[2] „Moderne Verteilernetze in Deutschland“ (Verteilernetzstudie) Studie im Auftrag des

Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi), September 2014

[3] Netzentwicklungsplan Strom 2014 – Zweiter Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber,

Stand 4. November 2014

[4] VDE-AR-N 4120:2015-01, Technische Bedingungen für den Anschluss und Betrieb von

Kundenanlagen an das Hochspannungsnetz

[5] Verordnung zu Systemdienstleistungen durch Windenergieanlagen (Systemdienst-

leistungsverordnung - SDLWindV), 2009

[6] Gutachten zum wirtschaftlichen Vergleich von Kabeln, Freileitungen und Freileitungen

mit Zwischenverkabelung im 110-kV-Hochspannungsbereich Univ.-Prof. Dr.-Ing. habil. L.

Hofmann und Univ.-Prof. Dr.-Ing. habil. B. R. Oswald Leibnitz Universität Hannover

[7] 10-Punkte-Programm der 110-kV-Verteilnetzbetreiber (VNB) und des

Übertragungsnetzbetreibers (ÜNB) der Regelzone 50Hertz zur Weiterentwicklung der

Systemdienstleistungen (SDL) mit Integration der Möglichkeiten von dezentralen

Energieanlagen10-Punkte-Programm, 2014

[8] Studie zu separaten Netzen, Brandenburgische Technische Universität Cottbus-

Senftenberg, Studie im Auftrag des Ministeriums für Wirtschaft und

Europaangelegenheiten des Landes Brandenburg unter Mitwirkung von 50Hertz

Transmission GmbH, E.ON edis AG, MITNETZ Strom mbH, WEMAG Netz GmbH,

Zukunftsagentur des Landes Brandenburg, Gemeinsame Landesplanung Berlin

Brandenburg und weitere, Cottbus 2013

[9] Ein Strommarkt für die Energiewende, Ergebnispapier des Bundesministeriums für

Wirtschaft und Energie (Weißbuch), Berlin Juli 2015

61

Mitgewirkt haben:

Avacon AG Joachim-Campe-Straße 14 38226 Salzgitter www.avacon.de Dipl.-Ing. Galina Schulz-Fedoriv ___________________________________________________________________________________

E.DIS AG Langewahler Straße 60 15517 Fürstenwalde/Spree www.e-dis.de Dipl.-Ing. Stefan Dorendorf ___________________________________________________________________________________

ENSO NETZ GmbH Assetmanagement Postfach 12 01 23 01002 Dresden www.enso-netz.de Dr.-Ing. Matthias Hable ___________________________________________________________________________________

Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH Magdeburger Str. 36 06112 Halle www.mitnetz-strom.de Dr.-Ing. Jens Zeidler, Dipl.-Ing. Heike Schulze ___________________________________________________________________________________

TEN Thüringer Energienetze GmbH & Co. KG Schwerborner Straße 30 99087 Erfurt www.thueringer-energienetze.com Dipl.-Ing. Uwe Zickler ____________________________________________________________________________________

WEMAG-Netz GmbH Obotritenring 40 19053 Schwerin www.wemag-netz.de Tim Stieger

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