Präsentation Gutachten 380-kV-Leitung von Bünzwangen ...€¦ · Präsentation im Landratsamt Aalen, 18.9.2014 Heinz Stigler, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU

Gutachten zur Ermittlung des elektrizitätswirtschaftlichen Bedarfs der 380-kV-Leitung von Bünzwangen nach Goldshöfe

(EnLAG-Projekt Nr. 24)

Präsentation im Landratsamt Aalen, 18.9.2014 Heinz Stigler, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU Graz

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für das Landratsamt Ostalbkreis

Zielrichtung des Gutachtens

!  ist kein Gutachten „gegen TransnetBW“ !  ist kein Gutachten „für Gegner der Leitung“ !  ist ein Gutachten für Gebietskörperschaften

(Landratsamt Aalen und Interkommunale Interessensgemeinschaft aus Ostalbkreis, Kreis Göppingen und Rems-Murr-Kreis sowie betroffenen Städten und Gemeinden )

!  fachlich, sachlich, objektiv: keine Meinung,

sondern Ergebnisse von Rechnungen Aalen, 18.9.2014, Heinz Stigler, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU Graz

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Quelle: ATLANTIS, IEE/TU Graz

Inhalt

!  Annahmen für das Gutachten !  Strombedarf !  Erneuerbare Energien !  Netz und Leitungen

!  „Normalrechnungen“ und Rechenergebnisse

!  Extremfallrechnungen und Rechenergebnisse

!  Kritik an Methodik und Vorgangsweise Aalen, 18.9.2014, Heinz Stigler, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU Graz

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Annahmen für das Gutachten

!  Strombedarf: alle Rechnungen wie 2012 (548 TWh,netto entsprechend NEMO-I-Gutachten; wie Szenariorahmen 2015)

!  Leitungen: „Startnetz“ (= Bestand + EnLAG-Ltgen) + lt. BBPl-Gesetz 2013: HGÜ-Leitungen + Netzausbau

!  Erneuerbare Energien: Entwurf BReg zum EEG-neu !  konventioneller Kraftwerkspark: lt. BBPlG 2013 plus

Tendenzen des aktuellen Szenariorahmens 2015

Aalen, 18.9.2014, Heinz Stigler, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU Graz

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Kraftwerke 2022/25 in den Szenariorahmen NEP12, NEP13, NEP14, Entwurf NEP 2015


5

47,5 49,3 55,0 60,2

13,0 14,1 12,7 10,5

54,061,3 56,0 55,7

18,517,6 15,4 19,6

25,325,7 25,8 24,6

33,333,0

28,2 26,3

0

50

100

150

200

250

B-‐2022 B-‐2023 B-‐2024 B-‐2025 (Entwurf des

Szeanriorahmens)

installierte Leistun

g [GW]

Sonstige

Öl

Erdgas

Steinkohle

Braunkohle

Biomasse

(Pump-‐) Speicherkraftwerk

Laufkraftwerk

Sonnenenergie

Wind_Offshore

Wind

zu Grunde gelegte Entwicklung des KWParks mit Entwurf EEG-Reform und Entwurf Szenariorahmen 2015


6

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

200

220

240

260

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032


g [GW]

Kernenergie

Sonstige

Öl

Erdgas

Steinkohle

Braunkohle

Biomasse


Laufkraftwerk

Sonnenenergie

Wind_Offshore

Wind

Entwicklung des Kraftwerksparks in Europa im Zeitraum 2012 bis 2032


7

-‐

200

400

600

800

1.000

1.200

2012

2013

2014

2015

2016

2017

2018

2019

2020

2021

2022

2023

2024

2025

2026

2027

2028

2029

2030

2031

2032


g [GW]

Sonstige

Öl

Erdgas

Steinkohle

Braunkohle

Kernenergie

Biomasse


Laufkraftwerk

Sonnenenergie

Wind_Offshore

Wind

220/380-kV-Netz (Bestand samt EnLAG 2009; ohne EnLAG Nr. 22: wurde mit BBPlG 2013 aus EnLAG gestrichen) und NOVA-Netzprojekte des BBPlG 2013


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HGÜ-‐Verbindungen aus BBPlG2013

AC-‐NOVA-‐Maßnahmen aus BBPlG2013

EnLAG-‐Projekt Nr. 24 (Goldshöfe-‐Bünzwangen)

Kontinentaleuropäischer Kraftwerkspark und Höchstspannungsnetz im Modell


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Vereinfachtes Blockfließbild des Simulationsmodels ATLANTIS


10

Berechnungsablauf 2012 – 2032 (4 Fälle je Monat, 21 Jahre)

1.  Erzeugung der Erneuerbaren Energien 2.  Erz. therm. Kraftwerke nach ansteigenden Kosten 3.  bei Netzengpässen " Redispatch von Kraftwerken

(= Minderung vor, Erhöhung nach Netzengpass): kostenminimal und national vor international

4.  Berechnungen mit / ohne EnLAG Nr. 24 5.  Ermittlung der Leitungsbelastungen auf EnLAG 24 6.  1. Extremfallrechnungen PV im Umkreis der Leitung 7.  2. Extremfallrechnung Export Richtung F und CH


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Redispatchmenge ohne/mit EnLAG Nr. 24 MIT HGÜ-Leitungen, OHNE AC-NOVA


12

-‐80

-‐60

-‐40

-‐20

0

20

40

60

80

2020 2025 2030 2032

Redispatch [TWh/a]

Sonstige

Öl

Erdgas

Steinkohle

Braunkohle

Biomasse

(Pump-‐)Speicherkraft

Wasserkraft

Photovoltaik

Wind Offshore

Wind Onshore

Redispatchmenge ohne/mit EnLAG Nr. 24 MIT HGÜ-Leitungen, MIT AC-NOVA


13

-‐80

-‐60

-‐40

-‐20

0

20

40

60

80

2020 2025 2030 2032

Redispatch [TWh/a]

Sonstige

Öl

Erdgas

Steinkohle

Braunkohle

Biomasse

(Pump-‐)Speicherkraft

Wasserkraft

Photovoltaik

Wind Offshore

Wind Onshore

Auslastung der EnLAG-Leitung Nr. 24 von Goldshöfe nach Bünz-wangen (durchschnittl. EE-Erzeugung); mit HGÜs

mit / ohne AC-NOVA-Maßnahmen laut BBPlG2013


14

0%

2%

4%

6%

8%

10%

12%

14%

16%

18%

1 51 101 151 201 251 301 351 401 451 501 551 601 651 701 751 801 851 901 951 1001

Ausla

stun

g in Prozent bezogen auf das th

erm. Lim

it

Lastflussfälle in ATLANTIS

ohne AC-‐NOVA Maßnahmen mit AC-‐NOVA lt. BBPlG2013

Auslastung EnLAG-Leitung Nr. 24 und PV-Einspeisung


15

0

2

4

6

8

10

12

14

16

18

0 5.000 10.000 15.000 20.000 25.000 30.000

Ausla

stun

g EnLAG2

4 be

zogen au

f das th

ermisc

he Limit [%

]

PV-‐Einspeisung

1. Extremfallrechnungen: netzauslegungsrelevante Netznutzungsfälle lt. NEMO-I-Studie: hoher Verbrauch; hohe Windeinspeisung im Norden; hohe Netzbelastung Nord-Süd Richtung F/CH/A; hohe PV-Erzeugung


16

R² = 0,9159

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

35%

0 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000

Ausla

stun

g bezogen auf d

as th

erm. Lim

it

PV-‐Einspeisung in der 50km Pufferzone

Extremfallrechnungen: PV-Erzeugung im Umfeld der EnLAG-Leitung Nr.24 weit über Planung


17

geplante PV-Leistung in GW in Baden-Württemberg und Bayern im Entwurf des Szenariorahmens zum NEP2015

INSTALLIERTE PV-LEISTUNG IN GW

A-2025

B-2025

C-2025

Baden-Württemberg 6,3 6,4 6,4 Bayern 15,1 15,4 15,4

PV-Potenzial auf Dach- und Freiflächen in Baden-Württemberg (23,3 GW)

Extremfallrechnungen: Wirkungen mit/ohne EnLAG-Leitung Nr. 24 auf andere Netzelemente im 50-km-Umkreis


18

-‐20%

-‐15%

-‐10%

-‐5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

30%

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70%

Zusatzausla

stun

g du

rch En

LAG2

4 (in

%-‐Pun

kten)

Auslastung der betrachteten Leitung bezogen auf jeweilige das thermische Limit (in den Simulationen mit der EnLAG-‐Leitung Nr. 24)

2018 2022 2025 2032

Extremfallrechnungen: Wirkungen mit/ohne EnLAG-Leitung Nr. 24 auf andere Netzelemente im 100-km-Umkreis


19

-‐20%

-‐15%

-‐10%

-‐5%

0%

5%

10%

15%

20%

25%

0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70%

Zusatzausla

stun

g du

rch En

LAG2

4 (in

%-‐Pun

kten)

Auslastung der betrachteten Leitung bezogen auf jeweilige das thermische Limit (in den Simulationen mit der EnLAG-‐Leitung Nr. 24)

2. Extremfallrechnung: Verdopplung der Handelskapazität Richtung Frankreich und Schweiz UND 200 % PV-Einspeisung


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mit EnLAG Nr. 24 ohne EnLAG Nr. 24

" 32 % Auslastung der EnLAG-Leitung Nr.24; KEINE Exportwirksamkeit

„TransnetBW nimmt Stellung zum TU Graz-Gutachten“, 31.7.2014 !  BNetzA hat Gleichstrom-Verbindung von Norddeutschland nach Goldshöfe im NEP nicht bestätigt.

Diese hat für TransnetBW wesentlichen Einfluss auf die Notwendigkeit des Leitungsneubaus. Dies spiegelt auch das Ergebnis des Gutachtens der TU Graz wider.

Unterschiede zwischen Methodik der Bedarfsermittlung und den nationalen und internationalen Planungsgrundsätzen für Übertragungsnetze:

!  Bei TU Graz wird die im NEP enthaltene HGÜ-Leitung Segeberg - Goldshöfe nicht berücksichtigt. Diese Leitung hat jedoch nachweislich große Auswirkungen auf die Auslastung der Verbindung Bünzwangen – Goldshöfe.

!  … netzplanerische Grundsätze, denen ÜNB bei der Netzplanung nachkommen müssen. Es wird ein engpassfreies Netz zur Vermeidung von Eingriffen in den Strommarkt angestrebt. ad „Redispatch“: „Gesetzlicher Auftrag der ÜNB ist ein bedarfsgerechtes Netz, das allen Marktteil-nehmern diskriminierungsfrei zur Verfügung steht.“ [EnWiG.: „soweit es wirtschaftlich zumutbar ist.“]

!  Das Gutachten der TU Graz untersucht 48 Stunden (Netznutzungsfälle) pro Jahr, für die eine durchschnittliche Einspeisung erneuerbarer Energien angenommen wird. Im Rahmen der deutschen Netzentwicklungsplanung werden dagegen Netznutzungsfälle für ein ganzes Jahr gerechnet, das heißt, es werden 8760 Stunden geprüft.

!  … (n-1)-Kriterium ist von großer Bedeutung für die Sicherheit der Stromversorgung. Diese Mindest-anforderung wird im Gutachten der TU Graz nicht berücksichtigt.


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ÜNB-Netzentwicklungsplan 2012, 2. Entwurf, 15.8.2012; S. 102

“Grundsätzliche methodische Vorgehensweise bei der iterativen Leistungsfluss-berechnung als wesentlicher Punkt einer notwendigen umfassenden Netzanalyse

5. Einlesen der Ergebnisse der Marktsimulation (Zuordnung der Leistungseinspeisungen und -entnahmen eines Netznutzungsfalls zu den Knoten) C 2022 in das Netzmodell,

8. Durchführung von Leistungsflussberechnungen für auslegungsrelevante Netznutzungsfälle mit dem aktualisierten Netzmodell (Startnetz zuzüglich der vorläufigen HGÜ-Übertragungsstrecken) zur Ermitt-lung des Ausbaubedarfs des Drehstromnetzes (380-kV-AC-Netz); dabei wird sukzessive geprüft, ob Maßnahmen im AC-Netz vorläufige HGÜ-Übertragungsstrecken ersetzen können,

9. Einarbeitung der resultierenden HGÜ-Übertragungsstrecken und des AC-Netzausbaubedarfs in das Netzmodell C 2022,

10. Durchführung von Leistungsflussberechnungen für alle 8.760 Stunden/Netznutzungsfälle des Jahres zur Ermittlung der Betriebsmittelauslastungen im Grundfall, d. h. keine Überprüfung der Einhaltung des (n-1)- Kriteriums im Sinne der Planungsgrundsätze,

11. Auswertung der Leistungsflussberechnungen und Prüfung auf kritische Netznutzungsfälle mit hohen Betriebsmittelbelastungen im Grundfall als Indikator sowohl für eine Verletzung der (n-1)-Sicherheit als auch der Vorgaben der transienten Stabilität; erfahrungsgemäß ist das (n-1)-Kriterium nicht mehr erfüllt, wenn bereits im Grundfall die Betriebsmittelbelastung größer als 70 % der Nennbelastbarkeit ist,

12. Überprüfung der Einhaltung des (n-1)-Kriteriums und der Vorgaben der transienten Stabilität für das ausgebaute Übertragungsnetz für auslegungsrelevante Netznutzungsfälle, … „

Qu.: http://www.netzentwicklungsplan.de/sites/default/files/NEP_2012_2/NEP2012_2_Kapitel_1_bis_8.pdf Aalen, 18.9.2014, Heinz Stigler, Institut für Elektrizitätswirtschaft und Energieinnovation/TU Graz

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Abweichungen zwischen gemessenem Wirkleistungsfluss und berechnetem DC-Lastfluss in Testnetz mit über 200 Netzelementen


23

-25,0%

-20,0%

-15,0%

-10,0%

-5,0%

0,0%

5,0%

10,0%

15,0%

1 6 11 16 21 26 31 36 41 46 51 56 61 66 71 76 81 86 91 96 101

106

111

116

121

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176

181

186

191

196

201

206

211

216

221

ΔFl

ow/S

ther

m

Anzahl der Netzelemente

(PAC - PDC)/Stherm


24 Danke für Ihre Aufmerksamkeit!

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