Dr. Jochen Patt, Referatsleiter Netzentwicklung
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Netzentwicklungsplanung
Informationstage der Bundesnetzagentur
Stuttgart, 11. Oktober 2012
Dr. Jochen Patt, Referatsleiter Netzentwicklung
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Energiepolitische Ziele der Bundesregierung
Mit sicherer, bezahlbarer und umweltschonender Energie ins Jahr 2050…
Ziele im Energiekonzept 2050 2020 2030 2040 2050
Absenkung der Treibhausgasemissionen(ggü. 1990) 40 % 55 % 70 % 80-95 %
Anteil der Erneuerbaren Energien am Bruttoendenergieverbrauch 18 % 30 % 45 % 60 %
Anteil der Erneuerbaren Energien am Stromverbrauch 35 % 50 % 65 % 80 %
Absenkung des Primärenergieverbrauch(ggü. 2008) 20 % 50 %
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Energiewende
Zubau bis 2022: 12.900 MW
Szenario B
Wind offshore
Zubau bis 2022: 36.000 MW
Szenario B
Photovoltaik
2021
2022
2015
2021
2017 2021
2022 2022
2019
abgeschaltet
geplante Abschaltung
Kernkraftwerke
Zubau bis 2022: 20.400 MW
Szenario B
Wind onshore
4Bundesnetzagentur Übertragungsnetzbetreiber Bundesgesetzgeber
ab 2014201320122011
12/11: Genehmigung
Szenariorahmen
5/12: Start Konsultation
1. Entwurf NEP
9/12: Start Konsultation
2. Entwurf NEPund Umweltbericht
Ende 2012: Bestätigung NEP/ Entwurf BBP
1. Hälfte 2013: Verabschiedung
BBP-Gesetz
Erste Bundes- fachplanungs-
anträge
Szenarien Netzentwicklungsplan und Umweltprüfung Bundesbedarfsplan Trassenkorridore Konkrete Trassen
Gesamtablauf der Netzentwicklungsplanung
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Erstellung Netzentwicklungsplan
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I Szenariorahmen für NEP 2012
= drei wahrscheinliche Entwicklungspfaden (Szenarien) für Energieerzeugung und des Energieverbrauchs für die nächsten zehn bzw. zwanzig Jahre
Szenario A: Moderater Anstieg der erneuerbaren Energien
Szenario B (Leitszenario): Höherer Ausbau der erneuerbaren Energien
Szenario C: Besonders hohen Anteil an Strom aus Windkraft
Installierte Nettoleistung [GW]
Szenarien Szenario A 2022
(Leit-) Szenario B 2022
Szenario B 2032
Szenario C 2022Technologie
Kernenergie 0,0 0,0 0,0 0,0
Braunkohle 21,2 18,5 13,8 18,5
Steinkohle 30,6 25,1 21,2 25,1
Erdgas 25,1 31,3 40,1 31,3
Mineralölprodukte 2,9 2,9 0,5 2,9
Pumpspeicher 9,0 9,0 9,0 9,0
Sonstige 2,3 2,3 2,7 2,3
Summe konv. KW 91,1 89,1 87,3 89,1
Wind (offshore) 9,7 13,0 28,0 16,7
Wind (onshore) 43,9 47,5 64,5 70,7
Photovoltaik 48,0 54,0 65,0 48,6
Wasserkraft 4,5 4,7 4,9 4,3
Biomasse 7,6 8,4 9,4 6,7
andere reg. Erzeugung 1,9 2,2 2,9 2,0
Summe EE 115,6 129,8 174,7 149,0
Summe Erzeugung 206,7 218,9 262,0 238,1
Jahreshöchstlast (GW) 84 84 84 84
Nettostrombedarf (TWh) 535,4 535,4 535,4 535,4
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II Regionalisierung
= Verfahren zur räumlichen Verteilung Stromerzeugung und -verbraucher
bestehende und zuzubauende
Erzeugungsleistung und Last werden einem der rund 450 Netzknoten in Deutschland zugeordnet
Konventionelle Erzeugung wird
entsprechend der genehmigten Kraftwerksliste regionalisiert
Erneuerbare Energien werden
anhand der aktuellen Einspeisung über Regionalisierungsschlüsseln verteilt
Für Szenario C wurden die Zahlen
der Bundesländer in der Ableitung der Regionalisierungsschlüssel berücksichtigt
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III Marktmodellierung 1
Grundannahme: keine Engpässe im Stromnetz (Kupferplatte)
Wesentliche Eingangsparameter
Deutscher Kraftwerkspark (Genehmigter Szenariorahmen)
Brennstoffpreise (Prognos AG entsprechend Szenariorahmen Gas)
Berücksichtigung des europäischen Auslands:
Europäischer Kraftwerkspark
Grenzüberschreitende Kapazitäten
Vorgehen:
1. Einspeisevorrang der Erneuerbaren Energien
2. Last, welche von Erneuerbaren Energien nicht bedient werden kann, wird durch Einsatz konventioneller Kraftwerke gedeckt
3. Übertragungskapazitäten zwischen den Marktgebieten werden nach der heutigen Marktsimulation berücksichtigt
Ergebnis:
Prognose des Kraftwerkseinsatzes im Jahr 2022
Einspeise- und Lastsituation im Jahr 2022
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III Marktmodellierung 2
Einspeisung ermittelt aus Marktmodellierung gemäß Szenariorahmen
Die Veränderung zur lastfernen Erzeugungslandschaft am Beispiel
exemplarischer Versorgungssituationen
Quelle: Übertragungsnetzbetreiber
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Plausibilisierung Dezentralisierung
Region Stuttgart mit ca. 2,6 Millionen Einwohnern
Spitzenlast in der Größenordnung von ca. 3000 MW
entspricht 600.000 PV-Anlagen (5kWp, aber nur bei hoher Einstrahlung)
Jahresenergiebedarf ca. 20 TWh
entspricht > 11000 Windenergieanlagen (onshore, 1MW)
Speicherbedarf für 3 Wochen Flaute ~ 1200 GWh
entspricht ca. 60 Mio. E-Fahrzeugen (20kW Li-Ion Batterie, ohne Fahrleistung)
Quelle: Smart Grid ETP, EU
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Einspeise- und Lastsituation im Jahr 2022
wird für jede einzelne Stunde im Jahr betrachtet
jede einzelne Stunde bezeichnet einen
Netznutzungsfall (NNF)
(8760 Std./Jahr = 8760 NNF)
Extreme Situationen (z.B. viel Wind,
geringe PV, hohe Last) sind bei der Netzberechnung besonders relevant
Quelle: TU Graz
IV Netzberechnung 1 - Netznutzungsfall
Bestandsnetz
Überlastung des Bestandsnetz im Jahr 2022
Netznutzungsfall
z.B. 12.00 Uhr, 11.11.2022
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IV Netzberechnung 2 - Ausgangssituation
Netznutzungsfälle werden anschließend auf Modell des Übertragungsnetzes übertragen
ca. 6.600 Netzknoten in Europa
5.500 Stromkreise
rund 1.850 Transformatoren
35.000 km Netzlänge (Leitungen)
Daraus ergibt sich für diese einzelnen Netzelemente Betriebs- und Belastungswerte
Belastungswerte dürfen dabei bestimmte Bandbreiten nicht verlassen, da sonst die Netzstabilität gefährdet würde Quelle: TU Graz
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V Ermittlung des Netzausbaubedarfs
Sichtbar gewordene Überlastungen und Schwachstellen im Stromnetz müssen durch einzelne Maßnahmen behoben werden
Dabei wird nach dem sogenannten NOVA-Prinzip vorgegangen: Netz-
Optimierung vor
Verstärkung vor
Ausbau
ÜNB haben HGÜ-Korridore als ersten Schritt festgelegt
Rechtfertigung aufgrund der erheblichen zu bewältigenden Transportleistungen, die nicht mehr allein mit Optimierungsmaßnahmen bewältigt werden können
Ergebnis: Ermittlung der notwendigen Maßnahmen
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Ergebnisübersicht NEP 2012 der ÜNB I
Verwendung neuer Übertragungstechnologien
Gerichteter Stromtransport von
Nord nach Süd
Verstärkung des bestehenden
Wechselstromnetzes
Änderungen der bisherigen
Netzplanung
EnLAG-Projekt Nr. 22: Weier
– Villingen ist entbehrlich
Umbeseilung Hamburg-Nord
– Hamburg-Ost ist entbehrlich
Quelle: Übertragungsnetzbetreiber
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Die ÜNB beschreiben im NEP „selbstgeführte HGÜ mit Multilevel- Konvertern (VSC) mit Vollbrückenmodulen“ als effiziente Lösung, sprechen sich aber klar für Technologieoffenheit aus
Eignet sich hervorragend für verlustarmen Stromtransport über weite Strecken. Hohe Verluste in den Umrichtern stehen sehr geringe Verluste beim Transport gegenüber
Es muss keine Blindleistung kompensiert werden, im Gegenteil: Die Leitung kann als Blindleistungsquelle genutzt werden
Optional in Richtung eines vermaschten Netzes weiter entwickelbar
Offene Fragen:
Bisher keine ausgereifte Technik, welche im Netz belastbar betrieben worden ist
Die von den ÜNB angestrebten Leistungen werden noch nicht angeboten
Ergebnisübersicht NEP 2012 der ÜNB II
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Ergebnisübersicht NEP 2012 der ÜNB III
Szenario
Neue Leitungen [km]
Netzneubau in bestehenden Trassen [km]
Netzverstärkung in bestehenden Trassen
[km] Investitions- Kosten*** [Mrd. €]
HGÜ* HDÜ** HDÜ HGÜ HDÜ
A 2022 1800 1700 2800 300 1400 19
B 2022 2100 1700 2800 300 1300 20
C 2022 2400 1700 2700 300 1200 23
* HGÜ = Hochspannungsgleichstrom
** HDÜ = Hochspannungswechselstrom
*** Alle Maßnahmen realisiert als Freileitungen.
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Änderungen überarbeiteter NEP I
Ergänzungen hinsichtlich
Angestrebtes Inbetriebnahmejahr (Zeitplan)
Explizite Benennung von Projekten für den Einsatz von Hochtemperaturleiterseilen
Grundannahmen sind unverändert geblieben
Gesamtausbaubedarf (bis auf P33)
Kostenschätzungen
Verwendete Technologien
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Startnetzkorrektur
Begriffserklärung Startnetz:
Heutiges Bestandsnetz
Maßnahmen/Projekte bei denen die energiewirtschaftliche Notwendigkeit bereits festgestellt wurde durch
EnLAG
Planfeststellung
in Bau befindliche Maßnahmen
Begründung der Startnetzkorrektur: Verschiebung von 16 Projekten vom Startnetz in die Ergebnismaßnahmen, da bei diesen Projekten noch keine energiewirtschaftliche Notwendigkeit festgestellt wurde.
Änderungen überarbeiteter NEP II
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Änderungen überarbeiteter NEP III
Rückwirkungen auf andere Maßnahmen beeinflusst die Prüfarbeiten weit über dieses Einzelprojekt
Bisherigen Ergebnisse für Projekte, die ohne die Anpassung von P33 erzielt wurden, sind einer erneuten Untersuchung zu unterziehen
Die Überarbeitung des Netzentwicklungsplans hat zu einer Änderung in Projekt P33 (S. 309 Wolmirstedt-Wahle) geführt
Statt eines Neubaus wird für B2022 nur eine Umbeseilung der bestehenden Leitung benötigt
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Allgemeine Informationen
www.netzausbau.de
Bei unserem Bürgerservice:
Sie erreichen uns unter der kostenfreien Rufnummer
0800 638 9 638
von Mo - Do 14 - 17 Uhr und Fr 11 - 14 Uhr
sowie per E-Mail:
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Begriffserklärungen
Generell gibt es zwei verschiedene Hochspannungsgleichstromübertragungen (HGÜ, auch DC): netzgeführte und selbstgeführte
Netzgeführte HGÜ-Anlagen eignen sich mit Blick auf das langfristige Entwicklungspotential grundsätzlich weniger zum Einsatz in einem vermaschten Netz, u.a. weil sie ungünstigere Systemeigenschaften haben als selbstgeführte HGÜs.
Daher werden im NEP nur selbstgeführte HGÜs betrachtet. Diese sollen zunächst nur als Punkt-zu-Punkt-Verbindung ausgeführt werden (eine Einspeise-, eine Entnahmestelle). Es besteht jedoch die Option, diese Verbindungen später zu einem extra vermaschten HGÜ-Overlay-Netz zusammen zu führen.
Selbstgeführte HGÜs können mit sog. Multilevel-Konvertern ausgestattet werden. Dies sind die Umrichter, die Wechselstrom und –spannung in Gleichstrom und –spannung wandeln. Mit diesen Konvertern können im Prinzip beliebig hohe DC-Spannungen und DC-Ströme erreicht werden.
Multilevel-Konverter können in Halbbrücken- oder Vollbrückenmodulen ausgeführt werden. Vollbrücken bieten im Vergleich zu Halbbrücken u.a. ein deutlich besseres Verhalten im Fehlerfall.