VhU-Energieforum, Frankfurt 14. April 2015 Der Umbau der deutschen Stromversorgung Herausforderungen Netzausbau Dr. Udo Niehage Senior Vice President Leiter Government Affairs Berlin Unternehmensbeauftragter für die Energiewende, Siemens AG © Siemens AG 2015 All rights reserved. Vorwort Mit freundlicher Unterstützung von Univ.-Prof. Dr.-Ing. Armin Schnettler Direktor des Instituts für Hochspannungstechnik (IFHT), RWTH Aachen und Untersuchungen basieren auf NEP 2013 (@2023) © Siemens AG 2015 All rights reserved. Agenda Prozess des Netzentwicklungsplans Annahmen und Randbedingungen Prozess und Resultate Technik Sensitivitäten und „Risiken“ Preiszonenproblematik Zusammenfassung © Siemens AG 2015 All rights reserved. 3 Stromnetz in Deutschland Kennzahlen 2013 Höchstspannungsnetz (Sicherheit! Handel) 380 / 220 kV Verteilungsnetz (Zuverlässigkeit! Qualität) 110 kV unterlagerte Spannungsebenen Leitungslängen Total: ca. 1,7 Mill. km 100.000 km Höchstspannung Erzeugungsleistung Installiert: ca. 170.000 MW Wind/PV: > 69.000 MW Biom./Wasser > 10.000 MW Spitzenlast: ca. 85.000 MW Steuerung erfolgt in Echtzeit! Quelle: Verband kommunaler Unternehmen (VKU), April 2012 © Siemens AG 2015 All rights reserved. Vorgehensweise beim Netzentwicklungsplan Anforderungen an Netze ergeben sich aus Erzeugungs-/Last-Portfolio Quelle: Netzentwicklungsplan 2013 Mehrphasige Vorgehensweise beim Netzentwicklungsplan • • Szenariorahmen Entwicklung NEP Konsultation Bewertung/Genehmigung durch BNetzA und Gutachter Durch Szenarien werden mögliche Entwicklungen abgedeckt; Netznutzungsfälle simulieren reale Netzzustände © Siemens AG 2015 All rights reserved. 5 Szenariorahmen NEP 2013 (@2023) Jahreshöchstlast: 84 GW Nettostrombedarf: 535 TWh Pinst, EE: …170 GW Änderungen NEP 2013 - Aktualisierung EE-Bestand und Prognose (Anstieg) - Aktualisierter KW-Park - Reduktion Höchstlast v. 87,5GW Änderungen NEP 2014 - Aktualisierung EE-Bestand und Prognose (Anstieg) - Sensitivitäten, z.B. KWBestand © Siemens AG 2015 All rights reserved. 6 Entwicklung des Netzentwicklungsplans Vorgehensweise Regionalisierung & Markt Erzeugung Netzentwicklung Technisch-wirtschaftliche Bewertung Netzmodell Bewertung des deutschen Energiesystems Vertikale Netzlast Ableitung des Ausbaubedarfs und der Maßnahmen inkl. Sensitivitäten © Siemens AG 2015 All rights reserved. Regionalisierung von Erzeugung und Last Erzeugung und Last Definition von Flächenrastern Zuteilung von Last und Erzeugung Zuordnung von Flächen zu georef. Netzknoten Generieren von EEEinspeisezeitreihen Sensitivitätsanalyse Regionalisierung der Erzeugungskapazitäten und der Last Allokation von Erneuerbaren Energien und thermischen Kraftwerken auf ein Flächenraster Methodik zur Zuordnung von Flächenraster zu georeferenzierten Netzknoten Generierung von EE-Einspeisezeitreihen Auf Basis europaweit verfügbarer konsistenter Wetterdaten sowie Szenariovorgaben Berücksichtigung der raum-/zeitlichen Korrelation der EE-Erzeugung Sensitivitätsanalysen Alternative Verteilungen von Erneuerbaren Energien, Variation des Wetterjahres, etc. © Siemens AG 2015 All rights reserved. 8 PV – Einspeisung im Jahr 2023 (Pinst = 61 GW) Sonniger Frühsommer PV-Erzeugung „einfacher“ prognostizierbar Lokale Gegebenheiten können hohen Einfluss haben • Nebel, Schnee etc. Trend zur Steigerung des Eigenverbrauchs und -speicherung • „PV-Speicher“ Einfluss schwierig prognostizierbar (keine Erfahrungswerte) Batteriespeicher, Wärmepumpe etc. © Siemens AG 2015 All rights reserved. © IFHT Wind – Einspeisung im Jahr 2023 (Pinst = 64 GW) Windfronten Regionen mit hohem, z.T. dauerhaftem Überschuss • > 4000h/a in Regionen Nord-DE Windfronten erfordern zeit-ortsabhängige Betrachtungen Noch höherer Anstieg der installierten Leistung möglich • Repowering © IFHT © Siemens AG 2015 All rights reserved. Residuallast im Jahr 2023 “aktuelle Last“ – „EE-Einspeisung“ 100MW Sehr heterogene Verteilung der EEEinspeisung 50MW • Regional • Leistungsklassen u. Anschluss in 0MW Niederspannung bis Höchstspannung -50MW Große Lastzentren dauerhaft als Residuallast • Singulär Großstädte für Lastabwurf berücksichtigen? Geringere Unsicherheit bei prognostizierter Last; geringere Eigenerzeugung © Siemens AG 2015 All rights reserved. -100MW © IFHT Strom – Marktsimulation Deckung des restlichen Energiebedarfs Dreistufiges Optimierungsverfahren nach EEVorrangregelung (im Europäischen Markt) Strommarktsimulation (z.B. 8760 Nutzungsfälle) Blockscharfe Abbildung des europäischen Erzeugungssystems (Kraftwerke + Speicher) Berücksichtigung des internationalen Stromhandels (Kuppelleitungen, NTC) Stufe I Stufe II Stufe III Ermittlung des internationalen Stromhandels (Import und Export) Detailsimulation für die einzelnen Länder unter Berücksichtigung von Import und Export Finaler europäischer Kraftwerkseinsatz im Stundenraster Detaillierte Kraftwerksfahrpläne für die Einzelstaaten, incl. Mindestbetriebsund Stillstandszeiten, Kaltstart/Warmstart, Speicher, etc. Detaillierter europäischer Kraftwerkseinsatz, Finale Import/Export Zeitreihen, Strompreisentwicklung (stündliche Auflösung) Austauschfahrpläne für Import/Export Vereinfachter europäischer Kraftwerks- und Speichereinsatz © Siemens AG 2015 All rights reserved. (Hydrothermal Economic Dispatch) NEP: Verstärkungs- und Ausbaumaßnahmen (B2023) Mehrere HGÜ – Korridore • 2 bis 4 GW je Korridor (12 GW Nord-Süd) • AC/DC – Hybridkorridor A Netzverstärkungsmaßnahmen • AC Netzausbau in beachtlichem Umfang (auch Blindleistungskompensation) NEP liefert ein mögliches Zielnetz • Robuste Lösung angestrebt • Systemstabilität erfordert Detailanalysen Keine Einzelbetrachtung von Leitungen/Maßnahmen sinnvoll! © Siemens AG 2015 All rights reserved. Netzoptimierung: AC/DC – Hybridfreileitung Wechselspannung und Gleichspannung auf einem Mast (Fa. Amprion) Weltweit einmalige Übertragungsstrecke • Nutzung vorhandener Trassen • Integration HGÜ in starkes AC-Netz Multifunktionale Nutzung einer modernen HGÜ • Wirkleistungsübertragung (Energietransport!) • Blindleistungsbereitstellung (Systemsicherheit) Source: www.entsoe.eu DC - Erfahrung im Netzbetrieb • bei AC Trassierung vorhanden, bei DC Trassierung im Aufbau • bei hybrider Trassierung kaum vorhanden Normung • Umfangreich verfügbar für AC, in der Entwicklung für DC • Nicht verfügbar für Mischfeldbeanspruchung © Siemens AG 2015 All rights reserved. + Stabilität im Übertragungsnetz – Komplexität durch Impedanz X X X Übertragungseigenschaften maßgeblich durch induktive Reaktanz bestimmt Quelle: Amprion © Siemens AG 2015 All rights reserved.GmbH Systembetrachtung AC Netz X Übertragungseigenschaften maßgeblich durch induktive Reaktanz bestimmt Quelle: Amprion © Siemens AG 2015 All rights reserved.GmbH Systembetrachtung AC Netz Querkompensation erhöht übertragbare Leistung nur in begrenztem Umfang X P2 , Q2,kap 1.4 Einfluss von Querkompensation 1.2 U1 U2 R 1 0.8 U 2 / p.u. 0.6 U12 U14 U2 Q2,kap X X 2 P22 XU12Q2,kap 2 4 0.4 0.2 0 0 0.5 1 1.5 2 2.5 P2 / p.u. Kompensation geeignet, aber reduziert Betriebsreserven !! Netzanalyse muss zwingend die komplexe Leitungsimpedanz betrachten !! Reduktion der Netzimpedanz X bzw. Spannungsabfall Ux ist primäres Ziel Quelle: Amprion GmbH © Siemens AG 2015 All rights reserved. 3 Agenda Prozess des Netzentwicklungsplans Annahmen und Randbedingungen Prozess und Resultate Technik Sensitivitäten und „Risiken“ Preiszonenproblematik Zusammenfassung © Siemens AG 2015 All rights reserved. „Länderbilanzen 2023+“ Energiebilanzen für Bundesländer Süddeutschland mit Energie-Defizit Maximaler Übertragungsbedarf Nord-Süd: 30 GW © Siemens AG 2015 All rights reserved. Quelle: Netzentwicklungsplan 2013 Dauerhafte Netzengpässe und Auswirkung auf Markteinheit Schon heute erhebliche Aufwendungen für Redispatch-Maßnahmen, d.h. Eingriff in den Markt und Korrektur des Kraftwerkseinsatzes In 2014 Eingriffe in 8116 Stunden; 5,1 TWh Redispatch; und >115 Mio. € Mehrkosten Wenn es nicht gelingt, die Netzengpässe zu beseitigen, droht der Strommarkt in Deutschland in zwei Preiszonen zu zerfallen Nachteil für südliche Preiszone und Wirtschaftsraum Abschätzungen sagen Preisunterschiede in Höhe bis zu 6 €/MWh voraus © Siemens AG 2015 All rights reserved. Residuallast im Jahr 2040+ (Pinst = 220 GW) aktuelle Netzentwicklung muss langfristig tragbar sein! Installierte EE-Leistung 220 GW mit 446 TWh EE-Stromerzeugung (80%) Sehr heterogene Verteilung der EE-Einspeisung • Übertragungsbedarf aus Bundesländern SH/NS/MV/BB erreicht Leistungen von über 80 GW 500MW • Bei ungünstigen Wetterbedingungen liegt DE EEErzeugung um Faktoren 2 bis 4 über Last 250MW Aktuelle NEP-Leitungen können Übertragungsbedarf bei weitem nicht aufnehmen! Ohne Netzausbau und Großspeicher ist ein Ziel 80%+ EE nicht realisierbar! • Kein Ausbau für jede Spitzenleistungs-kWh! • Synergien zwischen NOVA (Netzoptimierung vor –verstärkung und –ausbau) und Speicher © Siemens AG 2015 All rights reserved. 0MW -250MW -500MW Agenda Prozess des Netzentwicklungsplans Annahmen und Randbedingungen Prozess und Resultate Technik Sensitivitäten und „Risiken“ Preiszonenproblematik Zusammenfassung © Siemens AG 2015 All rights reserved. Zusammenfassung Netzentwicklungsplan in Deutschland mit weltweit einmaliger Transparenz • Szenarien, Sensitivitäten, Konsultationen, technisch hochwertige Begutachtungen Netzausbaumaßnahmen zeigen eine robuste Systemlösung! • • • Eine singuläre Betrachtung („Cherry-picking“) einzelner Maßnahmen oder Rahmenbedingungen hat i.a. einen Einfluss auf das Gesamtsystem Energiestrategie ist langfristig angelegte, (inter-)nationale Aufgabe Deutschland mit wesentlicher Rolle im internationalen Stromhandel Kraftwerksreserven in Süddeutschland technisch sinnvoll und berücksichtigt Ohne Netzausbau und Beseitigung der Netzengpässe droht die Aufteilung des Strommarktes in zwei Preiszonen, mit Nachteilen für die südliche Preiszone/Wirtschaftsraum Fazit: Ohne Netzausbau ist die Energiewende mit den mittelfristigen und langfristigen Zielsetzungen nicht realisierbar © Siemens AG 2015 All rights reserved.
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