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Szenario A
Szenario B
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Szenario B
Gesamtprozess der Netzentwicklung (§§ 12a ff. EnWG)
10Jahre20Jahre
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I Szenariorahmen
§ Stellt die Ziele der Bundesregierung dar
§ Spiegelt rechtlichen Handlungsrahmen wieder
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II Regionalisierung
Regionalisierung:
Verfahren zur räumlichen Verteilung der
Stromerzeuger und Stromverbraucher
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II Regionalisierung in Bayern
Erzeugungsleistung in Bayern NEP 2024
Ergänzende Informationen:
§ KWK-Anlagen ca. 3 GW da...
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III Marktmodellierung
= Wer würde wo wie viel Strom produzieren, wenn es keine Beschränkungen durch die
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III Marktmodellierung
Der Markt bestimmt den Energiemix
- das Netz unterscheidet nicht –
Das Netz ist auf das Tagesgesc...
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IV Netzberechnungen
Auslastung des Startnetzes im Jahr 2024
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2024 wird für jede ei...
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V Ermittlung des Netzausbaubedarfs
§ Feststellung, dass das Startnetz den modellierten
Transportbedarf des Zieljahres n...
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Von BNetzA zu prüfender Entwurf des Netzentwicklungsplans 2024
Überarbeiteter Entwurf des NEP
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Prüfkonzept der BNetzA
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Prüfung der Einzelmaßnahmen
Wirksamkeit
Trägt die Maßnah...
Prüfung der Einzelmaßnahmen: Wirksamkeit
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(n-1)-Sicherheit
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Prüfung der Einzelmaßnahmen: Sonstige Erwägungen
Sonstige Erwägungen:
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Informationstag Netzentwicklungsplan/Umweltbericht der Bundesnetzagentur am 21.04.2015 in München: Einführungsvortrag zum Dialogforum Grundlagen der Bedarfsermittlung

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Einführungsvortrag zum Dialogforum Grundlagen der Bedarfsermittlung. Gehalten auf dem Informationstag Netzentwicklungsplan/Umweltbericht der Bundesnetzagentur am 21.04.2015 in München.
Weitere Informationen zu den Netzentwicklungsplänen 2024 und dem Umweltbericht finden Sie auf der Website der Bundesnetzagentur unter www.netzausbau.de/nep-ub3.

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Informationstag Netzentwicklungsplan/Umweltbericht der Bundesnetzagentur am 21.04.2015 in München: Einführungsvortrag zum Dialogforum Grundlagen der Bedarfsermittlung

  1. 1. www.bundesnetzagentur.de Grundlagen der Bedarfsermittlung Infotag der Bundesnetzagentur zum Netzentwicklungsplan 2024 München, 21.04.2015
  2. 2. Szenario A Szenario B Szenario C Szenario B Gesamtprozess der Netzentwicklung (§§ 12a ff. EnWG) 10Jahre20Jahre I SZENARIO- RAHMEN II REGIONALI- SIERUNG III MARKT- MODELLIERUNG IV NETZ- BERECHNUNG V NETZAUSBAU- BEDARF EE-Quoten, Schicksal der Konventionellen Räumliche Zuordnung von Ein- und Ausspeisung Stunden und knotengenaue Simulation von Einspeisung der Erzeuger Wer produziert wann für wen Strom ? (Brennstoffmix) Berechnung und Analyse des Startnetzes Maßnahmen für einen bedarfsgerechten Netzausbau Was sind die richtigen Maßnahmen? (NOVA-Prinzip, Technologieauswahl) iterierend Wo speisen die Erneuerbaren Energien ein? Wann und wo ist das Netz überlastet? (Netzengpässe) Wesentliche Fragestellung im jeweiligen Prozessschritt: § 12a EnWG §§ 12b f. EnWG
  3. 3. 3 I Szenariorahmen § Stellt die Ziele der Bundesregierung dar § Spiegelt rechtlichen Handlungsrahmen wieder § Wurde konsultiert Installierte Leistung [GW] 2013 A2024 B2024 C2024 PV 36,3 54,8 56,0 58,6 Wind onshore 33,8 49,0 55,0 87,4 Wind offshore 0,5 11,5 12,7 16,1 Biomasse 6,2 8,3 8,7 7,8 Wasserkraft 3,9 4,5 4,7 4,2 EE-Anteil 25 % 43 % 47 % 62 % Braunkohle 21,2 16,0 15,4 15,4 Steinkohle 25,9 27,2 25,8 25,8 Erdgas 26,7 23,3 28,2 28,2 Bundesnetzagentur prüft unter Berücksichtigung: § Offshorereduktion auf 9,9 GW § Spitzenkappung
  4. 4. 44 II Regionalisierung Regionalisierung: Verfahren zur räumlichen Verteilung der Stromerzeuger und Stromverbraucher Die bestehende und zuzubauende Erzeugungsleistung und Last wird einem der rund 450 Netzknoten in Deutschland zugeordnet Konventionelle Erzeugung Entsprechend der genehmigten Kraftwerksliste Erneuerbare Energien Flächenansatz bei Wind-Onshore und PV Regionalisierung auf Basis von ausgewiesenen Windvorrangs- und Windeignungsflächen bzw. verfügbare Dach- und EEG geförderten Freiflächen
  5. 5. 55 II Regionalisierung in Bayern Erzeugungsleistung in Bayern NEP 2024 Ergänzende Informationen: § KWK-Anlagen ca. 3 GW davon § 400 MW BHKW § neue Gaskraftwerke 900 MW 15,4 GW 2,5 GW 1,7 GW 2,8 GW 0,3 GW 0,8 GW 0,2 GW 0,2 GW 4,0 GW 0,8 GW
  6. 6. 66 III Marktmodellierung = Wer würde wo wie viel Strom produzieren, wenn es keine Beschränkungen durch die Transportfähigkeit des Netzes gäbe? Wesentliche Eingangsparameter: § Deutscher Kraftwerkspark (genehmigter Szenariorahmen) § Wetter und Lastkurve des Jahres 2011 § Brennstoffpreise (z.B. Gas 2,7 ct/kWh / CO2-Zertifikat 29 €/t CO2) § Berücksichtigung des europäischen Auslands: • Europäischer Kraftwerkspark, europäische Stromnachfrage • Grenzüberschreitende Kapazitäten Vorgehen: § Ökonomischer Vorrang der Erneuerbaren Energien § Must run Anlagen (netztechnisch unverzichtbare Anlagen / Wärmeauskopplungen bei KWK) § Last, die von Erneuerbaren Energien nicht bedient werden kann, wird durch Einsatz konventioneller Kraftwerke gedeckt Ergebnis: Ø Prognose des Kraftwerkseinsatzes für jede der 8.760 Stunden des Zieljahres Ø Einspeise- und Lastsituation für jede der 8.760 Stunden des Zieljahres
  7. 7. 77 III Marktmodellierung Der Markt bestimmt den Energiemix - das Netz unterscheidet nicht – Das Netz ist auf das Tagesgeschehen (Markt) dimensioniert, - nicht auf Extremsituationen!
  8. 8. 8 IV Netzberechnungen Auslastung des Startnetzes im Jahr 2024 § Einspeise- und Lastsituation im Jahr 2024 wird für jede einzelne Stunde des Jahres betrachtet (8.760 Netznutzungsfälle) § Bestimmte Situationen (z.B. viel Wind, geringe PV, hohe Last) sind bei der Netzberechnung besonders relevant § Netznutzungsfälle werden auf ein Modell des Übertragungsnetzes übertragen § ca. 6.600 Netzknoten in Europa § 5.500 Stromkreise § rund 1.850 Transformatoren § 35.000 km Netzlänge (Leitungen) § Daraus ergeben sich für diese einzelnen Netzelemente Betriebs- und Belastungswerte § Belastungswerte dürfen dabei bestimmte Bandbreiten nicht verlassen, da sonst die Netzsicherheit gefährdet würde Viele Netzengpässe an über 1000 h im Jahr (trotz Südwestkuppelleitung)
  9. 9. 99 V Ermittlung des Netzausbaubedarfs § Feststellung, dass das Startnetz den modellierten Transportbedarf des Zieljahres nicht bewältigen kann § sichtbar gewordene Überlastungen und Schwachstellen im Stromnetz müssen durch einzelne Maßnahmen behoben werden § dabei ist nach dem sogenannten NOVA-Prinzip vorzugehen: Netz- Optimierung vor Verstärkung vor Ausbau In der Praxis musste angesichts der Vielzahl der Schwachstellen zunächst eine Grundsatzentscheidung über die Art des Transports großer Leistungen über große Entfernungen getroffen werden. Die Entscheidung fiel zu Gunsten einer HGÜ-Korridor Lösung.
  10. 10. 1010 Von BNetzA zu prüfender Entwurf des Netzentwicklungsplans 2024 Überarbeiteter Entwurf des NEP 2024: § 92 Maßnahmen von ÜNB beantragt § darunter 4 HGÜ-Korridore § ca. 7.300 km an Umbau- und Ausbaumaßnahmen § geschätztes Investitions- volumen: ca. 23 Mrd. Euro
  11. 11. 1111 Prüfkonzept der BNetzA Das Prüfkonzept der Bundesnetzagentur Prüfung der Einzelmaßnahmen Wirksamkeit Trägt die Maßnahme zur (n-1)-Sicherheit des Netzes bei? Erforderlichkeit Ist die Maßnahme gegenüber veränderten Rahmenbedingungen ausreichend robust? (Kriterium: Auslastung der Leitung) Sonstige Erwägungen Ist die Maßnahme auch im Gutachter-Szenario notwendig? Lassen sich unzulässige Betriebszustände durch sog. Topologieänderungen beheben?
  12. 12. Prüfung der Einzelmaßnahmen: Wirksamkeit Wirksamkeit § Eine Maßnahme ist wirksam, wenn mit der Maßnahme das Netz (n-1)-sicher ist, ohne sie jedoch nicht und sich dieser Zustand nicht mit milderen Maßnahmen (NOVA) erreichen lässt. § Zur Untersuchung der Wirksamkeit einer Maßnahme wird die (n-1)-Sicherheit des Netzes vor und nach der Netzausbauplanung, d. h. mit und ohne Ergebnismaßnahmen, betrachtet. § Können Überlastungen auf Leitungen, die in (n-1)-Situationen auftreten, durch Schalthandlungen (Trennung / Kupplung von Sammelschienen, u.ä.; sog. „Topologie-Änderungen“) behoben werden? 12
  13. 13. 13 (n-1)-Sicherheit (n-1)-sicher heißt, dass das Netz bei einem Ausfall EINER Leitung immer noch sicher und zuverlässig betrieben werden kann. Diese Leitung kann nachvollzogen werden
  14. 14. 1414 Erforderlichkeit § Für 2024 wurde für sämtliche 8.760 Stunden des Jahres eine Berechnung durchgeführt und die Auslastung der einzelnen Leitungen über das Jahr ermittelt. Damit kann die Erforderlichkeit bewertet werden. § Eine Auslastung unter 20% ist ein Indiz für mangelnde Erforderlichkeit. Ein solcher Transportbedarf könnte technisch auch durch das 110 kV-Netz bewältigt werden. Prüfung der Einzelmaßnahmen: Erforderlichkeit § P159 M62: Bürstadt – BASF § Nicht erforderlich, denn Auslastung max. Auslastung: 15,9%
  15. 15. 1515 Prüfung der Einzelmaßnahmen: Sonstige Erwägungen Sonstige Erwägungen: Notwendigkeit der Maßnahme auch im Gutachter-Szenario? BNetzA hat zusammen mit ihrem Gutachter geprüft, ob die Maßnahmen auch gemäß den neuen Rahmenbedingungen (Reduzierung der Offshore-Kapazitäten und Spitzenkappung) notwendig sind. § P27 M52: Landesbergen – Wehrendorf § Nicht wirksam im Gutacher-Szenario
  16. 16. 16 Übersicht: vorläufige Prüfungsergebnisse NEP 2024 § 63 von 92 Maßnahmen bestätigungsfähig § Dies entspricht ca. 5.800 km Aus- und Umbaumaßnahmen (zum Vergleich: BBPlG ca. 5.000 km) § Alle im BBP enthaltenen HGÜ- Korridore erneut bestätigungsfähig § HGÜ-Korridore B und C06 erneut (noch) nicht bestätigungsfähig § 20 Maßnahmen zusätzlich zum BBP bestätigungsfähig (fast ausschließlich Maßnahmen in bestehender Trasse, Ausnahmen P20, P44, P72) § 5 Maßnahmen des BBP derzeit nicht mehr bestätigungsfähig bzw. noch weiter zu untersuchen
  17. 17. 17 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!

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