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Warum Netzausbau?
Grundlegender Umbau der Erzeugungsstruktur
Stand 2013: 32,7 GW
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§ Ausgangslage ist die Last, d.h. die Stromnachfrage der Kunden (im In- und
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Die unterschiedlichen Rollen von ÜNB und BNetzA
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Ausbauvorhaben mit Bezug zu Baden-Württemberg
gemäß NEP Entwurf 2024
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Ausbauvorhaben mit Bezug zu Baden-Württemberg
gemäß NEP Entwurf 2024
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Fünf Schritte des Netzausbaus
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Informationstag Netzentwicklungsplan/Umweltbericht der Bundesnetzagentur am 27.04.2015 in Stuttgart: A. Zerres, Bundesnetzagentur: Die vorläufigen Prüfungsergebnisse des Netzentwicklungsplans 2024

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Vortrag über die vorläufigen Prüfungsergebnisse des Netzentwicklungsplans 2024. Gehalten auf dem Informationstag Netzentwicklungsplan/Umweltbericht der Bundesnetzagentur am 27.04.2015 in Stuttgart.
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 27.04.2015 in Stuttgart: A. Zerres, Bundesnetzagentur: Die vorläufigen Prüfungsergebnisse des Netzentwicklungsplans 2024

  1. 1. www.bundesnetzagentur.de Die vorläufigen Prüfungsergebnisse des Netzentwicklungsplans 2024 Achim Zerres, Abteilungsleiter Energieregulierung Stuttgart, 27. April 2015
  2. 2. 22 Warum Netzausbau? Grundlegender Umbau der Erzeugungsstruktur Stand 2013: 32,7 GW Zubau bis 2024: 22,3 GW Wind onshore 2021 2022 2015 2021 2017 2021 2022 2022 2019 AKW abgeschaltet geplante AKW-Abschaltung Stand 2013: 0,5 GW Zubau bis 2024: 9,2 GW Wind offshore Stand 2013: 36,6 GW Zubau bis 2024: 19,4 GW Photovoltaik 2 GW 3 GW 5,7GW 5,7GW NTC-Werte
  3. 3. Energiewirtschaftliche Bedarfsermittlung Planung konkreter Vorhaben 3 3. Entwurf durch Netzbetreiber 2. Genehmigung durch BNetzA 7. Antrag durch Netzbetreiber 1. Entwurf durch Netzbetreiber 4. Bestätigung durch BNetzA 8. Entscheidung durch BNetzA 10. Planfeststellung durch BNetzA 6. Gesetz von Bundestag und Bundesrat 5. Entwurf der BNetzA 9. Antrag durch Netzbetreiber Beteiligungsmöglichkeiten im Gesamtverfahren Prozessablauf
  4. 4. Szenario A Szenario B Szenario C Szenario B Gesamtprozess der Netzentwicklung auf einen Blick 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
  5. 5. 5 I Szenariorahmen Grundlage des Netzentwicklungsplans: Szenariorahmen Basis: § gesetzliche Vorgaben § ökonomische Gesetzmäßigkeiten Installierte Leistung [GW] 2013 B 2024 PV 36,3 56,0 Wind onshore 33,8 55,0 Wind offshore 0,5 12,7 Biomasse 6,2 8,7 Wasserkraft 3,9 4,7 EE-Anteil 25 % 47 % Braunkohle 21,2 15,4 Steinkohle 25,9 25,8 Erdgas 26,7 28,2 Bundesnetzagentur berücksichtigt in ihrer Prüfung: § Offshore Reduktion auf 9,9 GW § Spitzenkappung
  6. 6. 66 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
  7. 7. II Erneuerbare / konventionelle Erzeugerleistung 2014 und B 2024 * Nord: SH, NI, HB, HH West: NRW, RP, SL, HE Ost: MV, BB, BE, SN, ST, TH Süd: BY, BW EE Konventionell
  8. 8. 88 III Marktmodellierung Prämissen: § Ausgangslage ist die Last, d.h. die Stromnachfrage der Kunden (im In- und Ausland). § Wegen Einspeisevorrang und geringer Grenzkosten der Erneuerbaren Energien bedienen diese zunächst die Lastdeckung. § Der verbleibende Bedarf (Residuallast) ist durch konventionelle Erzeugung zu decken. Marktmodellierung: § Mit Hilfe eines computergestützten Modells wird europaweit für jede Stunde des Betrachtungsjahres 2024 auf Basis der Grenzkosten (im Wesentlichen Brennstoffkosten) der volkswirtschaftlich günstigste Kraftwerkseinsatz zur Deckung der Stromnachfrage ermittelt. Ergebnis ist eine knotenscharfe Einspeise- und Lastsituation, die Verbrauch, EE-Erzeugung und daraus resultierende konventionelle Erzeugung beinhaltet.
  9. 9. 99 Versinnbildlichung der Ergebnisse der Marktsimulation Symbolische Darstellung der gesamtdeutschen Stromnachfrage und Stromproduktion Grün: Überschüsse der Nachfrage Rot: Überschüsse der Produktion Quelle: Übertragungsnetzbetreiber Exemplarische Leistungsbilanz heute Exemplarische Leistungsbilanz in 2024
  10. 10. 10 IV Konfrontation des Netzes mit den Aufgaben Auslastung des Startnetzes (inkl. EnLAG) im Jahr 2024 § Einspeise- und Lastsituation im Jahr 2024 wird für jede einzelne Stunde des Jahres betrachtet (8.760 Netznutzungsfälle) § Besondere 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 Netzstabilität gefährdet würde
  11. 11. 1111 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.
  12. 12. 1212 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
  13. 13. 13 Die unterschiedlichen Rollen von ÜNB und BNetzA § NEP-Planung durch ÜNB § Basis: international anerkannte Planungsgrundsätze Beispiel: (n-1)-Kriterium § NEP-Prüfung durch BNetzA § Basis: über anerkannte Planungsgrundsätze hinaus gehende einschränkende Kriterien § Beispiel I: mindestens 20% Auslastung der Vorhaben § Beispiel II: Sensitivitäts-Untersuchungen § Grund: Ziel: spätere parlamentarische Bestätigung der Vorhaben nur für ausreichend robuste Vorhaben (die wahrscheinlich auch bei Veränderung der Rahmenbedingungen notwendig bleiben) § Prüfkriterien der BNetzA restriktiver als internationale Planungsgrundsätze § Bestätigter NEP deshalb NICHT engpassfrei! § Im Klartext: Bestätigter NEP = kein Vollausbau, sondern Kompromiss, der gegebenenfalls weiterhin Einsatz unterstützender Kraftwerke erfordert
  14. 14. 14 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
  15. 15. 15 Ausbauvorhaben mit Bezug zu Baden-Württemberg gemäß NEP Entwurf 2024 ü HGÜ Koridor A ü HGÜ-Korridor C nach Großgartach - HGÜ Korridor C nach Wendlingen (-) Ø 16 Wechselstrom- Maßnahmen beantragt Ø davon nach vorläufigem Prüfungsstand 11 bestätigungs- fähig
  16. 16. 16 Ausbauvorhaben mit Bezug zu Baden-Württemberg gemäß NEP Entwurf 2024 bestätigungsfähig Projekt Maßnahme Bezeichnung Korridor A A02 Osterath - Philippsburg Korridor C C05 Brunsbüttel - Großgartach Korridor D D18 Wolmirstedt - Gundremmingen P47 M31 Weinheim - Daxlanden P47 M32 Weinheim - G380 (Mannheim) P47 M33 G380 (Mannheim) - Altlußheim P47 M34 Altlußheim - Daxlanden P48 M38a Raum Grafenrheinfeld - Kupferzell P48 M39 Kupferzell - Großgartach P49 M41a Daxlanden - Bühl/Kuppenheim - Eichstetten P52 M93 Punkt Rommelsbach - Herbertingen P52 M94b Punkt Neuravensburg - Punkt Bundesgrenze (AT) P52 M95 Punkt Wullenstetten - Punkt Niederwangen P70 M106 Birkenfeld - Mast 115A NICHT bestätigungsfähig Projekt Maßnahme Bezeichnung Korridor C C06WDL Kreis Segeberg – Wendlingen P51 M37 Großgartach - Endersbach P52 M59 Herbertingen - Tiengen P49 M90 Daxlanden - Eichstetten P50 M40 Metzingen - Oberjettingen P50 M41 Oberjettingen - Engstlatt
  17. 17. Fünf Schritte des Netzausbaus 2022 2022 2022 2023 2023 2024 2024 Bedarfsermittlung Vorhaben 17 Korridore C und A 2025
  18. 18. 18 Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit! Achim Zerres Abteilungsleiter Energieregulierung Achim.Zerres@bnetza.de

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