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Energie Speicher Symposium Stuttgart, 13. März 2013

Barbie Haller, Referatsleiterin Wirtschaftliche Grundsatzfragen

Versorgungssicherheit in Deutschland

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I. Ausgangslage

Entwicklung des deutschen KraftwerkparksAuswirkungen auf die LeistungsbilanzNetzausbau

Barbie Haller | EnergieSpeicherSymposium Stuttgart | © Bundesnetzagentur 3

Ausstieg aus der Kernenergie

Zubauziel bis 2022: 12.900 MW

Szenario B


Szenario B

2021

2022

2015

2021

2017 2021

2022 2022

2019

abgeschaltet

geplante Abschaltung

Wind offshore

Wind onshore


Szenario B

Photovoltaik

Atomkraftwerke


Entwicklung des Kraftwerkparks


Kraftwerkspark in Süddeutschland


Entwicklung der Leistungsbilanz

Quelle:50Hertz, Amprion, Tennet, TransnetBW


Aktueller Stand des Netzausbaus

Verzögerter Netzausbau: EnLAG: 1.855 km Leitungen

notwendig bis 2015 Bisher 268 km realisiert in 2012 gebaut: 47 km Bisher kein Vorhaben mit

Pilotstrecken für Erdkabel planfestgestellt oder gar in Betrieb

ÜNB rechnen mit Fertigstellung von über 50 Prozent der Vorhaben (rd. 960 Kilometer) bis 2016.


Bestätigung NEP 2012

51 von 74 vorgeschlagene Maßnahmen bestätigt

3 von 4 HGÜ-Korridoren bestätigt

~2.800 km komplette Neubautrassen

~2.900 km Optimierungs- und Verstärkungsmaßnahmen


Erste Einschätzung des NEP 2013

Alle Maßnahmen im „bestätigten NEP 2012“ sind weiterhin notwendig

Entwurf NEP 2013: 22 neue Maßnahmen 4 HGÜ Korridore werden erneut empfohlen Die Übertragungsleistung des HGÜ-Korridors D soll

von 2 GW auf 4 GW erhöht werden Ausbauvolumen 5% erhöht gegenüber Entwurf NEP

2012 und betrifft nur Netzverstärkung/Optimierung 4.400 km (4.100 km 2012)

Neubau weiterhin 1.700 km Drehstrom und 2.100 km HGÜ

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II. Maßnahmen zur Gewährleistung der VersorgungssicherheitHerausforderungen des „Starkwindszenarios“Konsequenzen Winter 2011/12 und Fazit Winter 2012/13„Reservekraftwerks-Verordnung“ für 2013/14Langfristige Marktdesign


Starkwindszenario

sehr hohe Windenergieeinspeisung von ca. 27.000 MW, vornehmlich in Norddeutschland

hohe Stromnachfrage in Deutschland (Verbrauchslast ca. 81 GW)

große Nachfrage aus dem benachbarten Ausland in Höhe von 9.500 MW aufgrund des niedrigen Börsenpreises


Analyse der Szenarien

1. Analyse der Transportfähigkeit des Netzes, Aktualisierung des Modells um im Jahr 2012 realisierte Netzertüchtigungen

2. Analyse des zur Verfügung stehenden Kraftwerksparks, Aktualisierung der Neubauten und Außerbetreibnahmen

3. bekannte Nichtverfügbarkeiten von Kraftwerken z.B. wegen unaufschiebbarer Revisionen in Höhe von 2.500 MW

4. Nichtverfügbarkeit der belgischen Kernkraftwerke Doel 3 und Tihange 2 mit 2.000 MW

5. auf Grund statistischer Betrachtungen: Ungeplante Kraftwerksausfälle in Höhe von 3.700 MW

6. Keine Photovoltaik-Einspeisung in der Abendlastspitze


Ergebnisse Starkwindszenario

Nach Eingriffen mit einem Volumen von 9.500 MW können die Leitungsüberlastungen behoben werden Alle Kraftwerke im Süden hierfür benötigt,

trotzdem grenzwertige Leitungsauslastung Reserveleistung i.H.v. rund 2,5 GW aktiviert

Situation insbesondere in Niederbayern, Franken und der Oberpfalz kritisch Verschärfung der Situation nach Abschaltung KKW

Grafenrheinfeld zu erwarten Fertigstellung der SWKL dringend notwendig


Fazit Wintervorsorge 2012/13

max. Kaltreservebedarf: ~2,5 GW („Starkwindfall“) Verfügbare Reserveleistung für ÜNB aus deutschen

und österreichischen (rd. 950 MW) ReserveKW: ~2,6 GW

Vergleich zum letzten Winter 2011/2012: Spannungshaltung durch Inbetriebnahme

Phasenschieber im KKW Biblis A verbessert Leitungsbelastung durch Außerbetriebnahmen von

Kraftwerken in Süddeutschland und Zubau von Windenergieanlagen verschlechtert

Versorgungssicherheitslage im Winter 2012/2013 (wie schon 2011/12): „angespannt, aber beherrschbar“


Herausforderungen (1)

Kurze Frist: Netzstabilität durch lokalen Mangel an Erzeugungsleistung

gefährdet (z.B. bei Abschaltung eines Großkraftwerks in einer Region)

Insgesamt zur Nachfragedeckung aber genug Erzeugungsleistung vorhanden

Lösung: Pflicht zur frühzeitigen Anzeige von Stilllegungen mögliche Verpflichtung zum Weiterbetrieb bei

nachgewiesenem Bedarf Aufbau einer technischen Netzreserve

(falls unumgänglich im Ausnahmefall auch durch neue Kraftwerke)


Rechtliche Konsequenzen (1)

EnWG-Novelle vom Dezember 2012: neue Vorsorge-Instrumente bez. Versorgungssicherheit Verpflichtung KW-Betreiber: frühzeitige Anzeige von

vorläufiger oder endgültiger Kraftwerksstilllegung „gesetzliches Stilllegungsverbot“ für 12 Monate ab Anzeige

BNetzA kann auf Antrag ÜNB endgültige Stilllegung von „systemrelevanten“ Kraftwerken für max. 24 Monate untersagen (Verlängerung möglich)

BNetzA kann verlangen, dass unterbrechbar versorgte Gaskraftwerke (bei technischer Eignung) auf bivalente Befeuerung (Ölbefeuerung) umzurüsten sind

Anweisungsrecht ÜNB gegenüber Gas-FNB über vorrangige Belieferung von „systemrelevanten“ Gaskraftwerken im Falle von Gasversorgungsengpässen


„Reservekraftwerks-Verordnung“ soll zügig erlassen werden (für Winter 2013/14)

Normierung bisheriger Praxis der Beschaffung von (Bestands-) Reservekraftwerken ( Erhöhung Transparenz)

keine Anreize für KW-Betreiber für ein „Überwintern“ in der „Kaltreserve“

Möglichkeit vertraglicher Vereinbarungen zwischen KW-Betreiber und ÜNB über Bereitstellung und Vergütung von ReserveKW „Endgültige Stilllegung“: Kraftwerk ist so zu erhalten, dass Herstellung der Betriebsbereitschaft möglich

daher „nur“ Ersatz der Erhaltungsauslagen

keine Rückkehr in Markt zulässig

Verfahren zur Beschaffung einer „Netzreserve“ aus bestehenden Anlagen und in Ausnahmefällen aus Neuanlagen

Rechtliche Konsequenzen (2)


Bewertung

Ja. Die Regelungen für Kraftwerke aus dem „Winterpaket“ haben den Charakter von Zwangsmaßnahmen.

Ja. Die Regelungen entsprechen nicht dem Ideal einer marktnahen Lösung.

Ja. Die Reservekraftwerksverordnung ist kein Kapazitätsmechanismus.

Und dennoch begrüßt die Bundesnetzagentur die Regelungen aus dem Winterpaket ausdrücklich, …

denn für die Erhaltung der Systemstabilität in den kommenden Wintern müssen Maßnahmen zwingend unmittelbar und effektiv wirken.

denn für die Beschaffung der Kraftwerke gibt es kein marktliches Umfeld. (Angebotsmonopol und starre Nachfrage)

denn das Winterpaket ist ein provisorisches Instrument zur Behebung kurz- bis mittelfristiger Netzprobleme.


Herausforderungen (2)

Langfristig:

„wenn der Wind nicht weht und die Sonne nicht scheint“ wird auch in Zukunft ausreichend gesicherte Leistung als „Back-up“ benötigt werden

Netzstabilität ist bei einem Mangel an Leistung ebenfalls gefährdet

Lösung: nachhaltige Anpassung des Strommarktdesigns erforderlich Als Konzepte zur Vorhaltung von gesicherter Leistung

(Kapazität) werden aktuell im Wesentlichen zwei Grundansätze diskutiert: Strategische Reserve (SR) (-) Kapazitätsmarkt (offen, selektiv, fokusiert, o.ä.) (+)


Langfristiges Marktdesign

Anforderungen an ein Strommarktdesign: Langfristige Versorgungssicherheit hat einen Wert, wird im

derzeitigen Markt aber nicht vergütet. Versorgungssicherheit soll so kostengünstig wie möglich

erreicht werden. Hierfür bedarf es der Berücksichtigung des Europäischen Binnenmarktes und einer technologieoffenen Ausgestaltung.

Der Netzausbau, der Zubau an Erneuerbaren Energien und die Regeln für den Energy-Only Markt können nicht getrennt voneinander betrachtet werden.

Es bedarf einer Verzahnung der Fördermechanismen für Erneuerbarer Energien, sowohl mit dem Netzausbau, als auch mit dem zukünftigen Strommarktdesign.


Langfristiges Marktdesign

Anforderungen an ein Strommarktdesign:

Flankierung nicht Ersetzung des energy-only-Marktes Am Markt für Kapazitäten sollten sich alle Marktteilnehmer

beteiligen können (auch Speicher!) Vorstellbar wäre eine Markttrenunng:

kurzfristiger Markt für Altkraftwerke, DSM, virtuelle Kraftwerke und

ein zusätzlicher Markt für neu zu bauende Kapazitäten Bei der Einführung eines Kapazitätsmechanismus muss

ausreichender Wettbewerb sichergestellt werden

eine Leistungsvergütung kann eine sinnvolle Ergänzung des Strommarktes darstellen


Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!

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