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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
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Ausstieg aus der Kernenergie
Zubauziel bis 2022: 12.900 MW
Szenario B
Zubauziel bis 2022: 20.400 MW
Szenario B
2021
2022
2015
2021
2017 2021
2022 2022
2019
abgeschaltet
geplante Abschaltung
Wind offshore
Wind onshore
Zubauziel bis 2022: 36.000 MW
Szenario B
Photovoltaik
Atomkraftwerke
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Entwicklung des Kraftwerkparks
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Kraftwerkspark in Süddeutschland
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Entwicklung der Leistungsbilanz
Quelle:50Hertz, Amprion, Tennet, TransnetBW
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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.
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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
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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
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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
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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
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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
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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“
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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)
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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
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„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)
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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.
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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.) (+)
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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.
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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
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Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit!