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17.10.2017 Seite 1Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung

Erneuerbare Energien

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17.10.2017 Seite 2Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung

Zusammenfassung

• EEG 2017: Neue Ausbaupfade

• Windenergie: Höhere Kapazitäten

• Abfrage bei Stakeholdern, Verteilnetzbetreibern und Bundesländern

• Regionalisierung weitgehend nach Methodik NEP 2030 (2017)

• Diskussion Spitzenkappung

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17.10.2017 Seite 3Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung

Erneuerbare EnergienProzess „Top-Down“

Mantelzahlen Deutschland je Szenario:Wind, PV, …

Obergrenzen je Bundesland (nur Wind)

• Ausbaupfade EEG• Volllaststunden• Mittelfristprognose• Repowering, …

Detailregionalisierung Netzknoten-Zuordnung

• Anlagenbestand• Ausbaudynamik• Prognosen• Vorrangflächen• Antragslage VNB• Ertragsbewertung, …

Bestimmung Einspeisezeitreihen je Netzknoten

Spitzenkappung der Einspeisezeitreihen je Netzknoten

• Winddargebot• Wetterjahr• Anlagenkennlinien

Reg

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• Verteilnetzklassen• Regionaler EE-Zubau• Abregelungsfaktoren, … S

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17.10.2017 Seite 4Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung

Erneuerbare EnergienMantelzahlen (Wind Onshore)

- Genehmigung SR NEP 2030 (2017): 54 – 62 GW

- Bestand 31.12.2016: 46,2 GW

- Vorzieheffekte: Genehmigungen nach EEG 2014 (bis Ende 2016)

- Bis zu 7 – 8 GW zusätzlich zum Bestand

- Ausbaupfad nach§ 4 EEG 2017

- 2,8 – 2,9 GW brutto jährlich

- Diskussion um Anlagenrückbau: Förderdauer ≠ Betriebsdauer ?

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17.10.2017 Seite 5Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung

Erneuerbare EnergienRandbedingungen Mantelzahlen

Die nationale Entwicklung der erneuerbaren Energien (EE) ist sowohl durch politische und gesetzliche Ziele als auch durch technologisch-wirtschaftliche Randbedingungen determiniert

* Verteilungsfunktion zur Glättung des jährlichen Rückbaus

Politische/gesetzliche Randbedingungen Technische/wirtschaftliche Randbedingungen (Annahmen)

Energieträger Ausbaupfad § 4 EEG 2017 in MW/a

Ziel: Anteil am Bruttostromverbrauch

§ 1 EEG 2017

Volllaststunden (Bestand)

in h/a

Volllaststunden (Neuanlagen)

in h/a

Rückbau von Bestandsanlagen

Wind Onshore 2017-2019: 2.800 (brutto)2020-20XX: 2.900 (brutto)

Bis 2025: 40 – 45 % Bis 2035: 55 – 60 %

[Bis 2030: 47,5 – 52,5 %]

1.700 2.300 Nach Förderdauer und/oder Weibull-Verteilung*

Wind Offshore 2020: 6,5 GW2030: 15 GW 4.300 4.300 Kein Rückbau bis 2035

Photovoltaik 2500 (brutto), davon 600 in Ausschreibung 920 950 Nach Förderdauer

und/oder Weibull-Verteilung*

Biomasse 2017-2019: 150 (brutto)2020-2022: 200 (brutto) 6.200 4.000 Nach Förderdauer

Wasserkraft - 4.500 4.000 Kein Rückbau bzw. bestandsgleicher Ersatz

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Erneuerbare EnergienMantelzahlen (Wind Onshore)

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Erneuerbare EnergienMantelzahlen (Wind Onshore)

Vorzieheffekte

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17.10.2017 Seite 8Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung

Erneuerbare EnergienMantelzahlen (Wind Offshore, Photovoltaik)

Wind Offshore

- Kostendegression

- Diskussion um Offshore-Deckel

- EEG-Ausbaupfad aktuell bindend

Photovoltaik

- Kostendegression

- weitere Potentiale vorhanden (u.a. in Verbindung mit Speichern)

Förderunabhängige Entwicklungen?

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Erneuerbare EnergienRegionalisierung

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17.10.2017 Seite 10Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung

Erneuerbare EnergienRegionalisierung Wind Onshore

• Punktuelle Anpassung der Methodik • Grundsätzlich Verfahren nach Szenariorahmen NEP 2030 (2017)• Einbezug der neuen Randbedingungen nach EEG 2017

• Aktualisierung der Datengrundlage• Abfrage bei Bundesländern (Prognosen, politische Rahmenbedingungen)• Abfrage bei Planungsbehörden (Windvorrangflächen)• Abfrage bei Verteilnetzbetreibern

• Kriterien• Anlagenbestand• Prognosen und Ausbauziele der Bundesländer• Antragslage bei Verteilnetzbetreibern• Ausschreibungsergebnisse• Windvorrang-/eignungsflächen gemäß Regionalplanung • Flächenpotential, Eignungs- und Ausschlussflächen• Ertragsbewertung von Standorten• …

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Erneuerbare EnergienSpitzenkappung

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17.10.2017 Seite 12Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung

Erneuerbare EnergienSpitzenkappung: Aktuelle Methodik

Eckpunkte- Berücksichtigung von Spitzenkappung auf allen Spannungsebenen und von allen

Anlagen (keine Unterscheidung zwischen NS/MS/HS)

- Regionale Differenzierung der Abregelungsfaktoren nach Verteilnetzklassen und regionalem Zubau erneuerbarer Energien

- Berücksichtigung als Eingangsdatum für die Markt- und Netzberechnungen

- Kein direkter Bezug zu Engpässen im Übertragungsnetz

- Drei Prozent der Jahresenergiemenge als maximale Einspeisereduzierung

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17.10.2017 Seite 13Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung

Erneuerbare EnergienSpitzenkappung: Aktuelle Methodik

Bestimmung funktionaler Zusammenhang

3% ?

BMWi-Verteilernetzstudie

Zuordnung PLZ-zu-Verteilnetzklasse

Bestimmung Kappungsfaktor je PLZ

Bestimmung Kappungsfaktor je

HöS-Knoten

Regionalisierung: Erneuerbare je PLZ

Einspeisezeitreihen je HöS-Knoten

Kappung Einspeisezeitreihen

Markt, Netz

Ja

Nein

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17.10.2017 Seite 14Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung

Erneuerbare EnergienSpitzenkappung: Aktuelle Methodik

(bis zu 30%)

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