Gemeinsamer Netzausbauplan der 110-kV ... · ii 6.3 Darstellung der Engpassgebiete der ENSO NETZ...
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__________________________________________________________________________
Gemeinsamer
Netzausbauplan
der 110-kV-
Flächennetzbetreiber
2015* (*in Ostdeutschland)
Stand: 06.11.2015
i
I. Inhaltsverzeichnis II. Abbildungsverzeichnis ................................................................. iii
III. Tabellenverzeichnis ....................................................................... v
1 Präambel ......................................................................................... 1
2 Zusammenfassung ........................................................................ 4
3 Netzaufgabe der Verteilnetzbetreiber -Szenariengestaltung ...... 6
3.1 Szenarien für die Entwicklung der Last .................................................................. 7
3.2 Szenarien für die Entwicklung der Einspeisung ..................................................... 8
3.2.1 Szenarien des Netzentwicklungsplanes .................................................................. 8
3.2.2 Prognosen der einzelnen Bundesländer .................................................................10
3.2.3 Prognose für Erstellung des NAP 2015 ..................................................................10
4 Vorgehensweise ........................................................................... 12
5 Angewendete Grundsätze zur Netzplanung ............................... 14
5.1 Das NOVA-Prinzip ....................................................................................................14
5.2 Wirkleistungsabregelung – Spitzenkappung .........................................................15
5.2.1 Grundsätze zur Spitzenkappung ............................................................................15
5.2.2 Berücksichtigung der Spitzenkappung im NAP .......................................................17
5.2.3 Weitere Aspekte der praktischen Ausgestaltung der Spitzen-kappung ...................19
5.2.4 Fazit und wirtschaftliche Bewertung .......................................................................20
5.3 Gleichzeitigkeiten ....................................................................................................21
5.4 Die geeigneten Spannungsebenen für den Anschluss von Erzeugungsanlagen ..................................................................................................................................23
5.5 Einsatz neuer Technologien ...................................................................................25
5.6 Netzautomatisierung ...............................................................................................29
5.7 Methodik der „separaten Netze“ .............................................................................30
5.8 Belastbarkeit der Betriebsmittel .............................................................................31
5.9 Blindleistungsmanagement ....................................................................................32
6 Ermittelte Engpassgebiete .......................................................... 34
6.1 Darstellung der Engpassgebiete der Avacon AG/HSN Magdeburg GmbH ..........34
6.2 Darstellung der Engpassgebiete der E.DIS AG .....................................................35
ii
6.3 Darstellung der Engpassgebiete der ENSO NETZ GmbH .....................................38
6.4 Darstellung der Engpassgebiete der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH ..........................................................................................................................39
6.5 Darstellung der Engpassgebiete der TEN Thüringer Energienetze GmbH & Co. KG .............................................................................................................................42
6.6 Darstellung der Engpassgebieten der WEMAG Netz GmbH .................................43
7 Gemeinsamer Ausbaubedarf ...................................................... 44
7.1 Benennung der Übergabepunkte aus der Übersichtskarte ..................................45
7.1.1 Zusammenfassung der notwendigen Übergabepunkte ...........................................46
7.1.2 Zusammenfassung aller Leitungsneubau- und Erweiterungstrassen ......................47
7.2 Darstellung der notwendigen Netzausbaumaßnahmen bis 2025 .........................48
7.2.1 Karte der Netzausbaumaßnahmen der Avacon AG/HSN Magdeburg GmbH .........48
7.2.2 Karten der Netzausbaumaßnahmen der E.DIS AG ................................................49
7.2.3 Karte der Netzausbaumaßnahmen der ENSO NETZ GmbH ..................................52
7.2.4 Karten der Netzausbaumaßnahmen der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH .......................................................................................................................53
7.2.5 Karte der Netzausbaumaßnahmen der TEN Thüringer Energienetz GmbH & Co. KG .....................................................................................................56
7.2.6 Karte der Netzausbaumaßnahmen der WEMAG Netz GmbH ................................57
8 Wichtige zukünftige Aufgaben der VNB ..................................... 58
9 Literaturverzeichnis ..................................................................... 60
iii
II. Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1: Prognose der EEG-Erzeugungsleistung für die neuen Bundesländer
gem. NEP 2014 …………………………………………………………... 9
Abbildung 2: Beispiel für einen Einspeisegang einer PV-Anlage mit Begrenzung
der einspeisbaren Leistung ……………………………………………… 15
Abbildung 3: Überlagerung von Dauerganglinien von Erzeugungsanlagen 16
Abbildung 4: Beispiel einer Wirkung der Spitzenkappung auf Maßnahmen zum
Netzausbau ……………………………………………………………… 18
Abbildung 5: Annahme der zeitlichen Entwicklung des Zubaus von
Erzeugungsanlagen aus Erneuerbaren Energien für HS-Netzgebiete
der FNB Ost ……………………………………………………………… 19
Abbildung 6: Beispielhafte Bestimmung der Gleichzeitigkeitsfaktoren für Wind-
und PV-Einspeisung ………………………………………………… 22
Abbildung 7: Prinzip der Messung des Leiterdurchhangs ……………………….... 27
Abbildung 8: Maßnahmen nach §14 EEG und §§ 13, 14 EnWG im Netzgebiet der
Regelzone 50Hertz ………………………………………………………. 29
Abbildung. 9: Engpassgebiete der Avacon AG/HSN Magdeburg GmbH in der
Regelzone 50Hertz ………………………………………………………. 34
Abbildung 10: Engpassgebiete der E.DIS AG im Osten Brandenburgs …………… 35
Abbildung 11: Engpassgebiete der E.DIS AG im Westen Brandenburgs ………… 36
Abbildung 12: Engpassgebiete der E.DIS AG in Mecklenburg-Vorpommern ……… 37
Abbildung 13: Engpassgebiete der ENSO NETZ GmbH ………………………… 38
Abbildung 14: Engpassgebiete der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH
im Netzgebiet Brandenburg ………………………………………… 39
Abbildung 15: Engpassgebiete der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH
im Netzgebiet Sachsen-Anhalt ……………………………………… 40
Abbildung 16: Engpassgebiete der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH
im Netzgebiet Sachsen ……………………………………………… 41
Abbildung 17: Engpassgebiete der TEN Thüringer Energienetze GmbH & Co. KG 42
Abbildung 18: Engpassgebiete der WEMAG Netz GmbH …………………………… 43
Abbildung 19: Darstellung der notwendigen Übergabepunkte zum
Höchstspannungsnetz …………………………………………………… 44
Abbildung 20: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der Avacon AG/HSN
Magdeburg GmbH in Regelzone 50Hertz……………………………… 48
iv
Abbildung 21: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der E.DIS AG im Osten
Brandenburgs …………………………………………………………….. 49
Abbildung 22: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der E.DIS AG im Westen
Brandenburgs …………………………………………………………….. 50
Abbildung 23: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der E.DIS AG in Mecklenburg-
Vorpommern ……………………………………………………………… 51
Abbildung 24: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der ENSO NETZ GmbH 52
Abbildung 25: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der Mitteldeutschen
Netzgesellschaft Strom mbH im Netzgebiet Brandenburg) …………. 53
Abbildung 26: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der Mitteldeutschen
Netzgesellschaft Strom mbH im Netzgebiet Sachsen-Anhalt ……… 54
Abbildung 27: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der Mitteldeutschen
Netzgesellschaft Strom mbH im Netzgebiet Sachsen ………………. 55
Abbildung 28: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der TEN Thüringer
Energienetze GmbH & Co. KG …………………………………………. 56
Abbildung 29: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der WEMAG Netz GmbH ……. 57
v
III. Tabellenverzeichnis
Tabelle 1: Durchschnittliche Lastdichte und Bevölkerungsdichte im Versorgungsgebiet der Unternehmen 2 Tabelle 2: Wesentliche Kenngrößen zur Untersetzung der Szenarien für NAP 2015 11 Tabelle 3: Gleichzeitigkeitsfaktoren für kombinierte Wind- und PV-Einspeisung nach Netzebenen 22 Tabelle 4: Technische Regeln zur Ermittlung der geeigneten Spannungsebene 24 Tabelle 5: Geeignete Spannungsebene zur Bestimmung des optimalen Netzver- knüpfungspunktes 25 Tabelle 6: Einsatz neuer Technologien im 110-kV-Netz der VNB in der Regelzone der 50 Hertz 26 Tabelle 7: Neu zu errichtende oder zu verstärkende 380/110-kV-Übergabeumspannwerke (Teil 1) 45 Tabelle 8: Neu zu errichtende oder zu verstärkende 380/110-kV-Übergabeumspannwerke (Teil 2) 46 Tabelle 9: Ausbaubedarf der ARGE FNB Ost HöS/HS-Übergabepunkte 46 Tabelle 10: Ausbaubedarf der ARGE FNB Ost 110-kV-Trassen 47
1
1 Präambel
Der in Deutschland mehrheitliche politische und gesellschaftliche Wille zum beschleunigten
Ausstieg aus der Kernkraft hat die eingeleiteten Bemühungen zur Umsetzung der
Energiewende nachhaltig forciert. In dem im August 2011 novellierten
Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) und im 2014 erneut novellierten Gesetz für den Vorrang
Erneuerbarer Energien (EEG) wurden die energiepolitischen Rahmenbedingungen weiter
formuliert, sowie die ordnungspolitische Grundlage für weitere Detaillierungen der
Umsetzung der forcierten Energiewende im Rahmen weiterer Leitlinien und Verordnungen
gelegt.
Einen wesentlichen Stellenwert für das Gelingen der gesellschaftlich mehrheitlich gewollten
Energiewende besitzt nach wie vor die Anpassung der Netzinfrastrukturen an die
zunehmende dezentrale Erzeugung regenerativer Energien und die damit einhergehende
Substitution konventioneller Erzeugungskapazitäten.
Abgeleitet aus dem Tatbestand, dass heute in bestimmten Netzregionen der
Flächennetzbetreiber Ost bereits ca. 98% der Erzeugungsleistung und künftig mindestens
ca. 80% der gesamten Erzeugungsleistung in Deutschland dezentral in den Verteilnetzen
angeschlossen sein werden, haben die Flächennetzbetreiber in Ostdeutschland (beschränkt
auf das Netzgebiet der Regelzone der 50Hertz Transmission GmbH) einen im Vergleich zu
den Ausbauerfordernissen im deutschen Höchstspannungsnetz ebenfalls sehr erheblichen
Netzausbaubedarf der Hochspannungsnetze (HS-Netze) bereits im Netzausbauplan 2013
(NAP 2013) detailliert dargestellt. Die im Dezember 2012 veröffentliche DENA-Studie zum
Ausbau- und Innovationsbedarf der Verteilnetze (nachfolgend kurz: DENA-Verteilnetzstudie)
[1] und die BMWi-Verteilernetzstudie [2] gehen sowohl mit den Ergebnissen des
Netzausbauplans 2013 als auch dem Inhalt des Netzausbauplans 2015 konform.
Der hier vorliegende NAP 2015 – unsere gemeinsame Netzausbauplanung der 110-kV-
Flächennetzbetreiber Ostdeutschlands (FNB Ost) – wurde unter Berücksichtigung
zwischenzeitlicher Erkenntnisse, insbesondere aus dem NAP 2013 und dem NEP 2014 und
entsprechender Netzentwicklungen erarbeitet. Damit beziehen sich alle Aussagen dieses
Netzausbauplanes auf das Gebiet der Flächennetzbetreiber Ostdeutschlands.
Wichtiger Ausgangspunkt des NAP 2015 ist eine umfangreiche Netzanschluss- bzw.
Netzlast- und Netzeinspeiseprognose, bei welcher insbesondere die dem Netzbetreiber
2
bekannten Netzanschlussbegehren einschließlich deren Erfahrungen mit Realisierungs-
wahrscheinlichkeiten, das Erzeugungspotential, das sich aus den raumplanerischen und
raumordnerischen Festlegungen nach dem jeweiligen Landesrecht ergibt und sonstige im zu
beplanenden Netzgebiet vorhandene Erzeugungsanlagen und Stromspeicher
Berücksichtigung finden.
Weiteren wesentlichen Einfluss üben die regionale wirtschaftliche und demografische
Entwicklung und die daraus voraussichtlich zu erwartende regionale Strom- und
Leistungsnachfrage aus (vgl. Daten zur Last und Bevölkerungsdichte in Tabelle 1).
Verteilnetzbetreiber Lastdichte Bevölkerungsdichte
in kW/km² in EW/km²
Avacon/ HSN (nur Regelzone 50Hertz) _68 _91
E.DIS _65 _58
ENSO NETZ _80 110
MITNETZ Strom _80 100
TEN Thüringer Energienetze _71 _69
WEMAG Netz _50 _35
Tabelle 1: Durchschnittliche Lastdichte und Bevölkerungsdichte im Versorgungsgebiet der Unternehmen
Zusammengefasst werden mit dem NAP 2015 der 110-kV-Flächennetzbetreiber Ost
wiederum folgende Ziele angestrebt:
• Überprüfung der Ergebnisse regional übergreifender Netzausbaustudien [1], [2] und
entsprechende Konkretisierung für die 110-kV-Netze der Flächennetzbetreiber,
• eine größere öffentliche Wahrnehmung sowie Erhöhung der Transparenz und
Akzeptanz der 110-kV-Netze und deren Ausbau durch gemeinsame Artikulation der
Netzausbauplanung,
• die Abstimmung einer gemeinsamen Strategie zur eigenen EEG-Szenarienplanung
und Netzausbauplanung sowie deren Kommunikation und Vertretung gegenüber der
Öffentlichkeit und dem Übertragungsnetzbetreiber der Regelzone Ost (50Hertz
Transmission GmbH),
• eine umfangreiche Bestandsaufnahme der „Ist-Netze“ mit Veröffentlichung von
aktuell fehlenden Kapazitäten (Engpassgebieten) für den Anschluss von
Erzeugungsanlagen und Speichern,
3
• eine vergleichbare Ergebnisdarstellung der Verstärkungen, Erweiterungen oder neu
zu errichtenden Netzverknüpfungspunkte (Umspannwerke) zwischen Verteilnetz und
Übertragungsnetz, sowie der Bezifferung des auszubauenden oder zu verstärkenden
110-kV-Leitungsnetzes,
• ein Kompetenz- und Erfahrungsaustausch der Flächennetzbetreiber Ost zu wichtigen
Fragestellungen, wie Ausbauplanungsprämissen, Szenarienverarbeitung, Trassen-
und Leitungsgenehmigungsstrategien und Planungsstrategien etc.,
• eine weiter verbesserte Zusammenarbeit der Netzbetreiber hinsichtlich eines
volkswirtschaftlich optimierten und gemeinsam abgestimmten Netzausbaus an den
jeweiligen Grenzen der Flächennetzbetreiber untereinander (Vermeidung von
Doppelstrukturen),
• eine Vorlage einer sehr praktikablen Musterlösung eines 110-kV-Netzausbauplanes
im Sinne des § 14 EnWG und
• eine Positionierung zu wichtigen Fragen des zukünftigen Netz- und Systembetriebs
unter Beachtung der erweiterten und zusätzlichen Aufgaben der 110-kV-
Flächennetzbetreiber
Durch eine synchrone Formulierung von Szenarien, Treibern und Prämissen unserer
Netzausbauplanung, eine adäquate Visualisierung der zu verstärkenden oder neu zu
errichtenden Umspannwerke sowie durch eine Angabe der neu zu errichtenden oder zu
verstärkenden 110-kV-Leitungstrassen soll somit ein hohes Maß an Transparenz,
Nachvollziehbarkeit und Akzeptanz erreicht werden.
4
2 Zusammenfassung
Der Ausbaubedarf durch die Integration vorhandener und weiter hinzukommender
dezentraler Erzeugungsanlagen ist bestimmend für die Netzinvestitionen der
Flächennetzbetreiber Ost. Charakteristisch für die Gebiete der Hochspannungsnetze in
Ostdeutschland ist der weit überwiegende Anschluss der Erzeugungsanlagen in Form großer
Anlagenparks an die 110-kV-Netzebene. Hier fällt demzufolge der größte Teil der
Investitionen an. In den Schwerpunktregionen, die durch besonders geringe
Bezugslastdichte und einen überproportionalen Zubau von Erzeugungsanlagen geprägt sind,
müssen neue 110-kV-Netze errichtet bzw. vorhandene Netze massiv verstärkt werden. Vor
diesem Hintergrund wurde der gemeinsame Netzausbauplan der 110-kV-
Flächennetzbetreiber Ost erarbeitet.
Alleinstellungsmerkmal der Flächennetzbetreiber ist die 110-kV-Netzebene und damit auch
die Schnittstelle zum Übertragungsnetz. In der betrachteten Netzregion müssen seit 2013
insgesamt 19 Netzverknüpfungspunkte neu errichtet und 23 Netzverknüpfungspunkte
verstärkt werden. Diese Netzverknüpfungspunkte sind das zentrale Element für den Ausbau
der unterlagerten Netzebenen. Diese Schnittstelle bestimmt die Ausbaugeschwindigkeit, die
Netzstruktur und die Netzlängen und ist damit ein wesentliches Strukturelement.
Die im Dokument enthaltenen Netzverknüpfungspunkte sind mit der 50Hertz Transmission
GmbH (50Hertz) abgestimmt. Eine verbindliche Aufnahme in den Netzentwicklungsplan der
Übertragungsnetzbetreiber für alle in Planung befindlichen Übergabepunkte muss erfolgen.
Durch den Zubau dezentraler Erzeugungsanlagen sind im Vergleich zu Verteilnetzbetreibern
außerhalb der Netzgebiete der Flächennetzbetreiber Ost nach wie vor überproportionale
Investitionen notwendig. Die Ergebnisse des NAP 2015 zeigen, dass trotz verringerter
prognostizierter Einspeiseleistung und Berücksichtigung des NOVA-Prinzips und der
Anwendung hier genannter innovativer Planungs- und Betriebsgrundsätze ein sehr
erheblicher Netzausbau in der HS-Netzebene nach wie vor notwendig ist.
Im Zuge der Energiewende werden 110-kV-Flächennetzbetreiber in Zusammenarbeit mit den
Übertragungsnetzbetreibern eine weiter zunehmende Rolle auch für die Systemstabilität
haben.
5
Sie sind die Schnittstelle zwischen Übertragungsnetzbetreiber und Erzeugungsanlagen in
der Fläche. Die Themen dazu sind in gemeinsamer Arbeit der Flächennetzbetreiber Ost und
50Hertz im sogenannten „10-Punkte-Programm“ [7] adressiert und beinhalten die Aufgaben
Frequenzhaltung, Spannungshaltung, Versorgungswiederaufbau und Netzengpassmanage-
ment.
Alle diese Themen müssen bei der Netzausbauplanung Berücksichtigung finden. Ein
abgestimmtes Vorgehen zwischen den Netzbetreibern ist notwendig. Der gemeinsame
Netzausbauplan 2015 der 110-kV-Flächennetzbetreiber Ost leistet dazu einen wichtigen
Beitrag.
6
3 Netzaufgabe der Verteilnetzbetreiber -Szenariengestaltung
Für die Erarbeitung und Plausibilisierung einer abgestimmten Netzausbauplanung ist es
notwendig, für die betrachteten Zeiträume Szenarien für die Entwicklung von maximaler und
minimaler Netzlast und der jeweils angeschlossenen Erzeugungsleistung als wesentliche
bestimmende Planungskriterien zu definieren. Im Rahmen der Erarbeitung der vorliegenden
Netzausbauplanung wurden die folgenden Szenarien gemeinsam untersucht, verglichen und
definiert:
Szenarien für die Entwicklung der Last:
• eigene Prognosen der jeweiligen Verteilnetzbetreiber (VNB) auf Basis regionaler
demografischer und wirtschaftlicher Entwicklungen.
Szenarien für die Entwicklung der Erzeugungsanlagen:
• Szenarien A, B, und C des Netzentwicklungsplans der Übertragungsnetzbetreiber
(ÜNB), Prognosen zur Entwicklung der Erzeugungsanlagen der einzelnen
Bundesländer und die Ausweisung der Windeignungsflächen durch die regionalen
Planungsverbände/ -gemeinschaften.
• eigene Untersuchungen und Prognosen zur weiteren Entwicklung der
Erzeugungsanlagen der jeweiligen VNB.
• Einbeziehung der EEG-Novelle 2014 und deren Auswirkungen auf den Zubau der
relevanten Energieträger Wind, Photovoltaik und Biomasse.
Die Nicht-EEG-Erzeugungsanlagen werden nach technischer Abschätzung des jeweiligen
VNB und auf Basis der heute angeschlossenen und eingespeisten Leistungen in der
Netzausbauplanung zugrunde gelegt, wobei bekannte Entwicklungen zur zukünftig
geplanten Fahrweise einbezogen worden sind.
Auf Basis der Last- und Erzeugungsszenarien gibt es aus Sicht der Kombinatorik und unter
der Annahme der planerischen Berücksichtigung von Extremwerten vier mögliche Szenarien:
• „Starklast mit maximaler Erzeugung“,
• „Starklast ohne Erzeugung“,
7
• „Schwachlast mit maximaler Erzeugung“,
• „Schwachlast ohne Erzeugung“.
Von diesen vier möglichen „Worst-Case-Szenarien“, zwischen denen sich alle denkbaren
Netzzustände bewegen, sind erfahrungsgemäß zwei Szenarien für die Netzausbauplanung
im Hochspannungsnetz besonders auslegungsrelevant:
• „Starklast ohne Erzeugung“ („Starklastfall“),
• „Schwachlast mit maximaler Erzeugung“ („Erzeugungsfall“).
In ländlichen Netzregionen mit bereits sehr hoher installierter Einspeiseleistung und
gleichzeitig sehr geringer Lastabnahme stellt der Erzeugungsfall bei Netzausbau und
Netzdimensionierung die auslegungsrelevante Größe dar.
In verdichteten, städtischen Strukturen mit hoher Netzlast und wenig Flächenpotenzial für
den Auf- und Ausbau von EEG-Erzeugungsanlagen dominiert dagegen der Starklastfall.
Auf dieser Basis wird für den vorliegenden Netzausbauplan 2015 das nach Einschätzung der
beteiligten Netzbetreiber für die aktuelle Mittel- und Langfristplanung der Netzinvestitionen
zugrunde zu legende Leitszenario mit Betrachtungsfokus 2025 verwendet (zehnjähriger
Betrachtungszeitraum). Dieser soll dann in 2017 in Analogie zur Fortschreibung der ÜNB-
Netzentwicklungsplanung weiter fortgeschrieben und ggf. aktualisiert und präzisiert werden.
Für perspektivische Betrachtungen werden darüber hinaus in Einzelfällen die nach o. g.
Methodik prognostizierten Entwicklungen bis 2035 zugrunde gelegt.
3.1 Szenarien für die Entwicklung der Last
Für die Entwicklung der Last verwenden die VNB jeweils ihre eigenen, im Regelfall sich auf
die heute vorhandene Netzlast stützende Prognose.
Dabei wird für die Erstellung des NAP 2015 in Anlehnung an die DENA-Verteilnetzstudie [1]
im Regelfall von einer konstanten Lastsituation oder bereits von einer sinkenden Last
(insbesondere in ländlich geprägten Regionen mit negativer demografischer Entwicklung)
8
ausgegangen. In Gebieten mit prognostiziert gleichem Lastbedarf wird erwartet, dass
Effizienzsteigerungen zumindest teilweise durch neue elektrische Anwendungen wie
Wärmepumpen und Elektrofahrzeuge kompensiert werden.
In Anlehnung an die DENA-Verteilnetzstudie [1] bleibt innerhalb der Erarbeitung des NAP
2015 der entlastend für die Belastung des HS-Netzes wirkende Einsatz von Speichern
unberücksichtigt.
3.2 Szenarien für die Entwicklung der Einspeisung
3.2.1 Szenarien des Netzentwicklungsplanes
Im Rahmen der jährlichen Erstellung des Netzentwicklungsplanes (NEP) der deutschen
Übertragungsnetzbetreiber werden Szenarien für die Entwicklung der installierten Leistungen
der EEG-Erzeugungsanlagen von den Übertragungsnetzbetreibern erstellt und von der
Bundesnetzagentur bestätigt. Die Szenarien spannen einen Szenariorahmen auf, der im
NEP 2014 folgendermaßen definiert ist, vgl. [3]:
• Szenario A – untere Grenze des erwarteten Zubaus an EEG-Anlagen,
• Szenario B – Leitszenario, höherer Zubau an EEG-Anlagen, Anstieg der Erzeugung
in Gaskraftwerken,
• Szenario C – besonders hoher Zubau an EEG-Anlagen, Bezugnahme zu regionalen
Entwicklungsprognosen und Zielen der Bundesländer.
Die Prognosen der Szenarien bis zum Jahr 2024 für das Gebiet der neuen Bundesländer
entsprechen dem Entwurf des Netzentwicklungsplans 2014 sind in Abbildung 1 vergleichend
mit den anderen Szenarien dargestellt.
Das Szenario der ARGE FNB liegt zwischen dem Leitszenario B und dem Szenario C des
NEP 2014 und wurde nur für die 110-kV-Flächennetzbetreiber der Regelzone 50Hertz
angesetzt.
9
Abbildung 1: Prognose der EEG-Erzeugungsleistung für die neuen Bundesländer gem. NEP 2014
Es wird weiterhin angenommen, dass Kraftwerke auf der Basis fossiler Energieträger als
große Erzeugungseinheiten am Übertragungsnetz angeschlossen sind und damit keinen
Einfluss auf den Ausbaubedarf der Verteilnetze haben.
Der NAP 2015 bringt die zwischen FNB und Länderregierungen spezifisch abgestimmten
Ausbauziele zum Ansatz. Dabei handelt es sich im Regelfall um das Leitszenario B. In
Einzelfällen kommt auch das Szenario C zum Ansatz, wenn die Planungen der
Bundesländer vom Leitszenario deutlich abweichen.
Gegenüber dem NAP 2013 mit einer prognostizierten Gesamteinspeiseleistung von 44.300
MW für 2023 ergibt sich im NAP 2015 nun für 2025 im Szenario der ARGE der
Flächennetzbetreiber Ost eine Gesamteinspeiseleistung von rund 38.800 MW (vgl.
Abbildung 1).
10
3.2.2 Prognosen der einzelnen Bundesländer
Zusätzlich zu den Szenarien, die von den Übertragungsnetzbetreibern im Rahmen der
Erstellung des Netzentwicklungsplanes entwickelt werden, gibt es in den einzelnen
Bundesländern ebenfalls Prognosen über den Ausbau der EEG-Einspeisungen. Die
Flächennetzbetreiber wirkten und wirken hier aktiv auf eine Angleichung der Prognosen der
Bundesländer, der Prognosen der ÜNB im Rahmen der Entwicklung des NEP 2014 und der
eigenen detaillierten und regional untersetzten Prognosen hin.
3.2.3 Prognose für Erstellung des NAP 2015
In Anlehnung an die Untersuchungen der DENA-Verteilnetzstudie [1] wurde für den NAP
2015 das Szenario B2024 des Netzentwicklungsplans 2014 [3] als Leitszenario für die
Definition des Szenarios der ARGE der FNB Ost bestimmt (vgl. Kapitel 3.2.1 NEP 2014), da
die jeweiligen Prognosen der beteiligten Partner augenscheinlich mehr Übereinstimmungen
aufwiesen.
Abhängig von der tatsächlichen Entwicklung der Einspeiseleistungen können sich deutliche
Änderungen im tatsächlich auftretenden Netzausbaubedarf ergeben.
In der Szenarienbetrachtung werden für ausgedehnte Gebiete (regionale Netzgebiete,
Bundesländer) Summenwerte für die erwartete Entwicklung der Einspeiseleistung
prognostiziert und mit den bisherigen Entwicklungen plausibilisiert.
Hierbei ist zu erwarten, dass der Ausbau von EEG-Erzeugungsanlagen, insbesondere
Windenergieanlagen in den ausgewiesenen Windeignungsflächen und durch Repowering,
erfolgen und weiter bevorzugt schwach besiedelte Gebiete berühren wird.
11
Tabelle 2 zeigt abschließend die wichtigsten Kennzahlen zum Leitszenario des NAP 2015 für
das Jahr 2025.
Avacon/HSN
(nur Regelzone 50Hertz)
E.DIS ENSO NETZ MITNETZ STROM
TEN Thüringer Energie-
netze
Summe
Starklast* 840 2.400 1.300 3.400 1.760 219 9.919
Schwachlast* 340 950 550 1.300 624 77 3.841
max.Bezug ****
680 1.7701.100
2977 1.700 228***
8.455
max. Rück-speisung****
3.700 14.170200
10.500 3.500 1.213***
33.283
Wind** 3.300 9.700500
8.750 2.5002.372
23.822
PV** 600 4.550800
3.472 1.530685
11.037
Biomasse** 200 67070
492 410122
1.764
Sonstige Erzeugung**
410 1.149 410 104 400 4 2.067
Summe der instal-lierten Erzeugungs-leistung
4.510 16.149 1.780 12.817 4.840 3.183 38.769
Leistung in MW - Istwerte in 2014
Prognose aller dezentrale Erzeugungsanlagen 2025
Prognose für Bezug und Einspeisung 2025
WEMAG-NETZ
Tabelle 2: Wesentliche Kenngrößen zur Untersetzung der Szenarien für NAP 2015
* - max. Lastabnahme nach StromNZV §17 ** - Summe der installierten Leistung *** - hier ist ein vertikaler Austausch an gemeinsamen Übergabestellen mit der E.DIS berücksichtigt **** - von/an Übertragungsnetzbetreiber
Auf Basis der Novellierung des EEG in 2014 wurde die Prognose der erwarteten installierten
Leistung aus erneuerbaren und sonstigen Energien für die 10-Jahressicht von jedem Partner
angepasst. Das Ergebnis ist eine „verringerte“ Gesamtleistung in 2025 – wesentlich
herrührend aus dem nun vermindert prognostiziertem Zubau von PV-Freiflächenanlagen
größer 10 MW.
12
4 Vorgehensweise
Die BMWi Studie „Moderne Verteilernetze für Deutschland“ (Verteilernetzstudie) [2]
untersuchte den Netzausbaubedarf und die Verteilung in den Netzebenen und Regionen.
Darüber hinaus wurden die Strategien des Netzausbaus unter Berücksichtigung von
intelligenten Netztechnologien untersucht.
Die Ergebnisse der BMWi-Verteilernetzstudie [2] zeigen ebenso wie die DENA-
Verteilnetzstudie [1] bereits treffend den erheblichen Ausbaubedarf in den deutschen
Verteilnetzen, welcher aus exemplarisch signifikanten Untersuchungsregionen extrapoliert
wurde. Dabei wurden die Szenarien aus dem ÜNB-Netzentwicklungsplan 2012 sowie den
entsprechenden Energiekonzepten der Bundesländer der Untersuchungsregionen im
Prognosezeitraum bis 2030 zugrunde gelegt.
Die DENA-Verteilnetzstudie [1] führt zudem aus, dass speziell in den nicht untersuchten
Regionen die dorthin in Analogie formulierten Ergebnisaussagen durch jeweils eigene
Untersuchungen der dortigen Netzbetreiber zu evaluieren sind.
Die Aktivitäten des vorliegenden Netzausbauplanes ordnen sich in diese Vorgehensweise
folgerichtig ein, wobei in Weiterführung der Ergebnisaussage der DENA-Verteilnetzstudie [1]
die folgenden Prämissen umgesetzt werden:
• Berücksichtigung der mit den jeweiligen Netzbetreibern im weiteren Planungsprozess
abgestimmten EEG-Szenarien der jeweiligen Bundesländer (vgl. Abschnitt 3.2.2),
• Berücksichtigung vorliegender Erkenntnisse und Szenarien zur Lastentwicklung u.a. der
Industrielasten im gewerblichen Bereich und des demografischen Wandels im
Privathaushaltsbereich gemäß Abschnitt 3,
• planerische Berücksichtigung der in der DENA-Verteilnetzstudie aufgeführten
Optimierungspotenziale im 110-kV-Netz, so z.B. die Berücksichtigung von
Mehrfachbündelleitern (vgl. Abschnitt 5).
13
Weiterhin wurden die Ergebnisse insbesondere folgender Studien zum Netzausbau in den
jeweiligen Bundesländern plausibilisiert und entsprechend inhaltlich im vorliegenden
gemeinsamen Netzausbauplan berücksichtigt:
• „Thüringer Bestands- und Potenzialatlas für erneuerbare Energien“, Studie im
Auftrag des Thüringer Ministeriums für Wirtschaft, Arbeit und Technologie (2012)
• „Studie zur Netzintegration der Erneuerbaren Energien im Land Brandenburg“,
Netzstudie Brandenburg Stand: Juli 2011,
• „Netzstudie MV -2012: Netzintegration der erneuerbaren Energien im Land
Mecklenburg-Vorpommern“; Studie im Auftrag des Ministeriums für Energie,
Infrastruktur und Landesentwicklung des Landes Mecklenburg-Vorpommern,
• „Energie- und Klimaprogramm Sachsen 2012“ (12.03.2013),
• „Energiekonzept 2030 der Landesregierung Sachsen-Anhalt“ im Auftrag des
Ministeriums für Wissenschaft und Wirtschaft Stand: April 2014.
Erstmalig haben die FNB Ost auch eine Abstimmung ihrer Netzausbaupläne mit den
Netzausbauplänen der DB Netze vorgenommen um für gleiche oder ähnliche
Trassenanforderungen eine gemeinsame technisch und wirtschaftlich optimierte
Lösungsfindung vorzunehmen. Der NAP 2015 ist deshalb mit den Netzausbauplänen der DB
Netze abgestimmt.
14
5 Angewendete Grundsätze zur Netzplanung
5.1 Das NOVA-Prinzip
Die Netzplanung, insbesondere zur Integration von Erzeugungsanlagen in die Verteilnetze,
erfolgt auf Basis von Modellen und deren Berechnung mittels softwarebasierter
Planungswerkzeuge. Dabei ist es stetes Ziel, die Modelle immer weiter zu verfeinern, um ein
möglichst genaues Abbild der Realität zu erhalten und somit Sicherheitsreserven immer
weiter zu reduzieren. Eine Maßnahme in diesem Sinne ist zum Beispiel die Berücksichtigung
von Gleichzeitigkeiten.
Wird auf Basis der Planungsergebnisse oder aus dem Betrieb der Netze heraus ein
Handlungsbedarf festgestellt, wird nach dem sogenannten NOVA-Prinzip verfahren. Dies
bedeutet NetzOptimierung vor NetzVerstärkung vor NetzAusbau. Neben der reinen
technischen Abwägung werden die jeweiligen gesetzlichen und regulatorischen
Rahmenbedingungen sowie die Wirtschaftlichkeit der Maßnahmen in die Entscheidungs-
findung einbezogen.
Typische Maßnahmen sind:
NetzOptimierung:
• Schaltzustandsoptimierung
• Freileitungsmonitoring
• Auslastungsmonitoring
NetzVerstärkung:
• Bodenabstandserhöhungen von Freileitungen
• Um-/ Zubeseilung
• Hochtemperaturleiter, TAL bzw. HTLS
NetzAusbau:
• Neubau bzw. Ersatzneubau von Leitungen
• Neubau ggf. mit Bündelleitern oder als Verkabelung
• Bau sogenannter „separater Netze“ (vgl. Abschnitt 5.7)
Die Flächennetzbetreiber Ost wenden bei ihrer Netzplanung für die Erstellung dieses
Netzausbauplanes das NOVA-Prinzip vollständig an. Alle nachfolgend aufgezeigten
Netzausbauerfordernisse sind also notwendig, weil die Mittel der Netzoptimierung und der
15
Netzverstärkung bereits vollständig angewendet wurden oder für die prognostizierten
Belastungen nicht ausreichend sind.
5.2 Wirkleistungsabregelung – Spitzenkappung
5.2.1 Grundsätze zur Spitzenkappung
Photovoltaikanlagen und Windkraftanlagen erzeugen elektrische Energie entsprechend des
Dargebotes von Sonne und Wind. Da diese sehr stark schwanken, ergibt sich auch eine
fluktuierende Einspeisung mit langen Phasen, in denen nur wenig Leistung eingespeist wird
und nur kurzen Phasen mit Einspeisung der installierten Leistung oder eines hohen Anteils
davon. Beispielhaft ist der Einspeisegang einer Photovoltaikanlage im Jahr 2013 in das Netz
eines Flächennetzbetreibers in Abbildung 2 dargestellt. Wird die maximale Einspeiseleistung
der Anlage begrenzt, so wird nur wenig Leistung und dies für kurze Zeit nicht genutzt. Im
Beispiel beträgt die nicht nutzbare Energie bei einer Begrenzung auf 70% der installierten
Leistung nur 3%.
0 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000 8760
0
0.1
0.2
0.3
0.4
0.5
0.6
0.7
0.8
0.9
1
Stunde im Jahr
Beispiel für Jahresganglinie einer PV-Anlage
Begrenzung
Einspeiseleistung auf 70 %
der installierten Leistung
nicht nutzbare
Energie (2,9 %)
trotz Begrenzung
nutzbare Energie
(97,1 %)
Abbildung 2: Beispiel für einen Einspeisegang einer PV-Anlage mit Begrenzung der einspeisbaren Leistung
Da gegenwärtig die Netze so ausgebaut werden müssen, dass die gesamte erzeugte
Leistung der Einspeiser zu jeder Zeit aufgenommen werden kann, führt dies dazu, dass
teilweise aufwändige Netzausbaumaßnahmen notwendig sind, um nur wenig zusätzliche
16
Energie in das Netz aufnehmen zu können bzw. dass Anlagen ihre installierte Leistung auf
niedrigere Werte begrenzen müssen, um theoretische Überlastungen im vorgelagerten Netz
zu vermeiden.
Beides kann durch eine „Spitzenkappung“ (vgl. [9]) möglicherweise vermieden oder
zumindest reduziert werden.
Im Zuge deterministischer Netzplanungen, wie sie bis einschließlich Hochspannungsnetz
üblich sind, sind die jeweiligen Leistungsspitzen als Basis für die Auslegung des Netzes
erforderlich. In bisherigen Definitionen zur Spitzenkappung wird ausschließlich auf eine
abregelbare Energiemenge (elektrische Arbeit) abgehoben. Es gibt aber keine eindeutige
Umrechnung zwischen beiden Größen, da diese von den Standorten, Anlagentypen und
Wetterbedingungen abhängen (vgl. Abbildung 3). Zumindest ein gesichertes und auch
anerkanntes Verfahren für eine pauschale Umrechnung ist für den Planungsprozess als
Minimalforderung zwingend notwendig, um z.B. das technisch einfachste Verfahren – die
sogenannte „fixe, pauschale Kappung“ – einführen zu können.
Abbildung 3: Überlagerung von Dauerganglinien von Erzeugungsanlagen
Gemäß Abbildung 2 ergibt sich für eine fixe, pauschale Kappung aller Einspeiser auf 70 %
der installierten Leistung (d.h. verlorene Energie ca. 3 %), bei einer einfachen technischen
Umsetzung als Folge, dass sich Einspeiser, die gegenwärtig ihre gesamte Energie
17
einspeisen können bzw. sich an günstigen Punkten im Netz anschließen, unnötig begrenzt
werden.
Hingegen erfolgt eine „gezielte“ Kappung einzelner Einspeiser je nach Bedarf, maximal so,
dass 3 % der erzeugbaren Energie nicht abgenommen wird. Diese Variante bringt eine
Begrenzung von Anlagen nur dort, wo eine Begrenzung aus technischen Gründen
tatsächlich notwendig ist. Die Schwierigkeit liegt jedoch in der netzplanerische Handhabung
und des realen Betriebes in vermaschten und insgesamt komplexeren Netzen mit
gegenseitiger Beeinflussung der Anlagen.
Grundsätzlich kann neben den Vorgaben aus [9] hinaus die Spitzenkappung auch
anlagenseitig umgesetzt werden (z.B. durch Einsatz sogenannter Schwachwindanlagen,
eine pauschale Kappung auf 70 % (wie derzeit z.B. in der NS-Netzebene praktiziert), oder
eine Abregelung der Leistung nach Spannungssituation im Netz). Eine anlagenseitige
Umsetzung der Spitzenkappung wäre damit nicht nur verursachergerecht umgesetzt, es
würden auch weitere Aufwendungen für komplexe Prozesse zwischen Betreibern von EE-
Anlagen und Netzbetreibern vermieden.
5.2.2 Berücksichtigung der Spitzenkappung im NAP
Der vorliegende Netzausbauplan und die darin ausgewiesenen Netzausbauerfordernisse
berücksichtigen die Effekte der sog. Spitzenkappung gemäß aktueller Vorgaben aus [9]
nicht, da dazu bisher keine gesetzliche Grundlage vorliegt und detaillierte Grundsätze zur
Umsetzung noch nicht definiert sind.
Trotzdem wurden im Zuge der Erarbeitung des NAP 2015 umfangreiche Untersuchungen zu
entsprechenden Effekten in verschiedenen HS-Netzen der beteiligten Netzbetreiber
durchgeführt. Sie bilden die Grundlage der folgenden Positionierung.
Bei den Untersuchungen wurde eine unter Punkt 5.2.1 benannte „gezielte“ Spitzenkappung
in den vermascht betriebenen HS-Netzen vorgenommen und die Effekte auf die dann noch
notwendigen Netzausbaumaßnahmen bewertet. Gemäß Abbildung 4 zeigen sich bei den
Ergebnissen bezogen auf die ursprünglich ohne Vollzug der Spitzenkappung identifizierten
Netzausbaumaßnahmen generell 4 unterschiedliche Optionen:
1. Bestätigung der Maßnahme
2. Zeitliche Verschiebung der Maßnahme nach hinten
3. Verringerung des Umfangs der Maßnahme
4. Entfall der Maßnahme
18
Abbildung 4::Beispiel einer Wirkung der Spitzenkappung auf Maßnahmen zum Netzausbau
Im Ergebnis der durchgeführten Untersuchungen kann repräsentativ für die HS-Netze der
FNB Ost zusammengefasst werden, dass Spitzenkappung genau dann Netzausbau
vermeiden kann, wenn der auslösende Zubau von Erzeugungsanlagen aus erneuerbaren
Quellen zumindest lokal/regional in einen zeitweiligen oder dauerhaften „Eingeschwungenen
Zustand“ (moderater EE-Zuwachs) übergeht (siehe Abbildung 5).
Entsprechend dem heutigen, in § 3 EEG 2014 dokumentierten politischen Willen ist jedoch
ein weiterer Zubau von Erzeugungsanlagen aus Erneuerbaren Energien bis voraussichtlich
2050 geplant. Die Situation hinsichtlich des Zubaus von Erzeugungsanlagen ist in den
einzelnen Netzgebieten unterschiedlich, weshalb generell eine differenzierte Betrachtung
notwendig ist. Wie bereits im NAP 2013 dargestellt, sind eine Vielzahl der identifizierten
Ausbaumaßnahmen bereits rückwirkend notwendig gewesen, da die FNB Ost nicht
zeitgleich ihre HS-Netze mit den angeschlossenen Erzeugungsanlagen ausbauen konnten.
Im Ergebnis bleibt deshalb festzuhalten, dass sich hinsichtlich einer Reduzierung von
Netzausbaumaßnahmen kurz- bis mittelfristig keine oder nur sehr geringe Einsparungen
erzielen lassen, wohingegen langfristig sehr wohl Effekte zu erwarten sind.
2020 203020252015
UW 1
UW 5
Leitung 1
UW 4
UW 3
UW 2
Leitung 2
Leitung 3
Leitung 4
Leitung 5
Leitung 6
Leitung 7� - bestätigt
X - entfallen
O - niedriger dimensioniert
� - verschoben
�
�
�
�
�
�
O
UW 6
UW 7
Leitung 9
Leitung 8
X
�
�
�
�
�
�
�
UW 8 X
Leitung 11
Leitung 9
Leitung 10 X
Leitung 12 X
�
19
Abbildung 5: Annahme der zeitlichen Entwicklung des Zubaus von Erzeugungsanlagen aus Erneuerbaren
Energien für HS-Netzgebiete der FNB Ost
5.2.3 Weitere Aspekte der praktischen Ausgestaltung der Spitzen-kappung
Gemäß den unter 5.2.1 definierten beiden grundsätzlichen Verfahren zur Spitzenkappung
sprechen sich die Netzbetreiber der ARGE Ost für eine „gezielte Kappung“ aus, da dadurch
insgesamt weniger Energie abgeregelt werden muss. Auf Grund der in den HS-Netzen auch
aus weiteren Gründen aufzubauenden Kommunikationsinfrastruktur kann dieses netz- und
betriebsseitig kompliziertere Verfahren umgesetzt werden.
Es ist allerdings zu beachten, dass durch die Spitzenkappung der Betrieb der HS-Netze
komplexer und damit fehleranfälliger wird. Kommunikationsnetze sind bisher deutlich
unzuverlässiger als Energienetze. Die Netzstabilität in der Energieversorgung ist immer dann
am größten, wenn möglichst wenige Störgrößen auf das komplexe System einwirken. Eine
zwingende Abhängigkeit der Energieversorgung zu Kommunikationsnetzen ist zu vermeiden.
Die möglichen Effekte von Netzstörungen können damit deutlich teurer sein als heute.
Deshalb sind vor Einführung der Spitzenkappung zwingend weitere Untersuchungen mit
Fokus auf die Hochspannungsnetze nötig.
20
Wesentlich für die praktische Umsetzung und deren netzplanerische Berücksichtigung ist die
Klärung des jeweiligen Anspruchs der maximal abregelbaren Energie bei netzbetreiber- bzw.
netzebenenübergreifenden Sensitivitäten auf Netzengpässe.
5.2.4 Fazit und wirtschaftliche Bewertung
Die Flächennetzbetreiber der ARGE Ost begrüßt das Instrument der Spitzenkappung als
technisch und wirtschaftlich sinnvoll.
Bei der detaillierten Bewertung der wirtschaftlichen Effekte der Spitzenkappung sind sowohl
die eingesparten bzw. verschobenen Investitionskosten als auch die dauerhaft laufenden
Kosten für die Entschädigung der abgeregelten Energie und die Kosten für die notwendige
Kommunikation (Investition in Kommunikationsinfrastruktur, Datenübertragung, Messtechnik,
Abrechnungsprozesse, Schätzung der nicht eingespeisten Energie, Transaktionskosten etc.)
zu berücksichtigen, woraus sich für verschiedene Netz- und Einspeisesituationen
unterschiedliche wirtschaftliche Effekte ergeben können. Den vermiedenen
Netzausbaukosten stehen im Gegenzug zusätzliche Kosten der Abregelung bzw. die
Betriebskosten zur Abwicklung der Spitzenkappung entgegen.
Aus Sicht der FNB der ARGE Ost ist bei Einführung einer Spitzenkappung zwingend zu
fordern, dass der Netzbetreiber auf Grundlage seiner spezifischen Netzsituation, der
anwendbaren Technologien etc. frei sein muss, zu entscheiden ob bzw. auf welche Art er
Spitzenkappung sinnvoll einsetzt.
Die Planungsmethode „Spitzenkappung“ bedarf für eine breite Anwendung wirtschaftlicher
Anreize für den Verteilnetzbetreiber.
Darüber hinaus ist zu konstatieren, dass aktuell aufgrund der enormen Zubauraten von EE-
Anlagen (Boom-Phase) und des nur langsam voranschreitenden Netzausbaus immer
häufiger die Notwendigkeit zur Durchführung von Maßnahmen des Einspeisemanagements
besteht. Daher ist es bis zum Erreichen eines eingeschwungenen Zustandes zwingend
erforderlich, die Vergütungen von Härtefallentschädigungen als dauerhaft nicht
beeinflussbare Kosten zu erhalten und den Zeitverzug von zwei Jahren zu beseitigen.
21
5.3 Gleichzeitigkeiten
Die zeitgleiche Einspeisung dezentraler Erzeugungsanlagen hat einen wesentlichen Einfluss
auf die benötigte Netzkapazität. Insbesondere das Verhalten der Windenergie- und
Photovoltaikanlagen muss aufgrund der direkten Wetterabhängigkeit für die
Netzausbauplanung bewertet werden. Es besteht Grund zu der Annahme, dass eine
Ausbauplanung basierend auf der installierten Leistung aller Erzeugungsanlagen aufgrund
der flächenmäßigen Ausdehnung der betrachteten Versorgungsgebiete zur
Überdimensionierung der 110-kV-Netze führen kann.
Als Ergebnis der Untersuchung werden sogenannte Gleichzeitigkeitsfaktoren ermittelt, die
als Maß für die zeitgleiche Einspeisung aus Windenergie- und Photovoltaikanlagen (PV)
jeweils untereinander als auch in deren Kombination dienen und bei der Erarbeitung des
NAP 2015 zur Anwendung kamen.
Zur Bestimmung der Gleichzeitigkeitsfaktoren wurden nachfolgende Regeln aufgestellt und
von den beteiligten Netzbetreibern einheitlich angewendet:
• Auswertung der Zeitreihen (Viertelstundenwerte) aller leistungsgemessenen
Erzeugungsanlagen vom Typ Wind und PV,
• Betrachtung des jeweiligen Versorgungsgebietes der Netzbetreiber, ggf. Unterteilung
in galvanisch getrennte HS-Netze,
• Auswertezeitraum ist mindestens ein vollständiges Kalenderjahr,
• Bezugsgröße ist jeweils die kumulierte installierte Leistung der Windenergie- bzw.
PV-Anlagen eines Netzgebietes,
• nur Berücksichtigung der Anlagen, für die ein vollständiger Datensatz im gesamten
Auswertezeitraum vorliegt � konstante Bezugsgröße gewährleisten.
Die grafische Auswertung der normierten Viertelstundenwerte ergibt für jedes Netzgebiet
eine Punktewolke, aus der die maximalen Gleichzeitigkeitsfaktoren für die Einspeisung aus
Windenergie- und Photovoltaikanlagen entnommen werden können. Abbildung 6
veranschaulicht das Ergebnis am Beispiel eines Flächennetzbetreibers.
In diesem Fall beträgt die maximal eingespeiste Leistung aus allen PV-Anlagen ca. 80 % der
installierten Modulleistung. Aus Windenergieanlagen werden maximal ca. 95 % der
installierten Leistung eingespeist. Für die kombinierte Einspeisung aus Windenergie- und
PV-Anlagen werden die maximalen Gleichzeitigkeitsfaktoren aus Abbildung 6 mit 0,9 für
22
Wind und 0,7 für PV bestimmt. Der Ausbauplanung des beispielhaft gewählten 110-kV-
Netzes werden somit 90 % der installierten Windleistung und 70 % der installierten PV-
Leistung als maximale Einspeiseleistung zugrunde gelegt.
Abbildung 6: Beispielhafte Bestimmung der Gleichzeitigkeitsfaktoren für Wind- und PV-Einspeisung
Die Gleichzeitigkeitsfaktoren liegen für die Flächennetzbetreiber der Regelzone 50Hertz in
der gleichen Größenordnung. Dennoch bestehen regionale Unterschiede. Insbesondere die
Flächenausdehnung der einzelnen Netzgebiete sowie die jeweils vorherrschenden
Windverhältnisse und die ggf. unterschiedliche Globalstrahlung haben maßgeblichen
Einfluss auf die Gleichzeitigkeitsfaktoren.
Dieser Zusammenhang wird durch den Vergleich mit Auswertungen über das gesamte
Höchstspannungsnetz (HöS-Netz) der Regelzone 50Hertz verdeutlicht, welches geringere
Werte im Vergleich zu den HS-Netzen aufweist. Für lokale Betrachtungen in den MS- und
NS-Netzebenen ist dagegen die volle installierte Einspeiseleistung für die Auslegung der
Netze relevant. In der nachfolgenden Tabelle 3 sind die ermittelten Gleichzeitigkeitsfaktoren
in Abhängigkeit der Spannungsebenen gegenübergestellt.
Energieträger HöS-Netz HS-Netz MS-Netz NS-Netz(50Hertz) (VNB) (VNB) (VNB)
Wind 0,65 - 0,8 0,7 - 1 1 1
Photovoltaik 0,25 - 0,5 0,5 - 0,95 1 1
Netzebene
Tabelle 3: Gleichzeitigkeitsfaktoren für kombinierte Wind- und PV-Einspeisung nach Netzebenen
Wind max. 0,9
PV max. 0,7
23
Im Rahmen der Netzausbauplanung werden die Szenarien mit maximaler Windeinspeisung,
maximaler PV-Einspeisung sowie kombinierter Wind- und PV-Einspeisung und anderenfalls
maximaler Last untersucht und somit die kritischsten Netzzustände ermittelt. Basierend auf
den Ergebnissen der Netzberechnung werden die notwendigen Ausbau- und
Verstärkungsmaßnahmen identifiziert.
Zusammenfassend lassen sich nachstehende Schlussfolgerungen ableiten:
• Die Abhängigkeit der Gleichzeitigkeit von der räumlichen Ausdehnung sowie von
regionalen Besonderheiten der Netzgebiete ist zu berücksichtigen:
- Planung der HS-Netze basiert auf relativ hohen Gleichzeitigkeitsfaktoren,
- Betrachtung der gesamten Regelzone liefert geringere Gleichzeitigkeiten,
- Auslegung der MS-und NS-Netze erfolgt ohne Berücksichtigung von
Gleichzeitigkeitsfaktoren.
• Folgende Szenarien sind für die HS-Netzplanung zu untersuchen:
- Szenario maximale Windeinspeisung,
- Szenario maximale PV-Einspeisung,
- Szenario kombinierte Wind- und PV-Einspeisung.
• Das Szenario mit höchster Netzbelastung ist relevant für Ausbauplanung.
Die Ergebnisse des NAP 2015 gelten nur für die hier betrachteten Netze mit hohem Anteil an
Wind- und PV-Einspeisung in der 110-kV-Netzebene.
5.4 Die geeigneten Spannungsebenen für den Anschluss von Erzeugungsanlagen
Der Anschluss vieler dezentraler Erzeugungsanlagen auf Basis des EEG-/KWK-Gesetzes
erfordert intensive Veränderungen des auf zentralen Erzeugerstrukturen basierenden Netz-
betriebs. Die Auslastung der Betriebsmittel bis auf und über ihre physikalischen Grenzen
kann zur Gefährdung der Versorgungssicherheit führen.
Der Netzbetreiber ist gemäß §§ 2 Abs. 1 i. V. m. 1 Abs. 1 EnWG zu einer möglichst sicheren,
preisgünstigen, verbraucherfreundlichen, effizienten und umweltverträglichen
leitungsgebundenen Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität, die zunehmend auf
erneuerbaren Energien beruht, verpflichtet.
24
§ 8 Abs. 1 EEG 2014 sagt aus: „Netzbetreiber müssen Anlagen zur Erzeugung von Strom
aus erneuerbaren Energien und aus Grubengas unverzüglich vorrangig an der Stelle an ihr
Netz anschließen, die im Hinblick auf die Spannungsebene geeignet ist und die in Luftlinie
kürzeste Entfernung zum Standort der Anlage aufweist, wenn nicht dieses oder ein anderes
Netz einen technisch und wirtschaftlich günstigeren Verknüpfungspunkt aufweist; bei der
Prüfung des wirtschaftlich günstigeren Verknüpfungspunkts sind die unmittelbar durch den
Netzanschluss entstehenden Kosten zu berücksichtigen. Bei einer oder mehreren Anlagen
mit einer installierten Leistung von insgesamt höchstens 30 Kilowatt, die sich auf einem
Grundstück mit bereits bestehendem Netzanschluss befinden, gilt der Verknüpfungspunkt
des Grundstücks mit dem Netz als günstigster Verknüpfungspunkt.“
Damit die zunehmend dezentral erzeugte Leistung störungsfrei und effizient ins Stromnetz
eingespeist werden kann, sind technische Regeln nötig. Folgende Regelwerke sind hierbei
maßgeblich und aktueller Stand der Technik:
Netzebene Regelwerk
NSVDE AR-N 4105 „Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz, Technische Mindestanforderungen für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Niederspannungsnetz"
MSBDEW MS-RL „Richtlinie für Anschluss und Parallelbetrieb von Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz"
HS
VDE-AR-N 4120:2015-01„Technische Bedingungen für den Anschluss und Betrieb von Kundenanlagen an das Hochspannungsnetz (TAB Hochspannung)“ Mit der Inkraftsetzung der „TAB Hochspannung“ wird der Transmission Code 2007 sowie der VDN-Leitfaden „EEG-Anlagen am Hoch- und Höchstspannungsnetz“ für 110-kV-Netzanschlüsse außer Kraft gesetzt. Die TAB enthält jedoch Übergangsfristen, in denen nach den bisherigen Anschlussrichtlinien verfahren werden kann.
Tabelle 4: Technische Regeln zur Ermittlung der geeigneten Spannungsebene
Geeignete Spannungsebene
Darüber hinaus gilt allgemein die DIN EN 50160 „Merkmale der Spannung in öffentlichen
Elektrizitätzsversorgungsnetzen“. Für Erzeugungsanlagen größer 30 Kilowatt ist die
geeignete Spannungsebene im EEG nicht eindeutig definiert und soll damit durch den
Netzbetreiber ermittelt werden.
25
Durch die Netzverträglichkeitsprüfung ermittelt der Netzbetreiber den technisch geeigneten
und wirtschaftlich günstigsten Verknüpfungspunkt.
Bei der Netzverträglichkeitsprüfung wird insbesondere die Einhaltung wesentlicher
technischer Parameter untersucht, um die Anlage dauerhaft am Netz der öffentlichen
Versorgung betreiben zu können. Vor allem die thermische Strombelastbarkeit der
Netzbetriebsmittel mit deren fest definierten physikalischen Grenzen stellt ein sehr wichtiges
Kriterium und einen Versorgungssicherheitsaspekt dar.
Unter der Berücksichtigung der oben genannten Prämissen und DENA-Verteilnetzstudie [1]
ergeben sich gemäß Tabelle 5 folgende geeignete Spannungsebenen gemäß
Leistungsbereiche.
Leistungsbereich [P in kW] Netzanschlusspunkt
P ≤ 30 Hausanschluss
30 < P ≤ 300 NS-Netz
300 < P ≤ 6000 MS-Netz (20 kV)
6000 < P ≤ 20000 UW (Umspannung MS/HS)
P > 20000 HS-Netz
Tabelle 5: Geeignete Spannungsebene zur Bestimmung des optimalen Netzverknüpfungspunktes
Die Leistungsbereiche sind von den örtlichen Gegebenheiten abhängig und können nach
Maßgabe des Netzbetreibers von den vorgegebenen Werten abweichen. Die Zuweisung des
technisch und wirtschaftlich geeigneten Netzverknüpfungspunktes für Erzeugungsanlagen
erfolgt grundsätzlich gemäß der individuellen Netzverträglichkeitsprüfung.
5.5 Einsatz neuer Technologien
Die mit fortschreitendem Anschluss dezentraler Erzeugungsanlagen zu bewältigende
Netzaufgabe des Betriebs der HS-Netze stellt die Flächennetzbetreiber vor große zeitliche
und finanzielle Herausforderungen. Der Einsatz neuer Technologien bei Werkstoffen,
Überwachungs- und Steuerungstechnik im bestehenden und neu errichteten 110-kV-Netz
kann die Flächennetzbetreiber bei dieser Aufgabe entlasten.
26
Es hat sich gezeigt, dass die Flächennetzbetreiber weitestgehend schon jetzt auf die für sie
verfügbaren neuen Technologien sowohl im Netzbetrieb als auch bei der Planung des
Netzausbaus zurückgreifen (vgl. Tabelle 6).
Die Idee des NOVA-Prinzips (vgl. Abschnitt 5.1) wird durch die Ausschöpfung aller
verfügbaren Möglichkeiten zur Optimierung und Verstärkung des Netzes sowie Entwicklung
von Infrastrukturlösungen bestmöglich umgesetzt.
Technologie Avacon/ HSN(Regelzone 50
Hertz)
E.DIS ENSO MITNETZ Strom
TEN Thüringer
Energienetze
WEMAG Netz
HTLS/ HöTLS - - x (x) Pilot
Leiterseilmonitoring indirekt
x x x x x x
Leiterseilmonitoring direkt
(x) Pilot (x) Pilot (x) Pilot
Spannungs- und Blindleistungsregelung
x x x x x x
NSM-Einspeise- management
x x x x x x
Tabelle 6: Einsatz neuer Technologien in 110-kV-Netzen der FNB Ost
Hoch (HT)- und Höchsttemperatur (HöT)-Leiterseile
Durch Einsatz einer Aluminium-Zirkon-Legierung wird die thermische Belastbarkeit des HT-
Leiterseils auf 150°C erhöht. Dies führt zu einer höheren Strombelastbarkeit von etwa 50%
gegenüber konventionellen Aluminium/Stahl-Leiterseilen.
Der Einsatz von hochtemperaturfesten Aluminiumlegierungen und Leiterkernen aus
Spezialwerkstoffen bei HöT-Leiterseilen führt zu einer dauerhaft zulässigen
Betriebstemperatur von > 200°C und einer höheren Strombelastbarkeit von etwa +100%
gegenüber konventionellen Aluminium/Stahl-Leiterseilen.
Durch den Einsatz der HTLS/HöTLS erfolgt keine Erhöhung der mechanischen Lasten auf
die Maste. Die Verwendung der bisherigen Netzinfrastrukturen (Maste + Fundamente) und
ggf. Wegerechte/Dienstbarkeiten erscheint möglich. Existierende Auflagen bzgl. der Boden-
abstände sind durch den geringeren Durchhang der neuen HT- bzw. HöT-Leiterseile gewähr-
leistet. Im Zusammenhang mit dem Einsatz von HT- bzw. HöT-Leiterseilen sind noch nicht
alle Detailfragen endgültig geklärt. Das betrifft:
27
• Fragen, die das Zusammenwirken von Freileitungsmasten eines älteren
Normungsstandes mit aktuellen Leiterseilen und Armaturen betreffen,
• Genehmigungsfragen in Bezug auf die durch den Leiterseilwechsel durchgeführten
Änderungen,
• die öffentliche Akzeptanz besonders in Fällen historisch gewachsener dichter
Bebauung der Freileitungstrassen.
Deshalb ist im Einzelfall eine netzplanerische Untersuchung und Bewertung notwendig. In
der Praxis haben sich bereits einzelne Fälle ergeben, in denen der Einsatz wirtschaftlich
sinnvoll ist.
Indirektes und direktes Leiterseilmonitoring
Bis heute wird bei der Netzführung hauptsächlich die Belastbarkeit von Leitungen gemäß
DIN EN 50341 unter Standardumweltbedingungen1 zugrunde gelegt.
Die beim Leiterseilmonitoring dynamisch ermittelte und permanent überwachte
Leiterseiltemperatur und der Leiterdurchhang ersetzt im Netzleitsystem die starren Vorgaben
zur Strombelastbarkeit von Leitungen gemäß DIN Vorschrift und ermöglicht so eine stärkere
Auslastung der Leiterseile ohne die sicherheitsrelevanten und technischen Toleranzgrenzen
der Leitungen zu verletzen (vgl. Abbildung 7).
Abbildung 7: Prinzip der Messung des Leiterdurchhangs
Beim indirekten Leiterseilmonitoring werden Außentemperatur, Windstärke und
Sonneneinstrahlung über die Wetterdienste und die Stromstärke des Abgangsfeldes im
Umspannwerk in die Leiterseiltemperatur und den daraus resultierenden Leiterdurchhang
umgerechnet.
1 35 °C Umgebungstemperatur; 0,6 m/s Windgeschwindigkeit; 900 W/m² Globalstrahlung
f
28
Beim direkten Leiterseilmonitoring messen direkt am Leiterseil angebrachte Sensoren
Leitertemperatur, Stromstärke und die Neigung als Grundlage für die Ermittlung des
Leiterdurchhangs.
Einspeisemanagement / Netz- und Systemsicherheitsmanagement
Die Netzreserven der Verteilnetze sind örtlich aufgebraucht, so dass die
Flächennetzbetreiber gezwungen sind, die bereitgestellten Instrumente zur
Aufrechterhaltung der Netz- und Systemsicherheit zielgerichtet einzusetzen.
Nach heutiger Rechtslage erfüllen diese Instrumente aber nur betriebliche Anforderungen
um den Netzüberlastungen und Gefährdungen der Systemsicherheit zu begegnen.
Das von den Flächennetzbetreibern implementierte System gewährleistet:
• Umsetzen des Einspeisemanagements im eigenen Netz,
• Umsetzen von Maßnahmen der Systemsicherheit des Übertragungsnetzbetreibers,
• Gemeinsames, abgestimmtes Handeln der Netzbetreiber in der Kaskade.
Im Netzleitsystem wird z.B. die Überlastung eines Betriebsmittels registriert. Daraufhin erfolgt
der Einsatz des Netzsicherheitsmanagements (NSM). Über eine Fernwirkschnittstelle
werden selektiv die im entsprechenden Teilnetz angeschlossenen Einspeiser oder
Verbraucher entsprechend den im Netzleitsystem hinterlegten Algorithmen hoch- oder runter
geregelt und so der Netzengpass beseitigt. Im weiteren Zeitverlauf werden je nach
Überlastungssituation die Einspeiser oder Verbraucher sukzessive wieder in den
Normalzustand versetzt und die NSM-Maßnahme beendet. In Abbildung 8 sind die stetig
ansteigende Entwicklung der NSM-Maßnahmen der ARGE FNB sowie die SSM-
Anforderungen des Übertragungsnetzbetreibers der letzten 5 Jahre abgebildet.
29
Abbildung 8: Maßnahmen nach §14 EEG und §§ 13, 14 EnWG im Netzgebiet der Regelzone 50Hertz
5.6 Netzautomatisierung
Netzleitsysteme haben in der Energieversorgung die Aufgabe, Netzbetreiber in der
Betriebsführung ihrer Netze zu unterstützen. Hierbei werden Standardprozesse zum Steuern
und Überwachen von Stromversorgungsnetzen abgebildet.
Mit Hilfe dieser Netzleitsysteme wird es möglich, komplexe Versorgungsnetze schnell, sicher
und effektiv zu steuern, Ereignisse, z.B. Störereignisse, aufzuzeichnen und zu analysieren.
Aus diesen Informationen können neue Strategien, Prozessanpassungen und
Handlungsvorschläge entwickelt werden, die wiederum das Bedienpersonal in der Leitstelle
und dezentral vor Ort in seinen Handlungen unterstützt.
Bisher waren Netzleitsysteme auf das einfache Steuern, Regeln und Überwachen von
Stromflüssen zwischen Kraftwerken und Kunden ausgelegt. Mit zunehmender dezentraler
Energieerzeugung und Einspeisung entstehen neue, sich ständig ändernde
Netzbedingungen und fordern ein intelligentes Last- und Einspeisemanagement in allen
Spannungsebenen. Während in der Vergangenheit eine Automatisierung überwiegend in der
Hochspannungsebene eingesetzt wurde, wird heute auch in den Mittel- und
Niederspannungsebenen der Bedarf an Automatisierung und Datenerfassung immer
wichtiger.
Neben neuen Dienstleistungen, wie Betriebsführungsaufträge für Erzeuger, erfordern die
Aufgaben zur Spannungshaltung, Leistungs- und Blindleistungsregelung, Lastfluss-
0
200
400
600
800
1.000
1.200
1.400
1.600
1.800
2010 2011 2012 2013 2014
68
273 303
818
1.389
11
118
183
323
235
ARGE FNB 50Hertz
∑ 79
∑ 391∑ 486
∑ 1.141
∑ 1.624
30
überwachung und -regulierung immer mehr intelligente Fernwirk-, Schutz- und
Rechentechnik.
Was früher noch mit einfachen Schaltbefehlen, z.B. über Rundsteuerempfänger
funktionierte, ist heute und zukünftig ohne schnelle Datenleitungen und -netzwerke mit
Rückkanal nicht mehr vorstellbar. Komplexe Netzwerksimulationen vor jeder Schalthandlung
bzw. bei jedem Netzeingriff sind genauso unabdingbar, wie ein schnelles Reagieren auf
Wechsellasten durch Windkraft und Photovoltaik.
Die Herausforderung wird sein, Netzleittechnik zeitnah, kostengünstig und zukunftsweisend
zu ertüchtigen und das Bedienpersonal immer fit für diese neuen Aufgaben zu machen.
5.7 Methodik der „separaten Netze“
Vor dem Hintergrund der Begrenzung des möglichen Netzausbaus in erdschlussgelöschten
Netzen kann der Einsatz von Kabelanlagen für den Anschluss von Erzeugungsanlagen dann
eine sinnvolle Alternative darstellen, wenn vom Freileitungsnetz galvanisch getrennte
Hochspannungskabelstrecken als separate Netze für die vorrangige Aufnahme und
Übertragung der Energiemengen aus den Erzeugungsanlagen zum Höchstspannungsnetz
errichtet werden. Diese sogenannten „separaten Netze“ wurden als eine Planungsvariante
gegenüber Varianten des „konventionellen Netzausbaus“ unter den jeweils konkreten
Netzbedingungen vor Ort im Rahmen der Erarbeitung des NAP 2013 bereits untersucht.
Das Modell der separaten Netze sieht die Errichtung neuer Umspannwerke zum
Höchstspannungsnetz vor, von welchen dann z.B. strahlenförmige Kabelanlagen ausgeprägt
werden. Diese Hochspannungskabel führen wiederum zu Umspannwerken, in denen die
Spannungsebene erneut reduziert wird. Von diesen Hochspannungs-/Mittelspannungs-
umspannwerken können dann größere und kleine Erzeugerleistungen durch
Mittelspannungskabel angeschlossen werden.
Der Vorteil solcher separaten Netze ist die galvanische Trennung vom übrigen
Hochspannungsfreileitungsnetz, so dass ein Mischbetrieb von Freileitungs- und
Kabeltechnologie weitestgehend ausgeschlossen werden kann.
31
Da diese separaten Netze vollständig von der vorhandenen Verteilnetzstruktur losgelöst
sind, ist der Zubau von Kabellängen nahezu unbegrenzt. Durch den Neubau solcher Netze
parallel zu den für die Versorgung genutzten Netzen, wird der Betrieb der vorhandenen
Netze nicht oder nur minimal beeinflusst.
Die Versorgung der Lastkunden wäre durch den Aufbau separater Netze nicht beeinflusst.
Sofern das Konzept für die anzuschließenden Erzeugungsanlagen für den Netzbetreiber mit
einer ausreichenden Planungssicherheit unterlegt ist, könnten der Aufbau der Netztopologie
und der Ausbau des Kabelnetzes optimiert werden. Dieser Planungsansatz kann durch die
Schaffung gesetzlicher Rahmenbedingungen unterstützt werden.
Wissenschaftliche Untersuchungen in Zusammenarbeit mit dem Wirtschaftsministerium
Brandenburg [8] haben gezeigt, dass das Modell der separaten Netze hinsichtlich seiner
technischen und wirtschaftlichen Vorteilhaftigkeit an den konkreten Netzbedingungen
gespiegelt werden muss. Im NAP 2015 wurde das Modell als ein möglicher Lösungsansatz
insbesondere neben dem Ausbau bestehender Netzstrukturen – auch als
Freileitungsverstärkung unter Beachtung der gesetzlichen Regelungen zur
Kabellegungspflicht - betrachtet.
5.8 Belastbarkeit der Betriebsmittel
Die für die Erarbeitung des NAP 2015 zugrunde gelegten Betriebsmittel wurden aus
technischer Sicht immer auf die jeweiligen Belastungsfälle ausgelegt.
Mit Blick auf die gemeinsame Netzausbauplanung sind zunächst Transformatoren,
Freileitungen und Kabel wesentlich für eine hinreichende Dimensionierung auf Basis der
bestimmten Last- und Einspeiseszenarien (vgl. Kapitel 3). Im Rahmen der
Netzausbauplanungen wurde auf die Einhaltung der Nennbelastbarkeiten geachtet. Die z.T.
kurzzeitige Überlastbarkeit bestimmter Betriebsmittel bleibt als operative „Reserve“ dem
Betriebsfall vorbehalten.
32
5.9 Blindleistungsmanagement
Die Blindleistung ist für die Einhaltung von definierten Spannungsgrenzwerten eine
wesentliche Größe. Die für die Spannungshaltung benötigte Blindleistung wird aktuell noch
hauptsächlich durch die konventionellen Kraftwerke zu Verfügung gestellt und durch die
Übertragungsnetzbetreiber gesteuert.
Da der Großteil dezentraler Erzeugungsanlagen in den Verteilnetzen angeschlossen ist, geht
auch die Aufgabe der Blindleistungssteuerung zunehmend auf die Verteilnetzbetreiber über.
Zusätzlich wird durch einen zunehmenden Transport der Energiemengen innerhalb der
Netzebenen ein steigender Blindleistungsbedarf die Folge sein.
Für die Spannungshaltung in den Verteilnetzen kann die Steuerung der
Blindleistungsbereitstellung von Erzeugungsanlagen genutzt werden. Durch entsprechende
Vorgaben an die Erzeugungsanlagen kann das Spannungsverhalten an den
Netzverknüpfungspunkten beeinflusst werden.
Inzwischen wurde insbesondere für den Neuanschluss von Erzeugungsanlagen ab dem
01.01.2015 die Verpflichtung zum aktiven Blindleistungsmanagement und die
Mindestanforderungen an die Blindleistungsbereitstellung in der TAB Hochspannung [4]
umgesetzt. Die Forderungen sind jedoch nur bei Windkraftanlagen über die Ende 2016
auslaufende SDLWindV [5] gesetzlich verankert.
Folgende Verfahren zur aktiven Blindleistungsregelung müssen am Netzverknüpfungspunkt
der Erzeugungsanlage erfüllt werden:
• Bei der Blindleistungs-/Spannungskennlinie Q(U) tauscht die Erzeugungsanlage in
Abhängigkeit von der aktuellen Betriebsspannung des Hochspannungsnetzes am
Netzverknüpfungspunkt Blindleistung mit dem Netz aus.
• Bei der Blindleistungs-/Wirkleistungskennlinie Q(P) tauscht die Erzeugungsanlage in
Abhängigkeit ihrer aktuellen Wirkleistungsabgabe am Netzverknüpfungspunkt
Blindleistung mit dem Netz aus.
• Bei einem vom Netzbetreiber individuell und jederzeit anpassbaren konkreten
Blindleistungssollwert tauscht die Erzeugungsanlage unabhängig von anderen
elektrischen Netzparametern einen konstanten Blindleistungswert mit dem Netz aus.
33
Dieses Verfahren hilft der Netzführung, definierte Blindleistungszustände im Netz zu
ermitteln bzw. zu realisieren.
• Bei einem vom Netzbetreiber vorgegebenen Verschiebungsfaktor cos φ tauscht die
Erzeugungsanlage in einem konstanten Verhältnis zur Wirkleistungsabgabe
Blindleistung mit dem Netz aus. Dieses Verfahren dient hauptsächlich der Erhöhung
der EEG-Aufnahmefähigkeit des Netzes, ist jedoch bei übergeordneten
Blindleistungsregelungsstrategien hinderlich.
Die Funktionalität der Blindleistungsregelung wurde im Wesentlichen bei den
Flächennetzbetreibern etabliert. Die mit den Verfahren zur Blindleistungsregelung
gewonnenen Erfahrungen fließen in einen kontinuierlichen Optimierungs- und
Weiterentwicklungsprozess ein.
34
6 Ermittelte Engpassgebiete
Die Basis zur Ermittlung der Engpässe waren die Prognosewerte der Erzeugung und des
Bezuges für 2025. Die aufgezeigten Engpässe sind nicht identisch und vergleichbar mit den
aktuellen NSM-Maßnahmen der jeweiligen Verteilnetzbetreiber.
6.1 Darstellung der Engpassgebiete der Avacon AG/HSN Magdeburg GmbH
Die Abbildung 9 zeigt die Darstellung des Netzgebiets der Avacon AG / HSN Magdeburg GmbH.
Abbildung 9: Engpassgebiete der Avacon AG/HSN Magdeburg GmbH in der Regelzone 50Hertz
35
6.2 Darstellung der Engpassgebiete der E.DIS AG
Die Abbildung 10 zeigt die Engpassgebiete der E.DIS AG im Osten Brandenburgs.
Abbildung 10: Engpassgebiete der E.DIS AG im Osten Brandenburgs
Die Abbildung 11 zeigt die Engpassgebiete
Abbildung 11: Engpassgebiete der E.DIS
36
zeigt die Engpassgebiete der E.DIS AG im Westen Brandenburg
Engpassgebiete der E.DIS AG im Westen Brandenburgs
Brandenburgs.
Die Abbildung 12 zeigt die Engpassgebiete
Abbildung 12: Engpassgebiete der E.DIS AG
37
zeigt die Engpassgebiete der E.DIS AG in Mecklenburg Vorpommern.
der E.DIS AG in Mecklenburg-Vorpommern
Mecklenburg Vorpommern.
6.3 Darstellung der Engpassgebiete der GmbH
Die Abbildung 13 zeigt die Darstellung des Netzgebiets der
Abbildung 13: Engpassgebiete der ENSO NETZ
38
Darstellung der Engpassgebiete der ENSO NETZ
zeigt die Darstellung des Netzgebiets der ENSO NETZ GmbH.
ENSO NETZ GmbH
ENSO NETZ
GmbH.
39
6.4 Darstellung der Engpassgebiete der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH
Die Abbildung 14 zeigt die Darstellung des Netzgebiets Brandenburg der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH.
Abbildung 14: Engpassgebiete der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH im Netzgebiet Brandenburg
40
Die Abbildung 15 zeigt die Darstellung des Netzgebiets Sachsen-Anhalt der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH.
Abbildung 15: Engpassgebiete der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH im Netzgebiet Sachsen-Anhalt
41
Die Abbildung 16 zeigt die Darstellung des Netzgebiets Sachsen der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH.
Abbildung 16: Engpassgebiete der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH im Netzgebiet Sachsen
42
6.5 Darstellung der Engpassgebiete der TEN Thüringer Energienetze GmbH & Co. KG
Die Abbildung 17 zeigt die Darstellung des Netzgebiets TEN Thüringer Energienetze GmbH & Co. KG.
Abbildung 17: Engpassgebiete der TEN Thüringer Energienetze GmbH & Co. KG
43
6.6 Darstellung der Engpassgebieten der WEMAG Netz GmbH
Die Abbildung 18 zeigt die Darstellung des Netzgebiets der WEMAG NETZ GmbH.
Abbildung 18: Engpassgebiete der WEMAG Netz GmbH
44
7 Gemeinsamer Ausbaubedarf
Mit dem prognostizierten EE-Zubau auf 39 GW müssen für die Mitglieder der
Arbeitsgemeinschaft der Flächennetzbetreiber Ost bis zum Jahr 2025 42 Übergabepunkte
zum Übertragungsnetzbetreiber neu errichtet bzw. vorhandene Übergabepunkte erweitert
werden (Abbildung 19). Synergien werden und wurden an den Grenzen von E.DIS und
WEMAG Netz genutzt. Für beide Netzbetreiber sind zwei gemeinsame Übergabepunkte
notwendig. Der Übergabepunkt Perleberg konnte bereits realisiert werden.
Abbildung 19: Darstellung der notwendigen Übergabepunkte zum Höchstspannungsnetz
**- Übergabepunkte HöS/HSfür E.DIS und WEMAG-Netz
ENSO NETZ
WEMAG Netz
Avacon/HSN
MITNETZ STROM
1
2
34
5
6
78
9 10
3
11**
12
TEN
1
2
3
4
35
4
2
1
E.DIS
10
13
14
15
16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1 23
4
- Erweiterung von Übergabepunkten HöS/HS
- neue Übergabepunkte HöS/HS
- realisierter Ausbau von Übergabepunkten HöS/HS
2 1
**- Übergabepunkte HöS/HSfür E.DIS und WEMAG-Netz
ENSO NETZ
WEMAG Netz
Avacon/HSN
MITNETZ STROM
1
2
34
5
6
78
9 10
3
11**
12**
TEN
1
2
3
4
35
4
2
1
E.DIS
10
13
14
15
16
1
2
3
4
5
6
7
8
9
1 23
4
- Erweiterung von Übergabepunkten HöS/HS
- neue Übergabepunkte HöS/HS
- realisierter Ausbau von Übergabepunkten HöS/HS
2 1
45
7.1 Benennung der Übergabepunkte aus der Übersichtskarte
Aus den Tabellen 7 und 8 kann der aktuelle Planungsstand zu den notwendigen 380/110-kV-
Übergabeumspannwerken abgelesen werden. Die aus dem NAP 2013 geplanten
Übergabeumspannwerke, welche bereits realisiert sind, wurden ebenfalls dargestellt.
Neubauin
Planung/ Bau realisiert Erweiterung
1 Wollmirstedt x
2 Schwanebeck x
3 Zerbst x
x 5 Stendal-West
x 6 Förderstedt
1 Gransee x
2 Putlitz Süd x
3 Heinersdorf x
4 Lubmin x
5 Beetzsee Nord x
6 Schönewalde x
7 Altentreptow Süd x
8 Grüntal-Finow x
9 Seddin x
x 10 Siedenbrünzow
x 11 Perleberg**
x 12 Güstrow**
x 13 Vierraden
x 14 Wustermark
x 15 Bentwisch
x 16 Pasewalk
x 1 Schmölln
x 2 Hagenwerder
x 3 Streumen
x 4 Niederwartha
E.DIS
ENSO NETZ
Avacon/HSNRegelzone 50Hertz
Tabelle 7: Neu zu errichtende oder zu verstärkende 380/110-kV-Übergabeumspannwerke (Teil 1)
**) in gemeinsamer Nutzung von E.DIS und WEMAG Netz
46
Neubauin
Planung/ Bau realisiert Erweiterung
1 Zeitz/Ost x
2 Querfurt/Nord x
3 Jessen/Nord x
4 Großräschen/Nord x
x 5 Freiberg/Nord
x 6 Pulgar
x 7 Klostermansfeld
x 8 Marke
x 9 Ragow
x 10 Preilack
1 Ebenheim x
2 Ebeleben x
x 3 Eisenach
x 4 Großschwabhausen
1 Wessin x
x 2 Görries
x 3 Parchim/Süd
x 11 Perleberg**
x 12 Güstrow**
WEMAG Netz
MITNETZ STROM
TEN ThüringerEnergienetze
Tabelle 8: Neu zu errichtende oder zu verstärkende 380/110-kV-Übergabeumspannwerke (Teil 2)
**) in gemeinsamer Nutzung von E.DIS und WEMAG Netz
7.1.1 Zusammenfassung der notwendigen Übergabepunkte
Die Tabelle 9 zeigt die Planzahlen zum NAP 2015 (einschließlich realisierter Projekte) für das Jahr 2025:
Tabelle 9: Ausbaubedarf der ARGE FNB Ost HöS/HS-Übergabepunkte
**) UW Perleberg und UW Güstrow in gemeinsamer Nutzung von E.DIS und WEMAG Netz (bei der Anzahl von E.DIS enthalten)
Verteilnetzbetreiber
Neubau (Stück) Erweiterung Avacon/HSN (nur Regelzone 50Hertz) 3 2
E.DIS 9 7**
ENSO NETZ 4
MITNETZ STROM 4 6
TEN Thüringer Energienetze 2 2
WEMAG Netz 1 2**
Summe NAP 2015 19 23
Neubau - und ErweiterungÜbergabepunkte HöS/HS
47
7.1.2 Zusammenfassung aller Leitungsneubau- und Erweiterungstrassen
Bis zum Jahr 2025 müssen insbesondere für die gemeinsame Prognose des EE-Zubaus von
39 GW 388 km Trassen neu errichtet und 2.271 km Trasse verstärkt werden. Der
ausgewiesene Netzausbau enthält auch Maßnahmen, die wegen Lastzuwachs und anderen
Gründen notwendig sind.
Tabelle 10 zeigt die Aufteilung der insgesamt 2.659 km 110-kV-Trassen auf die jeweiligen
Verteilnetzbetreiber.
Verteilnetzbetreiber
System-länge
Trassen-länge
System-länge
Trassen-länge
in km in km in km in km
Avacon/HSN (nur Regelzone 50Hertz) 142 71 288 116
E.DIS 200 155 2.490 1.245
ENSO NETZ 320 160
MITNETZ STROM 242 120 600 268
TEN Thüringer Energienetze 78 39 623 353
WEMAG Netz 6 3 258 129
Summe NAP 2015 668 388 4.579 2.271
Leitungsneubau 110-kV
Leitungsverstärkung 110-kV
Tabelle 10: Ausbaubedarf der ARGE FNB Ost 110-kV-Trassen
7.2 Darstellung der nbis 2025
Basierend auf den unter Punkt 3 genannten Szenarien und dem unter Punkt 5 genannten
Grundsätze und dem prognostizierten EE
resultieren für die einzelnen Verteilnetzbetreiber die in den nachfolgenden Abbildungen
dargestellten Netzausbaumaßnahmen.
7.2.1 Karte der NetzausbaumaßnahMagdeburg GmbH
Abbildung 20: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der Avacon
48
Darstellung der notwendigen Netzausbaumaßnahmen
n unter Punkt 3 genannten Szenarien und dem unter Punkt 5 genannten
prognostizierten EE-Zubau bzw. der prognostizierten Lastentwicklung
resultieren für die einzelnen Verteilnetzbetreiber die in den nachfolgenden Abbildungen
dargestellten Netzausbaumaßnahmen.
Karte der Netzausbaumaßnahmen der Avacon AGMagdeburg GmbH
: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der Avacon AG/HSN Magdeburg GmbH in Regelzone
Netzausbaumaßnahmen
n unter Punkt 3 genannten Szenarien und dem unter Punkt 5 genannten
bzw. der prognostizierten Lastentwicklung
resultieren für die einzelnen Verteilnetzbetreiber die in den nachfolgenden Abbildungen
AG/HSN
Magdeburg GmbH in Regelzone 50Hertz
7.2.2 Karten der Netzausbaumaßnahmen der
Abbildung 21: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der E
49
der Netzausbaumaßnahmen der E.DIS AG
: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der E.DIS AG im Osten Brandenburgs
E.DIS AG
Abbildung 22: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der E.DIS
50
Darstellung der Ausbaumaßnahmen der E.DIS AG im Westen Brandenburgs
s
Abbildung 23: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der E.DIS
51
Darstellung der Ausbaumaßnahmen der E.DIS AG in Mecklenburg-Vorpommern
Vorpommern
7.2.3 Karte der Netzausbaumaßnahmen der
Abbildung 24: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der
52
Karte der Netzausbaumaßnahmen der ENSO NETZ
: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der ENSO NETZ GmbH
ENSO NETZ GmbH
53
7.2.4 Karten der Netzausbaumaßnahmen der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH
Abbildung 25: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH im Netzgebiet Brandenburg
54
Abbildung 26: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH im Netzgebiet Sachsen-Anhalt
55
Abbildung 27: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom mbH im Netzgebiet Sachsen
56
7.2.5 Karte der Netzausbaumaßnahmen der TEN Thüringer Energienetz GmbH & Co. KG
Abbildung 28: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der TEN Thüringer Energienetze GmbH & Co. KG
57
7.2.6 Karte der Netzausbaumaßnahmen der WEMAG Netz GmbH
Abbildung 29: Darstellung der Ausbaumaßnahmen der WEMAG Netz GmbH
58
8 Wichtige zukünftige Aufgaben der VNB
Die Aufgaben der großen Flächennetzbetreiber werden sich in Zukunft verändern. Die
Erzeugungsstruktur wird bei häufig gleichzeitiger Verringerung der Lastabnahme noch weiter
kleinteiliger werden. Die Verantwortung der großen FNB für den sicheren Betrieb des
Energienetzes wird steigen, da an diesen Netzen der größte Anteil an dezentralen Erzeugern
angeschlossen ist und gleichzeitig die sichere Versorgung aller Lastkunden gewährleistet
werden muss. Das sichere Zusammenspiel dieser bereits heute in großer Anzahl vorhanden
und der in Zukunft weiter hinzukommenden Erzeugungsanlagen ist die Voraussetzung für
eine stabile Energieversorgung. Die großen Verteilnetze werden durch ihre Wirkung als
Flächenkraftwerk zunehmend systemrelevant und müssen zukünftig:
- als ein Rückgrat der Erzeugung sicher und stabil betrieben werden,
- den Ausgleich von Mehr- und Minderenergie zwischen den Netzebenen
garantieren,
- ausreichend Reserven bereithalten,
- die Erbringung von Netz- und Systemdienstleistungen für das vorgelagerte,
das eigene und nachgelagerte Netze ermöglichen und sicherstellen und
- das freie Marktagieren ermöglichen und dafür notwendige Dienstleistungen
erbringen.
Dabei erfolgt gegenwärtig ein Übergang vom passiv sicheren Verteilnetz (Sicherheit und
Zuverlässigkeit überwiegend ohne Eingriffe des VNB gewährleistet) zu einem aktiv sicheren
Verteilnetz (Sicherheit und Zuverlässigkeit ist überwiegend nur noch mit Eingriffen des VNB
zu gewährleisten). Damit wird reagiert auf:
- die verstärkte dezentrale Energieerzeugung,
- das Ziel eines effizienteren Netzbetriebs,
- den Wunsch eines freien Marktes und
- Kundenbedürfnisse.
Die Erfüllung dieser Aufgaben setzt einen intensiven Datenaustausch mit den beteiligten
Akteuren voraus. Das Kaskadenprinzip wird dem Verantwortungszuwachs der
verschiedenen Netzebenen gerecht. Die Digitalisierung der Energiewirtschaft wird das
Datenaufkommen und den Kommunikationsbedarf deutlich erhöhen.
59
Die großen Verteilnetzbetreiber nehmen ein zentrales Element mit hoher Verantwortung in
der Energieversorgung ein. Sie müssen ihre koordinierende Rolle mit zahlreichen erweiterten
und neuen technischen Lösungen untersetzen. Für den Datenaustausch sind im Sinne der
Kaskade regionale Datenzentren der Datenerhebung, - verarbeitung und –bereitstellung
aufzubauen. Für die Datenübertragung ist eine den Anforderungen entsprechend sichere
und verfügbare Kommunikationsinfrastruktur vorzuhalten, welche beispielsweise auch zur
Steuerung von Flexibilitäten über Smart Meter dient und teilweise auch für einen
Netzwiederaufbau zu Verfügung stehen muss.
Die aktuellen Untersuchungen im Rahmen des 10-Punkte-Programms SDL der ARGE Ost
zeigen schon heute, dass eine Stärkung der Kaskade zwischen den Netzbetreibern
unabdingbar ist. Dazu gehören bessere Kommunikationsverbindungen, klare Kompetenzen,
ständig weiter entwickelte technische Regelungen an den Übergabepunkten usw. Diese
aktuellen Erkenntnisse stützen die Idee eines zellularen Ansatzes.
Die großen VNB werden zukünftig neben den klassischen Stromnetzen auch in größerem
Umfang hochsichere und hochverfügbare Infrastrukturen im IKT-Bereich vorhalten und
betreiben müssen. Eine hohe Verfügbarkeit der Kommunikationsinfrastrukturen zur
Gewährleistung der darauf aufbauenden Netz- und Systemsicherheit kann nur über eine
dezentrale, begrenzte Infrastruktur gewährleistet werden.
Für den unmittelbaren Zeitraum ab morgen werden mit Hinblick auf die Vision 2030/40 die
Flächennetzbetreiber Ost Lösungen entwickeln und implementieren, die eine schrittweise
Gegenwirkung der aufgezeigten Probleme bewirken und stufig zu komplexen Lösungen
ausbaubar sind. Der Ausbau dieser Lösungen ist jedoch abhängig von der regulatorischen
Anerkennung der dafür notwendigen Kosten. Bei Anerkennung dieser werden diese
Lösungen in die zukünftige Überarbeitung unseres Netzausbauplanes – NAP- einfließen.
60
9 Literaturverzeichnis
[1] DENA-Verteilnetzstudie - „Ausbau und Investitionsbedarf der Stromverteilnetze in
Deutschland 2030“
[2] „Moderne Verteilernetze in Deutschland“ (Verteilernetzstudie) Studie im Auftrag des
Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi), September 2014
[3] Netzentwicklungsplan Strom 2014 – Zweiter Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber,
Stand 4. November 2014
[4] VDE-AR-N 4120:2015-01, Technische Bedingungen für den Anschluss und Betrieb von
Kundenanlagen an das Hochspannungsnetz
[5] Verordnung zu Systemdienstleistungen durch Windenergieanlagen (Systemdienst-
leistungsverordnung - SDLWindV), 2009
[6] Gutachten zum wirtschaftlichen Vergleich von Kabeln, Freileitungen und Freileitungen
mit Zwischenverkabelung im 110-kV-Hochspannungsbereich Univ.-Prof. Dr.-Ing. habil. L.
Hofmann und Univ.-Prof. Dr.-Ing. habil. B. R. Oswald Leibnitz Universität Hannover
[7] 10-Punkte-Programm der 110-kV-Verteilnetzbetreiber (VNB) und des
Übertragungsnetzbetreibers (ÜNB) der Regelzone 50Hertz zur Weiterentwicklung der
Systemdienstleistungen (SDL) mit Integration der Möglichkeiten von dezentralen
Energieanlagen10-Punkte-Programm, 2014
[8] Studie zu separaten Netzen, Brandenburgische Technische Universität Cottbus-
Senftenberg, Studie im Auftrag des Ministeriums für Wirtschaft und
Europaangelegenheiten des Landes Brandenburg unter Mitwirkung von 50Hertz
Transmission GmbH, E.ON edis AG, MITNETZ Strom mbH, WEMAG Netz GmbH,
Zukunftsagentur des Landes Brandenburg, Gemeinsame Landesplanung Berlin
Brandenburg und weitere, Cottbus 2013
[9] Ein Strommarkt für die Energiewende, Ergebnispapier des Bundesministeriums für
Wirtschaft und Energie (Weißbuch), Berlin Juli 2015
61
Mitgewirkt haben:
Avacon AG Joachim-Campe-Straße 14 38226 Salzgitter www.avacon.de Dipl.-Ing. Galina Schulz-Fedoriv ___________________________________________________________________________________
E.DIS AG Langewahler Straße 60 15517 Fürstenwalde/Spree www.e-dis.de Dipl.-Ing. Stefan Dorendorf ___________________________________________________________________________________
ENSO NETZ GmbH Assetmanagement Postfach 12 01 23 01002 Dresden www.enso-netz.de Dr.-Ing. Matthias Hable ___________________________________________________________________________________
Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH Magdeburger Str. 36 06112 Halle www.mitnetz-strom.de Dr.-Ing. Jens Zeidler, Dipl.-Ing. Heike Schulze ___________________________________________________________________________________
TEN Thüringer Energienetze GmbH & Co. KG Schwerborner Straße 30 99087 Erfurt www.thueringer-energienetze.com Dipl.-Ing. Uwe Zickler ____________________________________________________________________________________
WEMAG-Netz GmbH Obotritenring 40 19053 Schwerin www.wemag-netz.de Tim Stieger