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Versorgungssicherheit in der Energiewende

Joachim Gewehr, Bundesnetzagentur, Referatsleiter

Workshop zum Energierecht

Versorgungssicherheit und erneuerbare Energien

Berlin, 08. Mai 2015

Energiewende: Veränderung der Erzeugungslandschaft

Zunahme der installierten erneuerbaren Leistung

- 2013: 81,1 GW

- 2025: 141,4 GW*

Abnahme der konventionellen Kraftwerksleistung

- 2013: 101,1 GW

- 2025: 77,3 GW*

Abschaltung der Kernkraftwerke bis 2022

* gemäß Netzentwicklungsplan Szenario B1 2025

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Leitungsüberlastung und Versorgungssicherheit

Hohe Leitungsbelastung auf Nord-Süd und West-Ost-Trassen

Risiko für die Versorgungssicherheit

Atommoratorium 2011

Zubau Windenergie

Zubau Photovoltaik

sinkende Großhandelspreise

hohe Exporte (v.a. nach Österreich)

Lösung mittel- und langfristig:

Netzausbau

Zwischenlösung bis zum Netzausbau:

Redispatch

Vorhaltung von Redispatchleistung durch ÜNB in Form von Reservekraftwerken

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08. Dezember 2011

Sehr hohe Windeinspeisung (über 19.000 MW)

gleichzeitig: hohe Kraftwerksnichtverfügbarkeit in Süddeutschland (- 1.288 MW infolge von ungeplantem Ausfall von Gundremmingen C)

Abbildung zeigt Leitungsüberlastung nach Redispatch und vor Einsatz Reservekraftwerke

Einhaltung des (n-1) -Sicherheitsstandards nur durch Einsatz Reservekraftwerke

Beispiele von tatsächlichen Leitungsüberlastungen I

Quelle: ÜNB

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Beispiele von tatsächlichen Leitungsüberlastungen II

Quelle: ÜNB

Netzsituation vor Gegenmaßnahmen

15. Februar 2012

sehr hohe Windeinspeisung (über 21.500 MW)

Gegenmaßnahmen zur Einhaltung des (n-1) – Standards:

SiV

Redispatch (präventiv, kurativ, grenzüber- schreitend mit PSE-O)

Abregelung von Wind per § 13 II EnWG iVm § 11 II EEG

Mögliche Leitungsüberlastungen gemäß Systemanalyse

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Quelle: ÜNB

Abbildung zeigt Leitungsauslastungen vor Gegenmaßnahmen im bedarfsdimensionierendem Netznutzungsfall im Winter 2015/2016

Szenario „Starkwind“

Mögliche Leitungsüberlastungen gemäß Systemanalyse

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380 kV 220 kV

Szenario „Starkwind“

Abbildung zeigt Leitungsauslastungen vor Gegenmaßnahmen im bedarfsdimensionierendem Netznutzungsfall im Winter 2019/2020 (ohne NTC DE – AT)

Quelle: ÜNB

Mögliche Leitungsüberlastungen gemäß Systemanalyse

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Szenario „Dunkelflaute“: Winterabend, keine Windener-

gieeinspeisung (am Beispiel Systemanalyse 2015/2016)

Quelle: ÜNB

(n-1) Situationen im wesentlichen mit netzbezogenen Maßnahmen lösbar

Redispatch nur vereinzelt erforderlich

Reservekraftwerke nicht notwendig

Abb.: Physikalische Lastflüsse (vor Gegenmaßnahmen) in GW

Systemanalyse ÜNB nach ResKV

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Quelle: Darstellung der deutschen ÜNB

Abstimmung der Eingangsparameter

ÜNB / Bundesnetzagentur

Reservekraftwerke stellen Redispatchleistung

Sicherung von Kraftwerksleistung für ÜNB zum

Redispatcheinsatz:

§ 13a EnWG + ResKV: Verhinderung endgültiger

Stilllegungen systemrelevanter Kraftwerke gegen

Kostenerstattung

Ermittlung Redispatchbedarf durch

Systemanalyse der ÜNB + Feststellung durch BNetzA

Beschaffung von Reservekraftwerken aus dem

Ausland per Interessenbekundungsverfahren (IBV)

Reserveleistung in Süddeutschland nicht

ausreichend

Sonderfall 19/20: § 13a /ResKV tritt Ende

2017 außer Kraft

Bedarf „nur“ 1,6 GW

Beschaffung per IBV auch im Inland

10 Bild: Kermit99

Reservebedarfe für Redispatch

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Jahr Ermittelter Bedarf

Vor IBV 2015 gedeckt

Nach IBV von ÜNB im Ausland zu kontrahieren

2015/16 6,7-7,8 GW 6,468 GW 0,5-1,4 GW

2016/17 6,6-7,7* GW 3,874 GW 3,2-4,2 GW

2017/18 7,0 GW 7,0 GW 0 GW

2019/20 1,6** GW 0 GW 1,6 GW

Vor Interessenbekundungsverfahren (IBV) gedeckter Bedarf umfasst Leistung aus vor In-Kraft-Treten der ResKV bestehenden Verträgen sowie aus systemrelevanten Kraftwerken sowie im Fall 15/16 durch vorangegangene IBV

Hiernach verbleibendes Defizit wird nach IBV durch Kraftwerke aus dem Ausland gedeckt

Spannen bedingt durch Standortabhängigkeit der nach IBV kontrahierten Kraftwerke

* SWKL in Betrieb ** NTC (DE-AT) = 5,7 GW

Einsätze Reservekraftwerke und Kosten

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Abruf von Reservekraftwerken durch ÜNB:

2011/2012: 8. Dezember 2011; 08.-15. Februar 2012

2012/2013: 29. Januar 2013

2013/2014: kein Einsatz

2014/2015:

20.12.14 und 22.12.14

30.03., 31.03., 01.04.2015

Abrufe im Winter 2014/2015 aufgrund starker West-Ost-Lastflüsse in Richtung Polen

Kosten für Reservekraftwerke (Vorhaltung u. Einsatz)

* vorläufige Angabe: nur Vorhaltekosten

2011/2012 2012/2013 2013/2014 2014/2015

1472 MW 2559 MW 2723 MW 3636 MW

22,7 Mio. € 47,9 Mio. € 40,9 Mio. € 68,9 Mio. € *

Stilllegungsanzeigen

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Stilllegungsanzeigen zu 51 Kraftwerksblöcken

Davon sind 33 geplante endgültige Stilllegungen

Für 11 KW-Blöcke wurde aufgrund von Systemrelevanz durch BNetzA Stilllegung untersagt:

o 3 KW-Blöcke in Marbach

o 2 KW-Blöcke in Walheim

o 2 KW-Blöcke in Ingolstadt

o 2 KW-Blöcke in Heilbronn

o Irsching 3

o Staudinger 4

o 1 KW-Block <50MW

15 KW-Blöcke sind nicht systemrelevant

6 KW-Blöcke in Prüfung

Künftige Vorsorgemaßnahmen

§ 13a und ResKV laufen zwar Ende 2017 aus – BMWi erwägt aber Verlängerung (siehe Evaluierungsbericht & Grünbuch)

Weitere Erhöhung der Netzreserve infolge künftiger KKW –Abschaltungen denkbar

Problem: Mögliche Obergrenze bei Beschaffung ausländischer Reservekraftwerke durch ÜNB

Diskussionsbedürftig: Unbegrenzte Exportmöglichkeiten in Richtung Österreich

Neubau eines (Reserve-)Kraftwerks?

ÜNB sehen bisher keine Notwendigkeit für den Neubau eines (Reserve-)Kraftwerks.

BNetzA: Neubaudiskussion sollte im Zusammenhang mit dem Thema Marktdesign geführt werden. Neubau allein für Redispatch ist ökonomisch ineffizient.

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Joachim Gewehr

Bundesnetzagentur, Leiter des Referats „Zugang zu Elektrizitätsübertragungsnetzen und europäischer Stromhandel“

Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit.