Versorgungssicherheit in Schwaben 2023 - Industrie- und Handelskammer Schwaben - IHK ... · 2017....

Versorgungssicherheit in Schwaben 2023 | 1

Versorgungssicherheit in Schwaben 2023

2 | IHK-Studie

Inhaltsverzeichnis

1 Einleitung und Motivation 3

2 Fazit und Handlungsempfehlungen 4

3 Methodik 53.1 Statischer Ansatz zur gesicherten Leistung 5

3.2 Dynamischer Ansatz zum Einsatz der einzelnen Elemente 5

3.3 Grenzen der Modellierung 8

3.4 Untersuchung der Entwicklung auf Verteilnetzebene 8

4 Statischer Ansatz – gesicherte Leistung 94.1 Konventionelle Energieträger 9

4.2 Erneuerbare Energieträger 12

4.2.1 Volatile Erneuerbare 12

4.2.2 Grundlastfähige Erneuerbare 14

4.3 Stromspeicher 15

4.4 Übertragungsnetze 17

4.5 Entwicklung des Stromverbrauchs 19

4.6 Beiträge der Komponenten zur gesicherten Leistung 21

5 Dynamischer Ansatz – Einsatz der Elemente 235.1 Referenz 2015 23

5.2 Referenz 2023 24

5.3 Szenariovarianten 24

5.4 Exporte und Importe 25

5.5 Erzeugung, Importe und Exporte in Deutschland und Baden‑Württemberg 27

5.5.1 Deutschland 27

5.5.2 Baden‑Württemberg 29

6 Untersuchung der Verteilnetzebene 31

7 Literaturverzeichnis 32

8 Anhang 34


1 Einleitung und Motivation

Die Entwicklung des Kraftwerksparks in Deutschland weg von konventionellen Er-zeugern hin zu regenerativen Energieträgern stellt eine große Umstellung des Ener-giesystems dar. Der zusätzlich beschlossene Kernenergieausstieg bis 2022 reduziert die bereitstehende Leistung aus derzeit installierten konventionellen Energieträgern zusätzlich. In Bezug auf die Versorgungssicherheit haben konventionelle Energieträ-ger jedoch den Vorteil, dass sie zu nahezu jeder Stunde im Jahr zur Verfügung stehen und somit den Strombedarf in Deutschland decken können. Volatile Erzeuger wie Wind und Photovoltaik sind jedoch vom Dargebot des jeweiligen Eingangsenergieträ-gers abhängig und unterliegen deshalb natürlichen Schwankungen, deren Höhe sich nur kurzfristig prognostizieren lässt. Ihr Beitrag zur Versorgungssicherheit ist deshalb gering.

Im bayerischen Regierungsbezirk Schwaben befindet sich das Kernkraftwerk Gund-remmingen, das nach Betreiberangaben im Jahr über 7800 h in zwei Blöcken jeweils eine Leistung von rund 1300 MW bereitstellt. Die Blöcke sollen nach §7 AtG Ende 2017 und Ende 2021 abgeschaltet werden. Der Wegfall dieser Erzeugungsmenge muss kompensiert werden, um die Region Schwaben weiterhin ausreichend mit Elektrizität zu versorgen. Hierfür stehen verschiedene Alternativen bereit, die einen Beitrag zur Versorgungsaufgabe leisten können. Ihr Beitrag wird in dieser Studie untersucht und ausgewertet.

Der Aspekt Versorgungssicherheit stellt eine der drei Komponenten des energie-wirtschaftlichen Zieldreiecks dar, wie in Abbildung 1‑1 dargestellt. Neben der Wirtschaftlichkeit der Energieversorgung und der Umweltverträglichkeit besitzt die Versorgungssicherheit im Elektrizitätssektor jedoch eine Sonderstellung. Elektrischer Strom als Energieträger durchdringt heute alle Bereiche des täglichen Lebens in ei-nem so hohen Maß, dass der Versorgungssicherheit gegenüber der Wirtschaftlichkeit und Umweltverträglichkeit in vielen Fällen eine übergeordnete Rolle beigemessen werden muss.

Abbildung 1‑1: Energiepolitisches Zieldreieck

Zieldreieck

Versorgungs‑ sicherheit

Umwelt‑ verträglichkeit

Wirtschaft‑ lichkeit

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2 Fazit und Handlungsempfehlungen

Die Untersuchungen der Studie zeigen, dass sich in dem betrachteten Jahr 2023 kein Versor-gungsengpass für Schwaben ergibt. Zwar hat eine statische Bilanzierung der möglichen Er-zeugungseinheiten in Schwaben ergeben, dass die Nettoproduktionsmittel in Schwaben nicht ausreichen, um die Nachfrage zu decken, jedoch auch, dass ausreichend technische Mittel gegeben sein werden, um die Versorgung in Schwaben sicherzustellen. Durch eine Modellie-rung des tatsächlichen Einsatzes der Anlagen in Deutschland und Europa wurde festgestellt, dass sich in Deutschland und den Nachbarländern ausreichend Kapazitäten befinden, um einen Energietransport über die zur Verfügung stehenden technischen Mittel zu realisieren. Zusammenfassend zeigen die statische und die dynamische Betrachtung, dass vor allem die Übertragungsnetze nach Schwaben eine entscheidende Rolle bei der Versorgungssicherheit und der tatsächlichen Bereitstellung von Energie in Schwaben übernehmen. Untersuchungen der Übertragungsnetzbetreiber im Netzentwicklungsplan haben ergeben, dass die Verbindung von Schwaben nach Baden-Württemberg verstärkt werden muss. Dies deckt sich mit den Studienergebnissen insofern, als dass der Großteil der zu erwartenden Importmengen aus Baden-Württemberg stammen wird.

Folgende Punkte können als Kernaussagen aus den Untersuchungen der Studie gezogen werden:

• Die Untersuchung zeigt, dass die Versorgungssicherheit in Schwa‑ ben auch 2023 weiterhin gewährleistet sein wird. Allerdings müssen auch die anderen beiden Aspekte des energiepolitischen Zieldreiecks – Wirtschaftlichkeit und Umweltverträglichkeit – betrachtet werden.

• Die gesicherten Leistungen von Erzeugungseinheiten in Schwaben reichen nicht aus um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Vielmehr muss auf gesicherte Leistung in Deutschland und den Nachbarländern zu rückgegriffen werden. Dies gilt ebenso für den gesamten süddeutschen Raum.

• Von den untersuchten Komponenten – konventionelle und erneuerbare Energieträger, Netze und Speicher – übernehmen die Übertragungsnetze in Zukunft die entscheidende Rolle bei der Versorgungssicherheit in Schwaben.

• Für die Versorgungssicherheit ist nicht entscheidend wie viele Kraftwerkskapazitäten vor‑Ort installiert sind, sondern wie gut der überregionale Austausch funktioniert. Das Zusammenwachsen der europäischen Energieversorgung ist daher nicht nur aus Gesamtkostensicht erstrebenswert, sondern dient direkt auch der Versorgungssicherheit.

• Die Übertragungskapazitäten nach Schwaben reichen in den untersuchten Stunden aus, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Dies gilt auch für einen verzögerten Speicher‑ ausbau in Deutschland, einen Stopp von Kraftwerksneubauten in Süddeutschland oder ein Unterbinden von Ringflüssen.

• Aufgrund der sehr guten Netzanbindung zu Baden‑Württemberg, Oberbayern und Österreich ist die Versorgungssicherheit auch bei Ausfall eines Netzstrangs weiterhin gewährleistet.

• Der verspätete Ausbau von SuedLink und SuedOstLink gefährdet die Versorgungssicherheit in Schwaben im Jahr 2023 zunächst nicht, allerdings trägt dieser maßgeblich zu einem kostengünsti geren Einsatz in der Stromerzeugung bei und erhöht langfristig die Versorgungssicherheit in Deutschland.

• Eine besondere Dynamik durch den dezentralen Ausbau der Erneuerbaren Energien ergibt sich für die Verteilnetze, die bis 2023 vor zusätzliche Aufgaben gestellt werden, um die Versorgungs qualität aufrecht zu erhalten. In den vergangenen Jahren wurde bereits erheblich in den Ausbau der Verteilnetze investiert, weitere Investitionen sind dennoch bis 2023 erforderlich.

• Durch den Wegfall von Gundremmingen wird Schwaben vom Nettostromexporteur zum Nettostromimporteur. Ergeben sich im Jahr 2015 Exporte, die den Jahresstromverbrauch um 86 % übersteigen, müssen 2023 etwa 60 % des Verbrauchs durch Importe gedeckt werden.

• Bereits heute trägt der Austausch mit den europäischen Nachbarn zu einer wirtschaftlichen Stromerzeugung bei. Zukünftig gewinnt dieser Austausch für den Aspekt der Versorgungssicherheit zusätzlich an Bedeutung. Hierbei ist besonders die Rolle Österreichs mit den dort installierten Pumpspeicherkraftwerken als wichtiger Austauschpartner hervorzuheben.


3 Methodik

3.1 Statischer Ansatz zur gesicherten LeistungDie Untersuchung der Versorgungssicherheit eines Bilanzraums er‑folgt in einem ersten Schritt über die Betrachtung des Beitrags der verschiedenen Elemente des Stromsystems. Ihr Beitrag zur Versor‑gung wird dabei in erster Linie auf Basis der installierten Leistung der Elemente quantifiziert. Das Kriterium Versorgungssicherheit verlangt, dass zu jedem Zeitpunkt ausreichend Erzeugungseinhei‑ten zur Verfügung stehen müssen, um die Nachfrage zu decken. Dies wird festen Intervallen von den Übertragungsnetzbetreibern überprüft. Hierbei wird eine Bilanz der vorhandenen Erzeugungska‑pazitäten gebildet, wobei die statistischen Nichtverfügbarkeiten der Anlagen berücksichtigt werden. Demgegenüber wird die maximale Last über den betrachteten Zeitraum gestellt, da so sichergestellt werden kann, dass die mögliche Einspeisung stets über der Nach‑frage liegt. Die Erläuterung der Bilanzierung der einzelnen Kom‑ponenten ist in Kapitel 4 beigefügt. In dieser Betrachtungsweise werden die Übertragungsnetze als zentrales Element der Energie‑wirtschaft nach der generellen Methodik jedoch nicht berücksich‑tig. Beim Aufstellen der Leistungsbilanzen für die Region Schwaben finden sie in dieser Studie jedoch dennoch Berücksichtigung, da unterhalb einer gewissen Größe des Bilanzraums die Betrachtung der Interaktion mit Nachbarregionen wesentlicher Bestandteil der Untersuchung sein muss.

3.2 Dynamischer Ansatz zum Einsatz der einzelnen ElementeDie Problematik der Nichtberücksichtigung von Übertragungsnet‑zen und somit des Im‑ und Exports von Energiemengen verlangt eine weitergehende Betrachtung als die der reinen Bilanzierung von minimaler Erzeugung und maximalem Verbrauch. Durch die Einbettung des Bilanzraums Schwaben in ein nationales und internationales Energiesystem ist somit auch zu prüfen, inwiefern an anderer Stelle Erzeugungskapazitäten zur Verfügung stehen, die zu einer Deckung der Spitzenlast in Schwaben beitragen können. Um diesen Zusammenhang herauszuarbeiten und die nationalen und internationalen Verflechtungen darzustellen, wird auf Basis des Energiesystemmodells ISAaR die Berechnung des Einsatzes der Elemente des Stromsystems untersucht.

Das Energiesystemmodell ISAaR (Integriertes Simulationsmodell zur Anlageneinsatz‑ und ‑ausbauplanung mit Regionalisierung) der FfE erlaubt die Modellierung des anlagen‑ und regionenscharfen Ein‑satzes von Kraftwerken, Speichern und Erneuerbaren Energien und ermöglicht die Darstellung der Energieflüsse zwischen Regionen. Es basiert auf einer linearen Optimierung, in der die Gesamtkosten des Systems minimiert werden. Hierfür wird, wie in Abbildung 3‑1 dargestellt, in einer Region ein aggregierter Lastgang hinterlegt, der durch die in der Region befindlichen Erzeuger und durch Lastflüsse aus den Nachbarregionen gedeckt werden muss.

Die Herangehensweise in diesem Projekt erfordert einen zweigliedrigen Ansatz. In einer sta-tischen Betrachtung wird einerseits überprüft und dargestellt welche Elemente in welchem Maße im Jahr 2023 zur Versorgungssicherheit beitragen können. Zu diesem Zweck werden die vorhandenen Leistungen der Nachfrage gegenübergestellt. In einer dynamischen Betrachtung wird andererseits untersucht, welchen Anteil die installierten Elemente in diesem Jahr tatsäch-lich erbringen, indem eine Modellierung der Versorgungssituation durchgeführt wird. Um die Robustheit der voraussichtlichen Entwicklung im Referenzfall zu überprüfen, werden verschie-dene Variationen des Referenzszenarios beschrieben und ausgewertet.

Abbildung 3‑1: Zusammenhang von Erzeugung, Last und Übertragungskapazitäten in ISAaR

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Abbildung 3‑2: Regionalisierte Betrachtung in ISAaR

Damit eine Aussage über die Entwicklung von 2015 bis 2023 getroffen werden kann, wird für beide Jahre jeweils ein Refe‑renzszenario erstellt. Diese Referenzszenarien basieren auf dem Szenariorahmen des Netzentwicklungsplans 2015 der Übertra‑gungsnetzbetreiber /UENB‑02 16/. Die zur Umsetzung im Modell notwendigen Anpassungen sind in /FFE‑04 1/ dokumentiert. Zu‑sätzlich werden drei Extremszenarien skizziert, welche die Überprü‑fung der Versorgungssicherheit unter diesen Umständen erlauben.

Diese Szenarien sind: ‑ Kein Neubau von Stromspeichern in Deutschland‑ kein Neubau von Kraftwerken in Süddeutschland‑ Verbot von Ringflüssen über die Nachbarländer

Im ersten Szenario werden Speicherprojekte, die im NEP als wahr‑scheinlich gelten und somit berücksichtigt werden, aus dem Be‑stand herausgenommen, falls sie sich noch nicht im Bau befinden.

Durch die Anpassung ergibt sich eine Reduzierung der geplanten Ausspeicherleistung um ca. 3 GW. Im zweiten Szenario wird der Neubau von Kraftwerken in Süddeutschland ausgesetzt. Dies be‑trifft vor allem die Substitution von Steinkohle KWK‑Anlagen am Ende ihrer Lebensdauer durch Gaskraftwerke. Insgesamt verringert sich dadurch die Kraftwerksleistung um etwa 450 MW. Süd‑deutschland bezieht sich hierbei die Bundesländer Baden‑Württem‑berg und Bayern. Das dritte Szenario beschreibt den Fall, dass die Energiemengen, die in Deutschland erzeugt werden, auch über das deutsche Übertragungsnetz fließen müssen. Die Modellierung in ISAaR erlaubt in der Regel, dass bei ausreichenden Kapazitäten der Transport zwischen zwei Netzregionen in Deutschland auch über das Ausland möglich ist. Dies wird in diesem Szenario unterbunden, wodurch jedoch der prinzipielle Austausch mit den Nachbarländern unberührt bleibt. In Abbildung 3‑3 ist skizziert, wie Ringflüsse in diesem Fall definiert sind.

Die Bilanzgrenze der Berechnung ist immer Europa, da die gren‑züberschreitenden Energieflüsse bereits heute einen maßgeblichen Einfluss auf die Einsatzweise der Anlagen in Deutschland haben.

Die regionale Auflösung erfolgt hierbei europaweit nach Ländern und deutschlandweit entsprechend den dena‑Netzregionen, wie in Abbildung 3‑2 dargestellt.


Abbildung 3‑3: Skizze zu Ringflüssen über das Ausland

Für die Simulation der Einspeisung und des Verbrauchs wird das Wetterjahr 2012 gewählt. In diesem Jahr lag die Erzeugung aus Windenergie und Photovoltaik im langjährigen Mittel. Abbil‑dung 3‑4 zeigt den IWR‑Windertragsindex® für das deutsche Binnenland in den Jahren 2011 bis 2015. Dieser Index setzt den Windertrag eines Jahres ins Verhältnis zum Mittelwert der letzten zehn Jahre. Mit einem Wert von ‑0,4 % ist 2012 also ein typisches Windjahr /IWR‑01 16/. Auch die Photovoltaik‑Erzeugung lag

2012 mit 900 Vollbenutzungsstunden im Mittel der letzten Jahre (Abbildung 3‑4) /BMWI‑05 16/. Ferner herrschte im Februar 2012 extreme Kälte in Europa, wodurch sich vor allem im Ausland ein dementsprechend hoher Verbrauch einstellte /BNETZA‑05 12/. Dies ist vor allem für die Betrachtung der grenzüberschreitenden Last‑flüsse in der Modellierung des Energiesystems relevant, da es eine Situation einer sehr hohen Nachfrage mit abbildet.

Abbildung 3‑4: IWR‑Windertragsindex® für das deutsche Binnenland 2011 bis 2015 (links) /IWR‑01 16/ und Vollbenutzungsstunden Photovoltaik in den Jahren 2007 bis 2015 (rechts) /BMWI‑05 16/

Exporte

Innerdeutsche Engpässe

Ringfluss

Windertragsindex

DE

PL

CZ

AT

Ringflüsse über das Ausland

2011 2012 2013 2014 2015

15 %

10 %

5 %

0 %

- 5 %

- 10 %

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Die Modellierung erlaubt, für alle Szenarien in der für die Ver‑sorgungssicherheit in Schwaben kritischsten Stunden im Jahr zu untersuchen, welcher Anlageneinsatz sich ergibt und welche Energieflüsse sich zwischen den Regionen einstellen. Als kritischste Stunde wird die Stunde im Jahr gewählt, zu der in Schwaben die höchste residuale Last auftritt. Im Wetterjahr 2012 ergab sich die höchste residuale Last am 4. Mittwoch im November. Somit kann identifiziert werden, aus welchen Regionen Energieflüsse von und nach Schwaben entstehen. Die Berücksichtigung des Einsatzes der Energieträger erlaubt zusätzlich zur Darstellung der Situation in der kritischsten Stunde, eine Aussage darüber zu treffen, welchen Anteil die jeweiligen Energieträger an der allgemeinen Versorgung über das ganze Jahr hinweg haben.

3.3 Grenzen der ModellierungDie Darstellung des Einsatzes von Anlagen durch ein Fundamen‑talmodell zur kostenoptimalen Energiebereitstellung bedarf einer Vielzahl von Annahmen. In einzelnen Fällen reagieren Modelle sehr stark auf Veränderungen der Eingangsparameter. Damit eine möglichst exakte Abbildung der Realität möglich ist, wurde das Modell ISAaR einem intensiven Validierungsprozess unterzogen. Somit wurde sichergestellt, dass der Einsatz der Anlagen dem ent‑spricht, was auch tatsächlich im Energiesystem beobachtet werden kann. Die sich durch den Anlageneinsatz ergebenden Energieflüsse zwischen verschiedenen Regionen werden vereinfacht durch ein Knoten‑Kantenmodell abgebildet, das zwischen zwei Regionen eine maximale mögliche Übertragungsmenge festlegt. Es ist somit mit dem Modell nicht möglich, den exakten Stromfluss, der sich phy‑sikalisch in einer bestimmten Situation einstellt, darzustellen. Dies hängt von einer Vielzahl elektrotechnischer Parameter ab, die eine Tiefe der Modellierung verlangen, die in dieser Betrachtung nicht darstellbar ist. Die Darstellung des Einsatzes der Anlagen und der dadurch resultierenden Energieflüsse reicht jedoch auf jeden Fall aus, um die Entwicklungen im Energiesystem zu quantifizieren.

3.4 Untersuchung der Entwicklung auf VerteilnetzebeneDa der dezentrale Zubau volatiler Energieträger hauptsächlich auf Verteilnetzebene stattfindet, sind diese davon stark betroffen. Über die Netzstruktur auf Verteilnetzebene kann jedoch keine Aussage getroffen werden, da nicht ausreichend Daten über sie verfügbar sind. Um jedoch eine Abschätzung treffen zu können, welche Ent‑wicklungen auf die Verteilnetze zukommen, wird gemeindescharf aufgezeigt, wie sich der maximale Betrag der Residuallast1 in den einzelnen Gemeinden entwickelt. Hierfür wird keine Unterscheidung getroffen, ob es sich um eine Einspeise‑ oder eine Ausspeisesitu‑ation handelt, da hier eine reine Leistungsbetrachtung stattfindet. Es wird ein Quotient der Differenzen der Maximalwerte der Beträge der residualen Lasten von 2015 und 2023 über den Maximalwert der absoluten residualen Last von 2015 gebildet, wie in (1) darge‑stellt.

(1)

Dieser Quotient stellt den Netzausbaubedarf dar, da eine hohe absolute Änderung in einem Gebiet mit einer geringen residualen Last 2015 einen hohen Quotienten ergibt, eine hohe Änderung in einem Gebiet mit bereits hoher Residuallast jedoch nicht zwingend. Für den Fall, dass die Netze heute genau auf den Bedarfsfall heute ausgelegt sind, gilt demnach, dass ein Quotient größer 0 einen Ausbaubedarf identifiziert. Ferner impliziert ein größerer Quotient einen höheren Ausbaubedarf.

Abbildung 3‑4: IWR‑Windertragsindex® für das deutsche Binnenland 2011 bis 2015 (links) /IWR‑01 16/ und Vollbenutzungsstunden Photovoltaik in den Jahren 2007 bis 2015 (rechts) /BMWI‑05 16/

1 Die Residuallast wird als Differenz zwischen Last und möglicher Einspeisung aus dargebotsabhängigen Energieträgern wie Wind und PV gebildet.

Vollbenutzungsstunden

1000 MW

1200 MW

800 MW

600 MW

400 MW

200 MW

0 MW2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015

max( |Residuallast2023|) ‑ max( |Residuallast2015|) max( |Residuallast2015|)

Netzausbau‑ indikator

=


Der Großteil der Erzeugung stammt aus konventionellen Kraftwer‑ken. Hierzu zählen Kern‑ und fossile Kraftwerke. Da sie, ausgenom‑men von Wartungsintervallen und ungeplanten Nichtverfügbar‑keiten, dem System konstant als Erzeuger zur Verfügung stehen, stellen sie, deutschlandweit gesehen, die wichtigste Säule der gesicherten Leistung dar.

Die installierte Leistung konventioneller Kraftwerke für das Jahr 2015 ist der aktuellen Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur entnommen /BNETZA‑14 16/. Diese beträgt deutschlandweit für das Jahr 2015 92,5 GW. Aufgrund des Ausstiegs aus der Kernkraft, des Rückgangs an Braunkohlekraftwerken und des vergleichsweise geringen Zubaus von Erdgas‑ und Steinkohlekraftwerken reduziert sich die installierte Leistung bis 2023 auf 82,6 GW. Der Rückgang ist in Süddeutschland besonders ausgeprägt. Insgesamt fallen 6,7 GW Kernenergie weg und die installierte Leistung sinkt bis 2023 von 20,3 GW auf 13,6 GW. Dies entspricht einem Rückgang von gut einem Drittel im Vergleich zu 2015. In Schwaben fällt diese Ent‑wicklung noch deutlicher aus. 2015 sind konventionelle Kraftwerke mit einer Leistung von 2.710 MW installiert. Mit der Abschaltung der beiden Blöcke des Kernkraftwerks Gundremmingen mit einer Leistung von zusammen 2.570 MW sinkt die installierte Leistung bis 2023 deutlich auf 180 MW. Zu berücksichtigen ist, dass das Heizkraftwerk SWA (18 MW) und das Gaskraftwerk UPM Augsburg (29 MW) gesetzlich an der Stilllegung gehindert werden

/BNETZA‑14 16/. Grundlage hierfür ist § 13a EnWG. Übertragungs‑netzbetreiber können Kraftwerke als systemrelevant ausweisen, falls es durch deren dauerhafte Stilllegung zu einer Gefährdung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems kommen würde. Nach anschließender Genehmigung durch die Bundesnetzagentur werden diese Kraftwerke gesetzlich an der Still‑legung gehindert. Die Ausweisung als systemrelevant ist maximal für einen Zeitraum von 24 Monaten möglich /ENWG‑01 16/. Diese Kraftwerke nehmen dann zwar nicht mehr am Markt teil, stehen jedoch im Rahmen der Netzreserve zur Verfügung.

Informationen zum Zubau konventioneller Kraftwerke werden den Daten von der Bundenetzagentur und dem BDEW entnommen. Angaben zum Zubau in der Kraftwerksliste der Bundesnetzagen‑tur beziehen sich grundsätzlich nur auf Kraftwerke, bei denen bereits mit dem Bau begonnen wurde. Dementsprechend wird für den Regierungsbezirk Schwaben nicht vom Zubau konventioneller Kraftwerke ausgegangen /BNETZA‑14 16/. Der BDEW veröffentlicht zusätzlich Informationen von Kraftwerken, die sich derzeit in der Planung oder im Genehmigungsverfahren befinden. Am Standort Gundremmingen ist demzufolge der Bau eines 1.800 MW Gaskraft‑werks geplant. Ein weiteres Gaskraftwerk (1.200 MW), konzeptio‑niert als Reservekraftwerk, ist in Gundelfingen im Landkreis Dillin‑gen an der Donau geplant. Ferner planen die Stadtwerke Ulm ein 1.200 MW Gaskraftwerk in Leipheim. Jedoch befinden sich alle drei

4 Statischer Ansatz – gesicherte Leistung

Zur Analyse der installierten Leistung und des Anteils der gesicherten Leistung der einzelnen Elemente im Energiesystem wird auf öffentlich zugängliche Daten zurückgegriffen. Die Mo-dellierung des Ausbaus der Erneuerbaren Energien erfolgt nach der Methodik, wie sie auch von den Übertragungsnetzbetreibern im Netzentwicklungsplan /UENB-02 16/ verwendet wird. Die Regionalisierung des Verbrauchs folgt einer ähnlichen Methodik und ist in /FFE-04 16/ eingehend erläutert. Im Regionenmodell der FfE (FREM) werden Verbrauchsdaten mit ihrem Raum- und Zeitbezug gespeichert. Die zeitliche Auflösung beträgt in der Regel eine Stunde. Räumliche Daten liegen auf Gemeindeebene vor und können beispielsweise auf Netzregionen, Landkreise, Regierungsbezirke aggregiert werden. Die Fortschreibung des Energieverbrauchs basiert auf der Einwohner- und der Erwerbstätigenentwicklung.

Die Elemente des Energiesystems, die einen Einfluss auf die Versorgungssicherheit einzelner Regionen im Sinne ausreichender Bereitstellung elektrischer Energie haben, sind Erzeugungs-kapazitäten, Speicher, Netze und hierbei insbesondere die Übertragungskapazitäten und der Stromverbrauch in der Region als ständig zu deckende Last.

4.1 Konventionelle Energieträger

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Die gesicherte Leistung entspricht hierbei „...der Leistung, die wirk‑lich in das Netz eingespeist werden kann /ÜNB‑05 14/“. Demzufol‑ge ergibt sie sich durch Subtrahieren verschiedener nicht verfügba‑rer Anteile von der installierten Leistung. Hierzu zählen Revisionen, Ausfälle aufgrund technischer Probleme, nicht einsetzbare Leistung (bspw. aufgrund fehlender Primärenergieträger oder im Falle der Erneuerbaren Energieträger Wettersituation) und die Reserve für Systemdienstleistungen /ÜNB‑05 14/. Letztendlich werden auf Basis statistischer Auswertungen die mittleren Verfügbarkeiten je Energieträger berechnet. Tabelle 4‑1 fasst diese zusammen.

Vorhaben noch in einem sehr frühen Planungsstadium und werden daher in der weiteren Analyse nicht berücksichtigt /BDEW‑01 16/. Eine Liste aller relevanten Kraftwerke und ihrer Nennleistungen findet sich in Tabelle 8‑1 im Anhang.

Entscheidend für den Beitrag zur Versorgungssicherheit ist nicht allein die installierte Leistung, sondern die sogenannte gesicher‑te Leistung der Kraftwerke. Abbildung 4‑1 stellt das Prinzip der

Leistungsbilanz der Übertragungsnetzbetreiber schematisch dar. Hier werden die Erzeugung mit dem voraussichtlich geringsten Wert (gesicherte Leistung) und die zu deckende Last mit dem vo‑raussichtlich höchsten Wert (Jahreshöchstlast) gegenübergestellt. Durch die „Verordnung über Vereinbarungen zu abschaltbaren Las‑ten“ (AbLaV) können Netzbetreiber auf vertraglicher Basis verschie‑dene Lasten reduzieren /BUN‑01 15/. Diese Möglichkeit wird durch die Komponente der Lastreduktion dargestellt.

Energieträger Verfügbarkeit [%]

Braunkohle 92,0 %

Erdgas 86,0 %

Kernenergie 93,0 %

Mineralölprodukte 86,0 %

Steinkohle 86,0 %

Sonstige nicht regenerativ 94,4 %

Abbildung 4‑1: Prinzip der Leistungsbilanz /ÜNB‑05 14/

SpitzenlastLast

GesicherteLeistung

Reserve für System‑dienstleistungen

Installierte Netto Einspeiseleistung

Verfügbare Leistung

Verbleibende Leistung

NichtVerfügbare

LeistungNicht einsetzbare

Leistung

Last Reduktion

Ausfälle

Revisionen

Leistungsbilanz

Tabelle 4‑1: Verfügbarkeit konventioneller Energieträger /DENA‑01 10/, /UBA‑07 09/, /ÜNB‑05 14/


Hieraus ergeben sich die gesicherten Leistungen für 2015 und 2023 wie in Abbildung 4‑2 dargestellt. Zusätzlich ist die Entwicklung in Süddeutschland abgebildet. Auch hier sinken installierte und

somit gesicherte Leistung deutlich aufgrund der Abschaltung der Kernkraftwerke.

Abbildung 4‑2: Installierte und gesicherte Leistung konventioneller Kraftwerke in Deutschland (oben links), Süddeutschland (oben rechts) und Schwaben (unten) für 2015 und 2023 /BNETZA‑14 16/

Deutschland

Süddeutschland

Schwaben

Sonstige,nicht regenerativ

Steinkohle

Mineralölprodukte

Kernenergie

Erdgas

Braunkohle

Installiert InstalliertGesichert Gesichert

2015 2023

100.000 MW

120.000 MW

80.000 MW

60.000 MW

40.000 MW

20.000 MW

0 MW

2.480

2.340 2.430

2.29028.57024.570 29.060

25.0003.320 3.6803.16010.040

3.870

10.800

25.760 22.150 26.950 23.180

19.370 20.440 18.81021.060


2015 2023

25.000 MW

20.000 MW

15.000 MW

10.000 MW

5.000 MW

0 MW

6.3705.480

6.3705.480

1.6701.440

1.670 1.440

6.6906.230

5.540 4.770 5.520 4.750

30

30

30

30


2015 20233.000 MW

2.000 MW

1.000 MW

0 MW

6050

80 7060

80

50

70

2.570 2.390

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4.2 Erneuerbare EnergieträgerÖffentlich zugängliche Daten zur Prognose des Ausbaus der Erneuerbaren Energieträger (EE) zu verwenden ist schwierig, denn die deutschlandweiten Ausbauziele und die regionalen Ausbauziele stimmen meist nicht überein. Da die generelle Gesetzgebung, die den Ausbau von EE betrifft, auf Bundesebene geschieht, werden die bundesweiten Ausbauziele als Mantelzahlen verwendet. Diese müssen jedoch an die länderspezifischen Gesetzgebungen, die regional verfügbaren Flächen und vor allem das regionale Dargebot angepasst werden. Diese drei Einflussfaktoren bilden die zentralen Säulen der Ausbaumodellierung der EE, wie sie im Netzentwick‑lungsplan verwendet wird. Die Methodik hierfür wurde an der FfE mit entwickelt und findet auch in dieser Studie Anwendung.

Die Daten für die installierte Leistung der erneuerbaren Energieträ‑ger stammen aus FREM, dem Regionenmodell der FfE /FFE‑39 14/; basierend auf dem Anlagenregister der Bundesnetzagentur /BNETZA‑09 15/. Demnach sind 2015 in Deutschland 93,4 GW Er‑neuerbare installiert. Im Unterschied zu konventionellen Kraftwer‑ken ist die gesicherte Leistung der Erneuerbaren nicht allein durch technische Bedingungen, sondern vorrangig durch das Dargebot entsprechender Energieträger begrenzt. Daher fallen die Verfüg‑barkeiten wesentlich geringer aus (siehe Tabelle 4‑1). Grundsätz‑lich wird zwischen grundlastfähigen und volatilen Erneuerbaren unterschieden. Erstere, zu denen Laufwasser‑ und Biomasseanlagen zählen, weisen eine höhere Verfügbarkeit auf. Letztere, also Win‑denergie und Photovoltaik, gehen jedoch mit deutlich geringeren Werten in die Berechnung ein.

Energieträger Verfügbarkeit (%)

Laufwasser 25,0 %

Biomasse 88,0 %

Photovoltaik 0,0 %

Windenergie 1,0 %

Sonstige regenerativ 50,0 %

4.2.1 Volatile ErneuerbareDen größten Anteil der Erneuerbaren in Deutschland machen Pho‑tovoltaik und Windenergie aus. Bis 2023 werden nach der Ausbau‑modellierung Anlagen mit einer Leistung von insgesamt 27,5 GW zugebaut. In Süddeutschland beträgt die installierte Leistung von Photovoltaik und Windenergie 19,0 GW und wird bis 2023 auf 25,6 GW ansteigen. Damit machen die volatilen Erneuerbaren 2023 mehr als 80 % der Erneuerbaren aus. In Schwaben zeigt sich

ein ähnliches Bild. 2015 beträgt die installierte Leistung 2.170 MW, wobei Photovoltaikanlagen 2.080 MW ausmachen. Bis 2023 werden nach der Ausbaumodellierung Anlagen mit einer Leistung von ins‑gesamt 620 MW zugebaut, wobei 540 MW auf Photovoltaikanlagen entfallen. Aufgrund der 10H‑Regel fällt der Zubau an Windenergie mit 79 MW gering aus. Abbildung 4‑3 stellt die Entwicklung der installierten Leistung graphisch dar.

Tabelle 4‑2: Verfügbarkeit erneuerbarer Energieträger /DENA‑01 10/, /ÜNB‑05 14/


Abbildung 4‑3: Installierte und gesicherte Leistung volatiler erneuerbarer Energieträger in Deutschland (oben), Süddeutschland (Mitte) und Schwaben (unten) für 2015 und 2023 /FFE‑39 14/

Deutschland

Süddeutschland

Schwaben

2015 2023


100.000 MW

120.000 MW

80.000 MW

60.000 MW

40.000 MW

20.000 MW

0 MW

42.200

54.700

39.310

420 550

53.530

2015 2023


25.000 MW

30.000 MW

20.000 MW

15.000 MW

10.000 MW

5.000 MW

0 MW30 40

2.650

4.130

16.380

21.470

2015 2023


3.000 MW

2.000 MW

1.000 MW

0 MW1 2

100

180

2.0802.620

14 | IHK-Studie

Da die Verfügbarkeiten auf der minimalen tatsächlichen gleich‑zeitigen Erzeugung basieren, wird für die Photovoltaik 0 % ange‑nommen. Bei Windenergieanlagen kann hingegen noch von einer Verfügbarkeit von 1 % ausgegangen werden, da aufgrund der räumlichen Verteilung der Anlagen immer zumindest eine gerin‑ge Menge erzeugt wird. Insgesamt fällt die gesicherte Leistung deutlich geringer aus als die installierte Leistung und verändert sich trotz des Zubaus bis 2023 kaum (siehe Abbildung 4‑3). Da kritische Stunden häufig an Winterabenden auftreten, leisten die volatilen Erneuerbaren nur einen begrenzten Beitrag zur Versor‑gungssicherheit. Nichtsdestotrotz tragen sie im Mittel zur Deckung der Spitzenlast bei. Darüber hinaus werden Prognosen für die Erzeugung stetig besser und ermöglichen so verlässlichere Planun‑gen, was sich wiederum positiv auf den Beitrag zur Versorgungssi‑cherheit auswirkt. Auch wird die Einspeisung aus Photovoltaik und Windenergie durch die hohe räumliche Verteilung vergleichmäßigt.

Ein weiterer positiver Effekt der volatilen Erneuerbaren ergibt sich aus der vergleichsweise geringen Anlagengröße, durch die techni‑sche Nicht‑Verfügbarkeiten einzelner Anlagen weniger ins Gewicht fallen.

4.2.2 Grundlastfähige Erneuerbare2015 sind in Deutschland 11,3 GW grundlastfähige Biomasseanla‑gen und Laufwasserkraftwerke installiert. Dies entspricht 12 % der installierten Leistung aller Erneuerbaren. In Süddeutschland steigt die installierte Leistung geringfügig von 5,9 GW im Jahr 2015 auf 6,1 GW im Jahr 2023. Auch in Schwaben fällt der Zubau grund‑lastfähiger Erneuerbarer gering aus. Der Anstieg der installierten Leistung von Biomasseanlagen beruht auf Leistungssteigerungen an bestehenden Anlagen in Anlehnung an den Netzentwicklungs‑plan. Die installierte Leistung von Laufwasserkraftwerken bleibt unverändert (siehe Abbildung 4‑4).

Deutschland

Süddeutschland


2015 2023

6.000 MW

8.000 MW

4.000 MW

2.000 MW

0 MW

3.800

950

3.800

950

2.090 1.840 2.300 2.030


2015 2023

15.000 MW

10.000 MW

5.000 MW

0 MW

4.560

1.140

4.560

1.140

6.760 5.9507.500

6.600


Abbildung 4‑4: Installierte und gesicherte Leistung grundlastfähiger erneuerbarer Energieträger in Deutschland (oben links), Süddeutschland (oben rechts) und Schwaben (unten) für 2015 und 2023 /FFE‑39 14/

Die Verfügbarkeit von Biomasseanlagen ist mit 88 % identisch mit der konventioneller Kraftwerke. Insbesondere Biogasanlagen leisten durch flexible Stromerzeugung im Lastfolgebetrieb einen Beitrag zur Versorgungssicherheit. Die Verfügbarkeit von Laufwasserkraft‑werken hingegen fällt aufgrund der saisonalen Schwankung der Pegelstände mit 25 % geringer aus. Nichtsdestotrotz tragen auch sie zur Versorgungssicherheit bei.

4.3 StromspeicherStromspeicher tragen in ähnlichem Maß zur Versorgungssicherheit bei wie konventionelle Erzeuger. Durch ihre Fähigkeit, Energie in Zeiten niedriger Last und hoher Einspeisung aus EE aufzunehmen und zu einem späteren Zeitpunkt wieder abzugeben, ermöglichen sie in Grenzen eine zeitliche und räumliche Entkopplung von Er‑zeugung und Verbrauch. So kann auch die volatile Einspeisung aus Wind und PV in Zeiten in das Netz integriert werden, zu denen kei‑ne Erneuerbare Erzeugung aus Wind und PV zur Verfügung steht.

Informationen zur installierten Leistung der Stromspeicher im Jahr 2015 sind ebenfalls der aktuellen Kraftwerksliste der Bundenetz‑agentur entnommen /BNETZA‑14 16/. Aktuell sind in Deutschland Pumpspeicher‑ und Speicherwasserkraftwerke sowie sonstige Speicher, beispielsweise Batteriespeicher, mit einer Leistung von insgesamt 6.550 MW installiert. In Süddeutschland beträgt die installierte Leistung der Stromspeicher 2.590 MW und in Öster‑reich 3.030 MW. Die entsprechenden Werte sind in Abbildung 4‑5

zusammengefasst. Auch Batteriespeicher können zur Versorgungs‑sicherheit beitragen. Derzeit sind in Gesamtdeutschland Projekte von über 100 MW geplant, welche jedoch nicht einmal 5 % der gesamten installierten Speicherleistung ausmachen und nur einen Beitrag zur Versorgungssicherheit von etwas über 0,1 %2 leisten. Daher werden sie in den Analysen nicht weiter berücksichtigt. In Schwaben gibt es derzeit nur das Speicherwasserkraftwerk in Roßhaupten mit einer installierten Leistung von 45,5 MW (siehe Abbildung 4‑6). Die Verfügbarkeiten der verschiedenen Speicher‑technologien sind in Tabelle 4‑3 zusammengefasst.

Bis 2023 ist in Schwaben kein weiterer Zubau geplant /BNETZA‑14 16/. Laut Angaben des BDEW befinden sich indes in Süddeutschland mehrere Pumpspeicherkraftwerke in Planung (siehe Tabelle 4‑4) /BDEW‑01 16/.

Speichertechnologie Verfügbarkeit (%)

Pumpspeicher 80,0 %

Speicherwasser 80,0 %

Sonstige 80,0 %

2 Bei Jahreshöchstlast von 85 GW

Schwaben

Tabelle 4‑3: Verfügbarkeit verschiedener Speichertechnologien /ÜNB‑05 14/

2015

500 MW

400 MW

300 MW

200 MW

100 MW

0 MW

2023


150

40

150

40

270230

190 260

16 | IHK-Studie

Einzelrecherchen (siehe Tabelle 8‑2 im Anhang) ergaben jedoch, dass derzeit alle Projekte aufgrund unzureichender Wirtschaftlich‑keit ruhen bzw. die Projekte Jochberg und Blautal sogar endgültig eingestellt wurden. Speicher erwirtschaften ihre Erlöse durch Prei‑sunterschiede an den Strommärkten sowie durch die Bereitstellung von Regelleistung. In beiden Fällen sind die Erlöse allerdings rück‑läufig. Gegenwärtig ist eine Verbesserung der Rahmenbedingun‑gen und somit eine Wiederaufnahme der ruhenden Projekte nicht

absehbar /FFE‑04 16/. Daher können diese nicht mit zur gesicherten Leistung gezählt werden, wenn der Aspekt Versorgungssicherheit betrachtet wird. Es ergeben sich somit auch in Süddeutschland keine Änderungen der installierten Leistung bis 2023. Analoges gilt für geplante Projekte im restlichen Deutschland. In Österreich sind hingegen Pumpspeicherkraftwerke mit einer installierten Leistung von insgesamt 1.100 MW bereits in Bau und voraussichtlich bis 2023 fertiggestellt /BNETZA‑14 16/, /FFE‑05 16/.

Abbildung 4‑5: Installierte und gesicherte Leistung der Stromspeicher in Deutschland, Süddeutschland und Österreich für 2015 und 2023 /BNETZA‑14 16/, /FFE‑05 16/.

Pumpspeicherkraftwerk Installierte Leistung [MW] Status

Atdorf 1.400 ruht

Jochberg / Walchensee 700 eingestellt

Jochenstein / Riedl 300 ruht

Forbach Erweiterung 220 ruht

Stromspeicher

Speicherwasser

Pumpspeicher

Sonstige Speichertechnologien

2015 2023 2015 2023 2015 2023

Deutschland Süddeutschland Österreich

InstalliertInstalliertInstalliertInstalliertInstalliertInstalliert GesichertGesichertGesichertGesichertGesichertGesichert

7.000 MW

6.000 MW

5.000 MW

4.000 MW

3.000 MW

2.000 MW

1.000 MW

0 MW

Tabelle 4‑4: Geplante Pumpspeicherkraftwerke in Süddeutschland /BDEW‑01 16/


Sonstige Speichertechnologien

Abbildung 4‑6: Installierte und gesicherte Leistung der Stromspeicher in Schwaben für 2015 und 2023 /BNETZA‑14 16/

4.4 ÜbertragungsnetzeÜbertragungsnetze finden in der traditionellen Leistungsbilanz der ÜNB keine Berücksichtigung. Bei der regionalen Betrachtung von Versorgungssicherheit spielen sie dennoch eine große Rolle, vor allem, wenn in diesem Betrachtungsraum nicht ausreichend gesicherte Leistung vorhanden ist, um die maximale Jahreslast zu decken. Somit ist der Beitrag der Stromimporte nach Schwaben implizit in dieser Komponente enthalten. Die Übertragungsnetzbe‑treiber erarbeiten jährlich einen Netzentwicklungsplan (NEP), der anschließend durch die Bundesnetzagentur genehmigt wird. An‑hand einer Analyse des Startnetzes wird der innerhalb der nächs‑ ten zehn Jahre erforderliche Netzentwicklungsbedarf, bestehend

aus Netzverstärkungen und Netzausbau, bestimmt. Hierbei gilt als eines der Hauptkriterien das (n‑1)‑Kriterium. Dieses besagt, dass bei Komplettausfall einer Leitung im Übertragungsnetz das restliche Netz noch imstande sein muss, die Versorgungsaufgabe zu erfüllen. Abbildung 4‑7 zeigt die maximale Auslastung des Startnetzes (Stand 2015) im Jahr 2025 für den (n‑1)‑Fall in Deutschland nach dem Netzentwicklungsplan /UENB‑02 16/. Die Farbskala gibt an, wie hoch die maximale Auslastung einzelner Leitungen ist, wenn der (n‑1)‑Fall eintritt. Eine Leitung soll in diesem Fall nicht zu 100 % ausgelastet sein. Tritt dies jedoch in den Berechnungen auf, wird an dieser Stelle der Bedarf einer Verstärkung des Startnetzes identifiziert.

Abbildung 4‑7: Auswertung der aufgetretenen maximalen Auslastung des Startnetzes für den (n‑1)‑Fall im Szenario B1 2025 /UENB‑02 16/

Stromspeicher in Schwaben

Installiert InstalliertGesichert Gesichert2015 2023

50 MW

40 MW

30 MW

20 MW

10 MW

0 MW

18 | IHK-Studie

Für die Berechnung der gesicherten Leistung muss zusätzlich das (n‑1)‑Kriterium berücksichtigt werden. „Dabei gilt die Grenze von 70 % üblicherweise als vereinfachtes Kriterium zur Sicherstellung

ausreichender Reserven für die Beherrschung von einfachen Lei‑tungsausfällen“ (S. 11) / RWTH‑04 15/. Folglich wird die gesicherte Leistung als 70 % der thermischen Grenzleistung angenommen.

Für die Berechnungen der gesicherten Leistung der Übertragungs‑netze zwischen Schwaben und Bayern sowie zwischen Schwaben und Baden‑Württemberg werden die Betriebsmitteldaten des Studiennetzmodells der Bundesnetzagentur /BNETZA‑14 14/ mit den entsprechenden Netzmodellen verschnitten. Für das Startnetz sind dies die statischen Netzmodelle der Übertragungsnetzbetreiber /AMP‑01 15/, /TNG‑01 15/, /TNT‑01 15/. Die exakte Validierung der Übertragungskapazitäten von und nach Schwaben erfolgte in Absprache mit dem Übertragungsnetzbetreiber Amprion.

Für das Zieljahr werden die Daten des Netzentwicklungsplans 2025 /UENB‑02 16/ und dem 10‑Jahres‑Netzentwicklungplan für 2016 (TYNDP 2016) /ENTSOE‑04 15/ verwendet. Die Daten für die gesi‑cherte Leistung der Übertragungsnetze zwischen Schwaben und Österreich basieren auf dem statischen Netzmodell des österreichi‑schen Netzbetreibers Austrian Power Grid (APG) /APG‑01 15/. Die entsprechenden Werte für thermische Grenzleistung und gesicherte Leistung sind in Tabelle 4‑5 zusammengefasst.

Die Analyse zeigt, dass innerhalb Schwabens lediglich ein geringer Engpass im Ost‑West‑Transport besteht. Hier treten bei Komplet‑tausfall einer Leitung Überlastungen um ca. 25% auf /UENB‑02 16/. Durch die folgenden vier Projekte zur Netzverstär‑kung soll dieser Engpass bis 2023 jedoch beseitigt werden /UENB‑02 16/:

• P52 Netzverstärkung Wullenstetten – Niederwangen bis 2020• P74 Netzverstärkung und ‑ausbau in Bayerisch Schwaben bis 2020• P172 Netzverstärkung Gundelfingen – Vöhringen bis 2022• P173 Netzverstärkung Vöhringen – Dellmensingen bis 2022

Abbildung 4‑8 stellt die Projekte graphisch da. Da es sich lediglich um Maßnahmen zur Netzverstärkung handelt, kann von der Reali‑sierung bis 2023 ausgegangen werden.

Abbildung 4‑8: Projekte zur Netzverstärkung im Regierungsbezirk Schwaben (Szenario B1 2025) /UENB‑02 16/

Abbildung 4‑7 zeigt auch, dass die Übertragungskapazitäten zum Ost‑West Transport innerhalb Süddeutschlands (Bayern und Ba‑den‑Württemberg) ausreichend sind. So können auch konventionel‑le Kraftwerke und Speicherkraftwerke im restlichen Süddeutschland einen Beitrag zur Versorgungssicherheit in Schwaben leisten. Mit entscheidend für die Versorgungssicherheit ist jedoch die Realisie‑rung des Nord‑Süd‑Ausbaus, um die Erzeugung aus dem Norden nach Süddeutschland zu transportieren.

Die Übertragungsleistung der Netzelemente ist grundsätzlich an die physikalischen Eigenschaften der Betriebsmittel gekoppelt. Die thermische Grenzleistung Sth bezeichnet hierbei die maximale Leistung, die eine Leitung übertragen kann. Sie berechnet sich aus der Nennspannung Un, dem Bemessungsstrom Ir und der Anzahl der Leiter n /FFE‑04 16/:

𝑆Sth= √ 3 * n * Un * Ir

(2)


Durch Netzverstärkungsmaßnahmen erhöhen sich bis 2023 die Übertragungskapazitäten zwischen Schwaben und Österreich sowie zwischen Schwaben und Baden‑Württemberg. Die Leitungen zwischen Schwaben und dem restlichen Bayern bleiben hingegen unverändert.

Eine wichtige Rolle für die Versorgungssicherheit spielen auch die Verteilnetze. Diese sind insbesondere für die Versorgungsqualität und den Weitertransport entscheidend. In den vergangenen Jahren wurde bereits erheblich in den Ausbau der Verteilnetze investiert. Nichtsdestotrotz sind weitere Investitionen bis 2023 erforderlich. Aufgrund der begrenzten Datenverfügbarkeit für die Kapazitäten der Verteilnetze kann die Berechnung der gesicherten Leistung nicht analog zu den Übertragungsnetzen erfolgen. Eine genaue Beschreibung der Vorgehensweise findet sich in Kapitel 3.4.

4.5 Entwicklung des StromverbrauchsDas Auslegungskriterium für die benötigte Leistung zur Sicherstel‑lung der Versorgungssicherheit ist der Verbrauch in der bilanzierten Region. Da die Grundprämisse der Versorgungssicherheit lautet, dass der Verbrauch zu jeder Zeit gedeckt werden muss, wird der maximale Wert des Stromverbrauchs als in jeder Situation zu deckende Last definiert. Der Netzentwicklungsplan 2025 geht davon aus, dass sich in Deutschland verbrauchssteigernde und verbrauchssenkende Effekte (durch Energieeffizienz) ausgleichen und somit der Nettostromverbrauch konstant bleiben wird /BNETZA‑13 14/. Im Szenario wird daher auch von einem konstan‑ten Stromverbrauch für Deutschland ausgegangen. Auf Basis der

Entwicklung der Erwerbspersonen in Schwaben im Vergleich zu Deutschland wird wiederum die Verbrauchsentwicklung für Schwa‑ben berechnet. Die Daten zur Bevölkerungsentwicklung in Schwa‑ben sind der regionalisierten Bevölkerungsvorausberechnung für Bayern des Bayerischen Landesamts für Statistik entnommen. Dem‑nach wird ein Anstieg der Bevölkerung in Schwaben von 3,4 % bis 2023 angenommen /BLS‑02 15/. Die Entwicklung der Erwerbsper‑sonen auf Basis der Raumordnungsprognose 2030 des Bundesin‑stituts für Bau‑, Stadt und Raumforschung ist hingegen um 1,2 % rückläufig. Deutschlandweit ist der Rückgang jedoch mit 3,1 % deutlich stärker /BBR‑01 12/. Folglich steigt der relative Anteil der Erwerbspersonen in Schwaben im Vergleich zu Deutschland. Unter‑stellt man nun einen konstanten Stromverbrauch für Deutschland gemäß dem Netzentwicklungsplan, so ergibt sich in Schwaben ein Verbrauchanstieg um 2,9 %. Die verbrauchssenkenden Effekte durch Energieeffizienz sind hierbei ebenfalls entsprechend berück‑sichtigt. Da im Szenario analog zum Netzentwicklungsplan von einem konstanten Verbrauch für Deutschland ausgegangen wird, werden implizit auch die dort unterstellten Annahmen zur Energie‑effizienz übernommen. Für den Regierungsbezirk Oberbayern ergibt sich bei analoger Berechnung ein Verbrauchsanstieg von 7,2 %. Abbildung 4‑9 zeigt die resultierende Entwicklung des Stromver‑brauchs in Schwaben. In allen Sektoren ist ein Anstieg des Ver‑brauchs zu beobachten. Der entsprechende Lastgang für 2015 ist in Abbildung 4‑10 dargestellt. Die Jahreshöchstlast steigt bis 2023 von 1.760 MW auf 1.820 MW. Da die Lastgänge auf dem Wetterjahr 2012 basieren, tritt die Jahreshöchstlast in beiden Jahren in der gleichen Stunde, am zweiten Mittwoch im Februar um 18 Uhr, auf.

Thermische Grenzleistung in MW Gesichterte Leistung in MW

2015 2023 2015 2023

Österreich 2.000 3.400 1.400 2.400

Bayern 3.200 3.200 2.200 2.200

Baden‑Württemberg 3.900 5.100 2.700 3.600

Tabelle 4‑5: Thermische Grenzleistung und LTC der Übertragungsnetze von und nach Schwaben

20 | IHK-Studie

Abbildung 4‑9: Stromverbrauch nach Sektoren für 2015 und 2023 in Schwaben

Abbildung 4‑10: Lastgang Schwaben für 2015

Lastspitzen im Verbrauch können durch Demand Side Management (DSM) reduziert werden. Dadurch sinkt die jährliche Maximallast, die das Auslegungskriterium darstellt. Berechnungen der FfE zeigen, dass sich in Schwaben das praktische Lastabsenkungspotenzial der Querschnittstechnologien in der Industrie von 19,2 MW in 2015 auf 18,3 MW in 2023 reduziert /FFE‑05 16/. In der stromintensiven Industrie wird von einem größeren Potenzial ausgegangen. Es liegt 2015 bei 121,5 MW und sinkt dann bis 2023 auf etwa 116 MW.

Hierbei werden sowohl Potenzial erhöhende Effekte durch den weiteren Anstieg des Stromverbrauchs als auch Potenzial min‑dernde Auswirkungen durch verstärkte Effizienzmaßnahmen und effizientere Prozesse berücksichtigt. Da das DSM‑Potenzial im Jahr 2015 noch nicht genutzt wird, wird es in die weiteren Berechnun‑gen nicht mit aufgenommen. Fraglich ist auch, ob die errechneten Potenziale für 2023 aufgrund der ungünstigen Marktsituation bis dahin erschlossen werden.

2015

2023

Stromverbrauch

Last in Schwaben 2015

6.000 GWh/a

5.000 GWh/a

4.000 GWh/a

3.000 GWh/a

2.000 GWh/a

1.000 GWh/a

0 GWh/a

Industrie GHD Haushalte Verkehr Landwirtschaft

Jan Mrz Mai Jul Sep Nov

2.000 MW

1.800 MW

1.600 MW

1.400 MW

1.200 MW

1.000 MW

800 MW

600 MW

400 MW

200 MW

0 MW


4.6 Beiträge der Komponenten zur gesicherten LeistungAbbildung 4‑11 zeigt die Leistungsbilanz für Schwaben in den Jahren 2015 und 2023. Dargestellt sind die gesicherten Leistungen

der einzelnen Komponenten und deren nicht verfügbare Anteile. Die dargestellte Last ergibt sich aus der Differenz der Jahreshöchstlast und dem zugehörigen DSM‑Potenzial.

Abbildung 4‑11: Leistungsbilanz Schwaben für 2015 und 2023

2015 kann die Jahreshöchstlast (abzüglich des DSM‑Potenzials) alleine durch die installierte Leistung konventioneller Kraftwerke gedeckt werden. Aufgrund der Abschaltung des Kernkraftwerks Gundremmingen sinkt die installierte Leistung der konventionellen Energieträger deutlich und die Übertragungsnetze gewinnen bei der Deckung der Jahreshöchstlast an Bedeutung. In beiden Jahren wird jedoch die Jahreshöchstlast deutlich überdeckt.

Abbildung 4‑12 stellt den Beitrag der einzelnen Komponenten zur gesicherten Leistung dar. Dieser ist definiert als der Quotient aus der gesicherten Leistung einer Komponente und der Jahreshöchst‑last. Mit der Abschaltung des Kernkraftwerks Gundremmingen sinkt die installierte Leistung der konventionellen Energieträger und somit ihr Beitrag zur gesicherten Leistung deutlich. Der Beitrag der Übertragungsnetze steigt indessen aufgrund des Ausbaus der Leitungen zwischen Schwaben und Österreich sowie zwischen Schwaben und Baden‑Württemberg. 2023 leisten sie demnach den mit Abstand größten Beitrag zur gesicherten Leistung. Der Beitrag der volatilen und grundlastfähigen Erneuerbaren bleibt nahezu unverändert. Zwar steigt die installierte Leistung durch den Zubau an Windenergie und Photovoltaik an, aufgrund der geringen Verfügbarkeiten dieser Energieträger ändert sich die gesicherte Leistung jedoch nur geringfügig. Da bis 2023 kein Zubau an Spei‑cherkraftwerken geplant ist, ändert sich der Beitrag der Kompo‑nente Speicher nicht. DSM‑Maßnahmen werden 2015 noch nicht berücksichtigt und spielen auch 2023 eine untergeordnete Rolle für die gesicherte Leistung.

Leistung in MW 2015 2023

Konventionelle Energieträger 2.510 110

Erneuerbare Energien 270 300

Speicher 36 36

Summe Nettoerzeugnisse 2.816 446

Übertragungsnetze 6.460 8.330

Last3 1.740 1.820

DSM 0 134

Summer Last 1.740 1.696

3 Jahreshöchstlast am zweiten Mittwoch im Februar um 18 Uhr

Leistungsbilanz Schwaben

nicht verfügbare Leistung

Übertragungsnetze

Speicher

Volatile Erneuerbare

Grundlastfähige Erneuerbare

Konventionelle Energieträgerr

Last

DSM

2015 2023

14.000 MW

12.000 MW

10.000 MW

8.000 MW

6.000 MW

4.000 MW

2.000 MW

0 MW

Leistung LeistungLast Last

Tabelle 4‑6: Leistungsbilanz Schwaben für 2015 und 2023

22 | IHK-Studie

Analog zur Entwicklung der gesicherten Leistung in Schwaben ist in Tabelle 4‑7 ebenfalls die Entwicklung der gesicherten Leistung in Süddeutschland dargestellt. Dies ist für die Region Schwaben insofern von Bedeutung, da in Schwaben selbst nicht ausreichend gesicherte Leistung zur Verfügung steht, und die Region deshalb auf gesicherte Leistung außerhalb Schwabens zurückgreifen muss.

Hierbei wird deutlich, dass die gesicherte Leistung in Süddeutsch‑land nicht ausreicht, um die Jahreshöchstlast zu decken. Somit ergibt sich für Süddeutschland ebenfalls eine Abhängigkeit von gesicherter Leistung aus Nachbarregionen. Dies können einerseits Nachbarländer, aber auch die verbleibenden Regionen in Deutsch‑land sein. Zur Betrachtung der Leistungsbilanz in Deutschland sind in Tabelle 4‑8 die gesicherten Leistungen aus konventionel‑len Erzeugungseinheiten, Erneuerbaren Energien und Speichern in Deutschland abgebildet.

Durch die Gegenüberstellung der gesicherten Leistung und der Jah‑reshöchstlast wird deutlich, dass die gesicherte Leistung auch 2023 die Jahreshöchstlast um etwa 4 GW übersteigt, wobei in diesem Fall von einer gleichbleibenden Last in Deutschland ausgegangen wird. Zieht man nun noch die zum Betrieb des Netzes notwendigen Reserven für Systemdienstleistungen ab, die nach /ÜNB‑05 14/ bei etwa 5 GW liegen, ergibt sich für Deutschland ebenfalls eine Ver‑sorgungslücke von 1 GW. In der Vergangenheit konnte jedoch auf gesicherte Leistung zurückgegriffen werden, die in Luxemburg und Österreich installiert ist und bilanziell zur gesicherten Leistung in Deutschland gezählt wird. Diese gesicherte Leistung liegt etwa bei 2,5 GW, sodass die Versorgung in Deutschland insgesamt gesichert ist.

Abbildung 4‑12: Beitrag der Komponenten zur gesicherten Leistung


Konventionelle Energieträger 17.950 11.700

Erneuerbare Energien 2.850 3.050

Speicher 2.070 2.070

Nettoerzeugung 22.870 16.820

Last 22.550 23.140


Konventionelle Energieträger 81.790 72.440

Erneuerbare Energien 7.510 8.290

Speicher 5.250 5.250

Nettoerzeugung 94.550 85.980

Last 81.800 81.800Tabelle 4‑7: Leistungsbilanz Süddeutschland für 2015 und 2023

Tabelle 4‑8: Leistungsbilanz Deutschland für 2015 und 2023

Gesichterte Leistung

2015

2023

500 %

400 %

300 %

200 %

100 %

0 %

DSMSpeicher Übertragungs-netze

Volatile Erneuerbare

Grundlastfähige Erneuerbare

KonventionelleEnergieträger

142 %

6 % 0 % 0 % 0 % 1 %2 % 2 %16 % 16 %

367 %

459%


5.1 Referenz 2015Dieser Fall wird als Referenz für das Jahr 2015 modelliert, damit die Entwicklung bis 2023 mit der heutigen Situation verglichen werden kann. Die höchste Residuallast in Schwaben ergibt sich für den 4. Mittwoch im November um 17 Uhr. Die modellierte Versorgungs‑situation in Schwaben zu diesem Zeitpunkt ist in Abbildung 5‑1 dargestellt. Der linke Balken stellt die Last zu diesem Zeitpunkt in Schwaben dar, die bei etwa 1.700 MW liegt. Die beiden linken Bal‑ken stellen einerseits die Last dar und andererseits die Summe der Elemente, die negativ in die Leistungsbilanz dieser Stunde eingehen – die Last und den Export aus Schwaben heraus. Der rechte Balken zeigt hingegen die Summe der Elemente, die positiv in die Bilanz eingehen – die Nettostromerzeugung in Schwaben und die Importe aus den umliegenden Regionen. Es wird deutlich, dass die Netto

stromerzeugung den Verbrauch in Schwaben deutlich übersteigt. Mit knapp über 2.500 MW trägt hierbei die Leistung aus dem Kern‑kraftwerk Gundremmingen den größten Anteil bei. Während nur ein kleiner Beitrag aus Erdgaskraftwerken zu erkennen ist, tragen Laufwasserkraftwerke und Biomasse einen nicht zu vernachlässi‑genden Teil zur Erzeugung bei. Auffällig ist, dass zudem Importe aus anderen Regionen nach Schwaben zu verzeichnen sind. Hieraus kann geschlossen werden, dass ein Stromtransit durch Schwaben stattfindet.

Die Modellierung über das ganze Jahr stellt zudem heraus, dass im Referenzszenario 2015 keine Situation auftritt, in der Schwaben nicht ausreichend mit Strom versorgt werden kann.

5 Dynamischer Ansatz – Einsatz der Elemente

Über den statischen Ansatz in Kapitel 4 wird bereits deutlich, dass den Übertra-gungsnetzen in Zukunft eine besondere Rolle bei der Versorgung Schwabens zu-kommt. Damit dargestellt werden kann, aus welchen Regionen in einer kritischen Stunde ein Stromimport zu erwarten ist, wird die Versorgungssituation in Schwaben über ein Jahr modelliert. Hierfür werden zwei Referenzfälle 2015 und 2023 definiert und anschließend in drei Varianten die Entwicklung bis 2023 abgewandelt. Es wer-den Szenarien untersucht, in welchen kein Speicherzubau in Deutschland und kein Kraftwerkszubau in Süddeutschland stattfindet. Ringflüsse, die einen Energietrans-port zwischen zwei Regionen in Deutschland über das Ausland darstellen, werden verboten.

Abbildung 5‑1: Versorgungsituation in Schwaben Referenzszenario 2015

Versorgungssituation Schwaben 2015

Import

PV

Wind

Biomasse

Laufwasser

Erdgas

Kernkraft

Export

Last

Last Last + Export Erzeugung + Import

3.500 MW

3.000 MW

2.500 MW

2.000 MW

1.000 MW

500 MW

0 MW

1.500 MW

24 | IHK-Studie

5.2 Referenz 2023Im Referenzfall für 2023 werden die Annahmen aus dem Netzent‑wicklungsplan übernommen. Dies bedeutet, dass die Zubauprojekte, die dort bis 2023 als wahrscheinlich gelten, ebenfalls Berücksich‑tigung finden. Dies betrifft vor allem Speicherprojekte in Deutsch‑land, aber auch die Stromverbindungen Ultranet zwischen Osterath (NRW) und Philippsburg (BW), planmäßige Fertigstellung 2021, und das Projekt „Thüringer Strombrücke“ zwischen Lauchstädt (ST) und Redwitz (BY), Gesamtinbetriebnahme 2017, sowie die Verstär‑

kungen der Verbindungen nach Schwaben, die in Kapitel 4.4 beschrieben sind. In Abbildung 5‑2 ist die Erzeugungssituation in Schwaben zum Zeitpunkt der höchsten Residuallast dargestellt. Da sowohl die Referenz 2015 als auch die Referenz 2023 auf dem Wetterjahr 2012 basieren, stellt sich die höchste residuale Last in beiden Jahren zur gleichen Zeit ein. Abbildung 5‑2 kann entnom‑men werden, wie sich die Erzeugungssituation zu diesem Zeitpunkt verändert.

Abbildung 5‑2: Versorgungsituation in Schwaben Referenzszenario 2023

Die Grafik zeigt, dass der Energiebedarf in Schwaben fast aus‑schließlich durch Importe aus umliegenden Regionen gedeckt wird. Ein geringer Anteil dieser Importe wird durch Schwaben durchge‑leitet und stellt sich verbrauchsseitig als Export dar. Die Nettoer‑zeugung in Schwaben wird jedoch in diesem Fall fast ausschließlich durch die grundlastfähigen Erneuerbaren Energien Biomasse und Laufwasserkraft bereitgestellt. Die Deckung der Nachfrage in Schwaben wird zu diesem Zeitpunkt nicht über vorhandene Erzeu‑gungskapazitäten gedeckt. Dies kann einerseits an einer Unwirt‑schaftlichkeit der Betriebsmittel liegen, da zu diesem Zeitpunkt im System kostengünstigere Erzeugungskapazitäten zur Verfügung stehen, oder an fehlenden Erzeugungskapazitäten. Da sich die höchste Residuallast zu einem Zeitpunkt ergibt, zu dem wenig vo‑latile Erzeugung zur Verfügung steht, ist der Beitrag aus Wind und Photovoltaik gering. Da neben den grundlastfähigen Erneuerbaren nicht ausreichend konventionelle Erzeugung in Schwaben installiert

ist, ist Schwaben zu diesem Zeitpunkt auf Importe angewiesen, um die Versorgung sicherzustellen.

Allerdings stellt die Modellierung über das Jahr 2023 heraus, dass im Referenzfall 2023 keine Stunde auftritt, in der Schwaben nicht mit ausreichend Energie versorgt werden kann.

5.3 SzenariovariantenDie Szenarien beschreiben die Fälle, dass in Deutschland der nach /UENB‑02 16/ angenommene Speicherzubau nicht stattfindet, dass in Süddeutschland keine Kraftwerke zugebaut werden und dass Ringflüsse über das Ausland nicht zugelassen werden. Analog zu den Darstellungen für die Referenzfälle 2015 und 2023 ist in Ab‑bildung 5‑3 dargestellt, wie sich die Versorgung in Schwaben zum Zeitpunkt der höchsten residualen Last zusammensetzt.

Versorgungssituation Schwaben 2023

Import

PV

Wind

Biomasse

Laufwasser

Erdgas

Kernkraft

Export

Last

35.000 MW

30.000 MW

25.000 MW

20.000 MW

15.000 MW

10.000 MW

5.000 MW

0 MW

Last Last + Export Erzeugung + Import


Abbildung 5‑3: Versorgungssituation in Schwaben, alle Szenarien

In dieser Betrachtung fällt auf, dass sich zum Zeitpunkt der höchs‑ten Residuallast für Schwaben keine signifikanten Änderungen ergeben. Die Versorgungssituation in den Szenariovarianten gleicht der Situation im Referenzfall 2023. Auch über die Betrachtung des gesamten Jahres ergeben sich für Schwaben in den Szenarien keine Zeitpunkte, zu denen eine ausreichende Stromversorgung nicht sichergestellt ist.

5.4 Exporte und ImporteDie Erkenntnis, dass die Importe nach Schwaben nach Abschaltung vom Kernkraftwerk Gundremmingen essentiell für die Versorgungs‑sicherheit in Stunden sind, zu denen die in Schwaben installierte Erzeugungsleistung die Nachfrage nicht decken kann, wirft die Frage auf, woher die Energiemengen stammen, die in Schwaben zur Versorgung beitragen. Hierfür sind die Energieflüsse aus den Nachbarregionen, die elektrisch mit Schwaben verbunden sind, in Abbildung 5‑4 für alle Szenarien dargestellt. Neben dem Vergleich mit 2015 ist es somit möglich, auch die Energieflüsse in den Szena‑riovarianten miteinander zu vergleichen.

Abbildung 5‑4: Importe nach Schwaben für die betrachteten Szenarien

Versorgungssituation Schwaben

Importe Schwaben

Import

PV

Wind

Biomasse

Laufwasser

Erdgas

Kernkraft

Export

Referenz 2015

Referenz 2023

ohne Ringflüsse

ohne Speicherzubau

ohne Kraftwerkszubau

Österreich (Tirol) Altbayern Baden-Württemberg

4.000 MW

2.000 MW

- 2.000 MW

0 MW

Referenz 2015

Referenz 2023

ohneSpeicherzubau

ohneKraftwerkszubau

ohneRingflüsse

4.000 MW

2.000 MW

- 2.000 MW

0 MW

26 | IHK-Studie

Die Darstellung zeigt, dass bereits 2015 ein Import aus Österreich nach Schwaben stattgefunden hat. Dieser wird in Zukunft zur kritischen Stunde noch verstärkt werden. Während Schwaben bisher zur Stunde der höchsten Residuallast Energie nach Altbay‑ern4 und Baden‑Württemberg exportiert hat, stellt sich nach den Berechnungen 2023 vor allem aus Baden‑Württemberg ein hoher Import ein. Die Exporte nach Altbayern verringern sich und liegen in diesem Fall nahe null. Ein Vergleich der Szenariovarianten zeigt, dass sich die Energieflüsse in diesen Fällen nur leicht verschieben.

Jedoch haben die Szenarien keinen entscheidenden Einfluss auf die Flüsse zu dem kritischen Zeitpunkt.

Neben der Betrachtung der kritischsten Stunde wird ebenfalls untersucht, wie sich die Energieflüsse über das Jahr verschieben. In Abbildung 5‑5 ist vorangehend dargestellt, woher sich welche Jahresenergiemengen in den Referenzszenarien für die Jahre 2015 und 2023 ergeben. Es ist jeweils die Jahressumme der Exporte von Schwaben in die jeweilige Region in grün dargestellt und die Jahressumme der Importe in blau. Zur Identifizierung des Saldos ist dieses jeweils schraffiert hinterlegt.

Abbildung 5‑5 Jahressummen der Energieflüsse von und nach Schwaben

Hierbei wird deutlich, dass im kostenoptimalen Fall vor allem aus Baden‑Württemberg ein großer Anteil der Jahressumme bezogen wird. Das Exportsaldo von knapp 10 TWh im Jahr 2015 wandelt sich zu einem Importsaldo von etwa 7,5 TWh. Wird 2015 noch deutlich mehr Energie nach Altbayern und Österreich exportiert, verringern sich die Saldi 2023 deutlich. Im Vergleich der Jahressummen mit dem Importverhalten zur Extremstunde fällt hingegen auf, dass die Handelsbilanz mit Österreich, obwohl dies als Hauptimportregion

zur Stunde der höchsten Residuallast identifiziert wurde, ausgegli‑chen ist. Es kann somit geschlossen werden, dass aus Österreich ein hoher Teil des Spitzenlastbedarfs in Schwaben gedeckt wird.

Die Jahressummen in den Szenariovarianten weisen wie bereits die Importsaldi zur Extremsituation nur geringe Unterschiede auf. In Abbildung 5‑6 sind die Jahressummen für das Referenzszenario 2023 und die Szenariovarianten aufgeführt.

4 Altbayern umfasst die Regierungsbezirke Oberbayern, Niederbayern und Oberpfalz.

Import / Export von Schwaben nach

Import

Importsaldo

Export

Exportsaldo

Bade

n-

Wür

ttem

berg

Altb

ayer

nÖ

ster

reic

h (T

irol)

-10,00 TWh/a

-5,00 TWh/a

0,00 TWh/a

5,00 TWh/a

10,00 TWh/a

Referenz 2015

Referenz 2015

Referenz 2015

Referenz 2023

Referenz 2023

Referenz 2023


Abbildung 5‑6: Jahressummen der Energieflüsse von und nach Schwaben in den Szenariovarianten

Einzig das Verbieten von Ringflüssen über das Ausland führt zu nennenswerten Änderungen in den Modellergebnissen. Dadurch, dass die Energieflüsse durch Deutschland stattfinden müssen, ergibt sich durch Schwaben ein verstärkter Transit nach Altbayern und Österreich.

5.5 Erzeugung, Importe und Exporte in Deutschland und Baden-WürttembergZum besseren Verständnis der Frage nach der Herkunft der elek‑trischen Energie, die Schwaben in der kritischen Stunde bezieht, werden die Bilanzgrenzen des Untersuchungsraums erweitert.

Da einerseits Baden‑Württemberg als für den Import wichtigste Region identifiziert wurde, und andererseits auch die Frage nach der Versorgungssituation in Deutschland zu diesem Zeitpunkt Aufschluss über den Energieträgermix zur betrachteten Stunde geben kann, werden diese beiden Regionen nochmals gesondert betrachtet.

5.5.1 DeutschlandDer Energieträgermix in Deutschland zur Stunde der höchsten Resi‑duallast in Schwaben ist in Abbildung 5‑7 dargestellt.

Abbildung 5‑7: Energieträgermix in Deutschland zum Zeitpunkt der höchsten Residuallast in Schwaben

Jahressummen der Szenariovarianten von Schwaben nach

Energieträgermix

Import

Importsaldo

Export

Exportsaldo

Photovoltaik

Wind

Biomasse

Laufwasser

PSW aus

Erdgas

Steinkohle

Braunkohle

Import

Kernkraft

Export

Referenz 2015

Referenz 2023

ohneSpeicherzubau

ohneKraftwerkszubau

ohneRingflüsse

100,000 MW

80,000 MW

60,000 MW

40,000 MW

20,000 MW

- 20,000 MW

0,00 MW

Bade

n-

Wür

ttem

berg

Altb

ayer

nÖ

ster

reic

h (T

irol)

-10,00 TWh/a

-12,00 TWh/a

-8,00 TWh/a

-6,00 TWh/a

-4,00 TWh/a

-2,00 TWh/a

0,00 TWh/a

2,00 TWh/a

4,00 TWh/a

ohne Ringflüsse

ohne Ringflüsse

ohne Ringflüsse




ohne Speicherzubau

ohne Speicherzubau

ohne Speicherzubau

Referenz 2023

Referenz 2023

Referenz 2023

28 | IHK-Studie

Diese Betrachtung zeigt, dass der Wegfall der Kernkraftwerke und die Reduktion der Produktion aus Braunkohlekraftwerken zu diesem Zeitpunkt hauptsächlich durch Importe, eine erhöhte Produktion aus Gaskraftwerken und einen höheren Einsatz von Pumpspeicher‑kraftwerken kompensiert werden. Zudem verringern sich die Expor‑te in die Nachbarregionen. Analog zur Situation in Schwaben liefert die Photovoltaik in Deutschland zu dieser Stunde keinen Beitrag. Dahingegen wird deutlich, dass die Windkraft zu diesem Zeitpunkt auch einen Beitrag zur allgemeinen Versorgung ermöglicht.

Im Szenario „ohne Speicherzubau“ werden vorrangig Gaskraftwerke eingesetzt, um die verringerte Leistung aus Pumpspeicherkraftwer‑ken auszugleichen. In den anderen Szenariovarianten ergeben sich deutschlandweit ebenfalls nur geringe Änderungen was den Einsatz der Anlagen betrifft.

Wird der Austausch mit den Nachbarländern betrachtet, der sich in dieser Situation wie in Abbildung 5‑8 dargestellt ergibt, fällt auf, dass bereits 2015 zu dem Zeitpunkt der höchsten Residuallast in Schwaben aus nahezu allen Nachbarregionen ein Import nach Deutschland stattfindet. Die Importe erhöhen sich jedoch aus allen Regionen. Dies bedeutet, dass Deutschland bereits 2015 zu Zeitpunkten eines hohen Nettoerzeugungsbedarfs Importe aus dem Ausland bezieht. Hier sei vor allem auch auf die Höhe der Importe aus Österreich verwiesen, die, wie im Fall Schwabens, das Maximum der Importe darstellen. Auch in diesem Fall wird deutlich, dass sich zu diesem Zeitpunkt durch die Szenariovarianten nur geringe Unterschiede gegenüber dem Referenzfall ergeben.

Aus dieser Grafik ergibt sich, dass die Importe aus dem Ausland 2023 einen wichtigen Beitrag zur kostenoptimalen Strombereitstel‑lung in Deutschland leisten. Die Restriktionen, die für die Ener‑gieflüsse zwischen den Regionen angenommen werden, variieren jedoch zwischen 2015 und 2023. Es wird davon ausgegangen, dass die Grenzübergangskapazitäten erheblich verstärkt werden. Dies

folgt den Annahmen des /ENTSOE‑04 15/ des Verbunds der Europä‑ischen Übertragungsnetzbetreiber ENTSO‑E. Um die Wichtigkeit der Grenzübergangskapazitäten für eine kostengünstige Stromver‑sorgung Deutschlands 2023 aufzuzeigen, wird in Abbildung 5‑9 dargestellt, zu welchem Anteil eine Auslastung der für 2015 ange‑nommenen maximalen Übertragungsmengen stattfinden würde.

Importsaldo Deutschland

Abbildung 5‑8: Importe nach Deutschland zum Zeitpunkt der höchsten Residuallast in Schwaben

Referenz 2015

Referenz 2023

ohne Ringflüsse

ohne Speicherzubau


Belg

ien

Tsch

echi

en

Fran

krei

ch

Nie

derla

nde

Pole

n

Luxe

mbu

rg

Nor

weg

en

Schw

eden

Schw

eiz

Öst

erre

ich

Dän

emar

k

8.000 MW

6.000 MW

4.000 MW

2.000 MW

-2.000 MW

-4.000 MW

0 MW


Abbildung 5‑9: Auslastung der maximalen Übertragungsmengen bei fehlendem Ausbau der Grenzübergangskapazitäten bis 2023

Diese Darstellung zeigt zwei Aspekte. Einerseits wird deutlich, dass einige der im Modell hinterlegten Übertragungsmöglichkeiten 2023 zu 100 % genutzt werden. Des Weiteren zeigt die Auswertung, dass die kostenoptimale Lösung, die sich für den Referenzfall 2023 ergibt, mit den Restriktionen der Übertragungskapazitäten nach Stand 2015 nicht möglich gewesen wäre.

5.5.2 Baden-WürttembergIn Baden‑Württemberg ergibt sich der Einsatz der Anlagen zur Stunde der höchsten Residuallast in Schwaben wie in Abbildung 5‑10 dargestellt.

Abbildung 5‑10: Energieträgermix in Baden‑Württemberg zum Zeitpunkt der höchsten Residuallast in Schwaben

Auslastung der Übertragungsmengen

Energiemix in Baden‑Württemberg

Annahme 2023

Stand 2015

Photovoltaik

Wind

Biomasse

Laufwasser

PSW aus

Erdgas

Steinkohle

Braunkohle

Import

Kernkraft

Export

Sonstige

Referenz 2015

Referenz 2023

ohneSpeicherzubau

ohneKraftwerkszubau

ohneRingflüsse

15,000 MW

10,000 MW

5,000 MW

-5,000 MW

0,00 MW

200 %

150 %

100 %

50 %

0 %

Belg

ien

Tsch

echi

en

Fran

krei

ch

Nie

derla

nde

Pole

n

Luxe

mbu

rg

Nor

weg

en

Schw

eden

Schw

eiz

Öst

erre

ich

Dän

emar

k

30 | IHK-Studie

Der Wegfall der Erzeugung aus Kernkraftwerken wird in Ba‑den‑Württemberg durch Importe und einen verstärkten Einsatz der Pumpspeicher ausgeglichen. Es wird ebenfalls deutlich, dass ein großer Teil der Energie, die nach Baden‑Württemberg importiert wird, auch wieder exportiert wird. Bei der Betrachtung des Szena‑rios „ohne Speicherzubau“ fällt auf, dass vor allem in Baden‑Würt‑temberg der Einsatz von Pumpspeichern reduziert wird. Dies ist hauptsächlich in der Annahme begründet, dass sich ein Großteil der

geplanten Speicherleistungen, die in diesem Szenario nicht berück‑sichtigt werden, in Baden‑Württemberg befindet.

Vor dem Hintergrund der starken Abhängigkeit Schwabens von Importen aus Baden‑Württemberg werden auch die Flüsse, die sich nach Baden‑Württemberg ergeben, untersucht. In Abbildung 5‑11 sind die Jahressummen der Importe dargestellt.

Abbildung 5‑11: Jahressummen des Austauschs mit Nachbarregionen für Baden‑Württemberg

Die Grafik zeigt, dass sich auch in Baden‑Württemberg durch die Veränderung im Energiesystem teils deutliche Unterschiede in den Referenzfällen 2015 und 2023 ergeben. Während sich die Importe aus Schwaben zu Exporten wandeln, verhält es sich in den meisten anderen Regionen meist gegensätzlich. Die neue Hochleistungs‑Gleichstromübertragungsleitung (HGÜ) zwischen Nordrhein‑Westfalen und Baden‑Württemberg (Ultranet) erlaubt ab ihrer Fertigstellung 2021 nahezu eine Verdopplung der Importe aus den Gebieten des Übertragungsnetzbetreibers Amprion in‑

Norddeutschland. Gleiches gilt für die bestehende Verbindung nach Hessen, die ebenfalls häufiger für Importe verwendet wird. Bereits im Referenzfall 2015 ergeben sich Nettoimporte aus Franken, die jedoch nach Fertigstellung der „Thüringer Strombrücke" zwischen Franken und Sachsen‑Anhalt noch einmal zunehmen. Zum Aus‑tausch mit den Nachbarländern sei noch auf die Länder Schweiz und Frankreich verwiesen, aus denen 2023 ein Nettoimport zu erwarten ist, während sich heute noch ein Nettoexport ergibt.

Export / Import Baden‑Württemberg

Import

Importsaldo

Export

Exportsaldo

Schwaben

Franken

Österreich

Schweiz

Frankreich

Amprion (Nord) 2

Amprion (Nord) 1

Referenz 2015

Referenz 2015

Referenz 2015

Referenz 2015

Referenz 2015

Referenz 2015

Referenz 2015

Referenz 2023

Referenz 2023

Referenz 2023

Referenz 2023

Referenz 2023

Referenz 2023

Referenz 2023

-25,00 TWh/a

-20,00 TWh/a

-15,00 TWh/a

-10,00 TWh/a

-5,00 TWh/a

0,00 TWh/a

5,00 TWh/a

10,00 TWh/a

15,00 TWh/a


Der dezentrale Ausbau volatiler Energieträger stellt vor allem Verteilnetze vor eine große Aufgabe, da diese in der Regel bei ihrer Auslegung nicht für den Fall einer Rückspeisung in die höheren Netzebenen ausgelegt sind. Da jedoch keine detaillierte Kenntnis der Netzstruktur der Verteilnetze vorliegt, wird an diesem Punkt die Entwicklung der Erzeugungssituation auf Gemeindeebene unter‑sucht und beschrieben. Die Darstellung der relativen Änderung von 2015 nach 2023 erlaubt die Aussage, wieviel mehr die Netze

2023 leisten müssen als es heute der Fall ist. Über die Notwendig‑keit eines weiteren Ausbaus der Netze kann jedoch keine Aussage getroffen werden, da der derzeitige Zustand nicht bekannt ist. Nach Rücksprache mit den Verteilnetzbetreiber LEW ergab sich jedoch, dass in Schwaben bereits eine Verstärkung der Verteilnetze durchgeführt wurde und dies auch in Zukunft geschehen wird. Der Netzausbauindikator ist in Abbildung 6‑1 dargestellt.

Abbildung 6‑1: Netzausbauindikator für Schwaben bis 2023

Die Entwicklung kann zwei verschiedene prinzipielle Einflussfakto‑ren haben. Einerseits kann durch Zuzug oder Industriewachstum eine Erhöhung der Last stattfinden und andererseits kann durch den Zubau von Erneuerbaren Energien die maximale Rückspeisung die maximale Lastsituation übersteigen und dadurch ebenfalls ein Ausbaubedarf identifiziert werden. Die Karte in Abbildung 6‑1 stellt in den Blau‑ und Grüntönen Gemeinden dar, in denen sich eine Verringerung der maximalen absoluten Residuallast ergibt. Die Gelb‑ und Rottöne wiederum stellen Regionen dar, in denen

sich die maximale absolute Residuallast zwischen 2015 und 2023 erhöht. Je nach heutigem Netzzustand könnte dort ein Ausbaube‑darf entstehen.

Es wird deutlich, dass die Entwicklung von Gemeinde zu Gemein‑de stark unterschiedlich ist. Die Verteilnetze sind jedoch in den meisten Fällen nicht an Gemeindegrenzen gebunden, sodass die Grenzen hier in der Regel fließend verlaufen.

6 Untersuchung der Verteilnetzebene

32 | IHK-Studie

7 Literaturverzeichnis

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BNETZA‑14 14Daten nach §12f Abs.1 EnWG 2013 ‑ Studiennetzmodell des Netzentwicklungsplans 2013. Bonn: Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, 2014

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BUN‑01 15 Verordnung über Vereinbarungen zu abschaltbaren Lasten AbLaV. Berlin: Bundesregierung Deutschland, 2015

DENA‑01 10Kurzanalyse der Kraftwerksplanung in Deutschland bis 2020 (Aktualisierung) ‑ Annahmen, Ergebnisse und Schlussfolge‑rungen. Berlin: Deutsche Energie‑Agentur GmbH (dena), 2010

ENTSOE‑04 15 Ten‑Year Network Development Plan 2016 (TYNDP). Brüssel: ENSTO‑E, 2015

ENWG‑01 16Gesetz über die Elektrizitäts‑ und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz ‑ EnWG) ‑ Zuletzt geändert durch Art. 9 G v. 19.2.2016 I 254. Berlin: Bundesrepublik Deutschland, 2016

FFE‑04 16Pellinger, Christoph; Schmid, Tobias; et al.: Merit Order der Energiespeicherung im Jahr 2030 ‑ Hauptbericht. München: Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V. (FfE), 2016

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UBA‑07 09Klaus, Thomas; Loreck, Charlotte; Müschen, Klaus: Klimaschutz und Versorgungssicherheit ‑ Entwicklung einer nachhalti‑gen Stromversorgung in: Climate Change 13/2009. Dessau‑Roßlau: Umweltbundesamt, 2009

UENB‑02 16Übertragungsnetzbetreiber: Netzentwicklungsplan Strom 2025 Version 2015 ‑ Zweiter Entwurf. [Online] http://www.netzentwicklungsplan.de/_NEP_file_transfer/NEP_2025_2_Entwurf_Teil1.pdf, abgerufen am: 14.3.2016

ÜNB‑05 14Übertragungsnetzbetreiber: Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2014 nach EnWG § 12 Abs. 4 und 5 ‑ Stand 30.09.2014. Berlin: Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie (BMWi), 2014

34 | IHK-Studie

8 AnhangTabelle 8‑1: In Schwaben installierte konventioneller Kraftwerke / /BDEW‑01 16/, /BNETZA‑14 16/

Tabelle 8‑2: Einzelrecherche zu Status in Schwaben geplanter Pumpspeicherkraftwerke

Pumpspeicher‑kraftwerkInstallierte Leistung [MW] Status Quelle

Atdorf 1.400 ruht http://www.bi‑atdorf.de/?navi=248&sub=502

Jochberg / Walchensee 700 eingestellt http://www.sueddeutsche.de/bayern/jochberg‑aus‑fuer‑pumpspeicher‑werk‑1.2119165

Jochenstein / Riedl 300 ruhthttp://www.passau.bund‑naturschutz.de/brennpunkte‑vor‑ort/psw‑riedl‑energie.html

Forbach Erweiterung 220 ruhthttps://www.enbw.com/unternehmen/konzern/energieerzeugung/neu‑bau‑und‑projekte/pumpspeicherkraftwerk‑forbach/index.html

Blautal 60 eingestellt http://psw‑blautal.de/uploads/tx_z7teasereffekt/pm‑psw_blautal_projekt‑aufgabe_01.pdf

Kraftwerk und Betreiber Standort Energieträger StatusInstallierte Leistung [MW]

Gasturbine (SWA) Augsburg Erdgas In Betrieb 28,8

Heizkraftwerk (SWA) Augsburg ErdgasGesetzlich an Stilllegung gehindert

18,0

UPM Augsburg (UPM GmbH) Augsburg ErdgasGesetzlich an Stilllegung gehindert 29,0

Gaskraftwerk Gundremmingen (RWE Generation SE)

Gundremmingen Erdgas Geplant 1.800,0

Gaskraftwerk Gundelfingen(PQ Energy) Gundelfingen Erdgas

Geplant (als Reservekraft‑werk) 1.200,0

Kernkraft Gundremmingen (KGG) Gundremmingen Kernenergie Stilllegung bis 2021 2.572,0

DKW Nord (VWEW) Mindelheim Mineralölprodukte In Betrieb 11,4

DKW Leinau (VWEW) Pforzen Mineralölprodukte In Betrieb 11,4

SKW Gasturbine (AÜW) Waltenhofen‑Veits Mineralölprodukte In Betrieb 24,0

SKW Diesel (AÜW) Waltenhofen‑Veits Mineralölprodukte In Betrieb 10,5

Roßhaupten(Uniper Kraftwerke GmbH)

Roßhaupten Speicherwasser in Betrieb 45,5

http://www.bi-atdorf.de/?navi=248&sub=502

http://www.sueddeutsche.de/bayern/jochberg-aus-fuer-pumpspeicherwerk-1.2119165

http://www.sueddeutsche.de/bayern/jochberg-aus-fuer-pumpspeicherwerk-1.2119165

http://www.passau.bund-naturschutz.de/brennpunkte-vor-ort/psw-riedl-energie.html

http://www.passau.bund-naturschutz.de/brennpunkte-vor-ort/psw-riedl-energie.html

https://www.enbw.com/unternehmen/konzern/energieerzeugung/neubau-und-projekte/pumpspeicherkraftwerk-forbach/index.html

https://www.enbw.com/unternehmen/konzern/energieerzeugung/neubau-und-projekte/pumpspeicherkraftwerk-forbach/index.html

http://psw-blautal.de/uploads/tx_z7teasereffekt/pm-psw_blautal_projektaufgabe_01.pdf

http://psw-blautal.de/uploads/tx_z7teasereffekt/pm-psw_blautal_projektaufgabe_01.pdf


Herausgeber:IHK SchwabenStettenstraße 1+3 | 86150 Augsburg

[email protected]

Stand: März 2017

Bildnachweis:Strommast: Creative Commons

Versorgungssicherheit in Schwaben 2023

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Nina ReitsamGeschäftsfeld Innovation, Umwelt und Energie | Fachbereich Energie

Telefon: 0821 3162‑[email protected]

In Zusammenarbeit mit:Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH (FfE)Am Blütenanger 71 | 80995 MünchenTelefon: 089 158121‑[email protected]

Autoren:Benedikt EberlChrista DufterDr. Serafin von Roon

ISBN 978‑3‑945029‑93‑0Gestaltung: °SPRINGFLUT GmbH | www.springflut.com

http://www.schwaben.ihk.de

http://www.ffegmbh.de

http://www.springflut.com

Versorgungssicherheit in Schwaben 2023 - Industrie- und Handelskammer Schwaben - IHK ... · 2017....

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