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Im Fokus der Studiendatenbank stehen Veröffentlichungen, die sich mit dem notwendigen Umbau und der Steuerung des Energiesystems für eine erfolgreiche Energiewende insgesamt beschäftigen. Mehr zu den Kriterien, nach denen das Forschungsradar Studien aufnimmt …

 

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dena-Netzstudie II - Integration erneuerbarer Energien in die deutsche Stromversorgung im Zeitraum 2015-2020 mit Ausblick 2025

Herausgeber/Institute:

dena

Datum:

November 2010

Autoren:

Annegret-Cl. Agricola et al.

Art der Veröffentlichung:

Auftraggeber/Förderer:

dena

Themenbereiche:

Energiesysteme

Schlagwörter:

Netzintegration, Stromnetze, Strompreis, Lastmanagement

Seitenzahl:

590

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Zielsetzung und Fragestellung

Die Studie untersucht Systemlösungen für das deutsche Elektrizitätsversorgungssystem bis 2020 mit Ausblick 2025, um einen Anteil von 39% Erneuerbarer Energien an der Stromversorgung in Deutschland vollständig in das Übertragungsnetz zu integrieren. Unter Berücksichtigung der Versorgungssicherheit und der Auswirkungen des liberalisierten europäischen Energiemarkts werden im Einzelnen bearbeitet:

• Szenarien zum Ausbau der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien, insbesondere der Windenergie bis 2020 mit Ausblick 2025 und Modellierung des Kraftwerksparks bis 2020

• Fortschreibung der Anschlusskonzeption für Offshore-Windparks und Varianten zur Übertragung der Offshore-Windenergieleistung in die Lastschwerpunkte

• Identifikation der nicht übertragbaren Leistungen, Ermittlung des notwendigen Ausbaus der Übertragungsnetze und Vergleich technischer Alternativen für den Netzausbau

• Prüfung des Potenzials von Freileitungsmonitoring (FLM) und von Hochtemperaturleiterseilen (TAL), um die Übertragungsleistung bestehender Freileitungstrassen im Höchstspannungsnetz zu erhöhen und zu optimieren

• Untersuchung von Flexibilisierungsoptionen, darunter der marktgetriebene Einsatz von Speichern zur Netzentlastung, die Potenziale von Demand-Side-Management (DSM), die Wirkung einer verbesserten Prognosegüte der Windstromeinspeisung, die Bereitstellung von Regelenergie durch Windenergieanlagen und durch Biomasseanlagen

• Analyse der Anforderungen an Erneuerbare-Energien-Anlagen hinsichtlich Systemsicherheit, z.B. Inselnetz- bzw. Schwarzstartfähigkeit

Zentrale Ergebnisse

Konventioneller Kraftwerkspark

Neben der Berücksichtigung des erwarteten Zubaus der EE-Leistungen bis zum Jahr 2020 wurden auch die Änderungen im konventionellen Kraftwerkspark untersucht. Gegenüber dem Jahr 2005 sinkt die Gesamtleistung konventioneller Kraftwerke von rund 111 GW auf 81 GW, vor allem durch den Ausstieg aus der Kernenergie, aber auch im Bereich der Steinkohle und Erdgas.

Netzausbaubedarf und Kosten ...

Konventioneller Kraftwerkspark

Neben der Berücksichtigung des erwarteten Zubaus der EE-Leistungen bis zum Jahr 2020 wurden auch die Änderungen im konventionellen Kraftwerkspark untersucht. Gegenüber dem Jahr 2005 sinkt die Gesamtleistung konventioneller Kraftwerke von rund 111 GW auf 81 GW, vor allem durch den Ausstieg aus der Kernenergie, aber auch im Bereich der Steinkohle und Erdgas.

Netzausbaubedarf und Kosten ...

Konventioneller Kraftwerkspark

Neben der Berücksichtigung des erwarteten Zubaus der EE-Leistungen bis zum Jahr 2020 wurden auch die Änderungen im konventionellen Kraftwerkspark untersucht. Gegenüber dem Jahr 2005 sinkt die Gesamtleistung konventioneller Kraftwerke von rund 111 GW auf 81 GW, vor allem durch den Ausstieg aus der Kernenergie, aber auch im Bereich der Steinkohle und Erdgas.

Netzausbaubedarf und Kosten

Unter den angegebenen Annahmen und bei dem zugrunde gelegten Erzeugungsszenario einschließlich Demand-Side-Management ergeben sich im Jahr 2020 an 70% der Grenzen zwischen benachbarten Regionen deutliche nicht übertragbare Leistungen. In einigen Fällen liegen diese in der Größenordnung von 2 GW bis 4 GW.

Im Basisszenario ohne Speichereinsatz (BAS 000) besteht ein Netzzubaubedarf von 3.600 km Trassenlänge. Die Kosten betragen für diesen Lösungsansatz 0,946 Mrd. €/a. Wegen der nur zeitweise erhöhten Strombelastbarkeit der Betriebsmittel verbleibt auch bei der Untersuchungsvariante Freileitungsmonitoring (FLM 000) ein Netzzubaubedarf von 3.500 km neuer Höchstspannungstrassen. Die Kosten für diesen Lösungsansatz betragen 0,985 Mrd. €/a. In der Untersuchungsvariante Hochtemperaturleiterseile (TAL 000) ergibt sich ein Netzzubaubedarf von 1.700 km neuer Trassen. Gleichzeitig sind 5.700 km bestehende Trassen auf Hochtemperaturleiter umzurüsten. Die Umrüstung und die infolge des TA-Leitereinsatzes bedingten höheren Übertragungsverluste führen dazu, dass die Kosten für diesen Lösungsansatz insgesamt 1,617 Mrd. €/a betragen.

Darüber hinaus wurden Sensitivitätsvarianten untersucht. So ein je 3.400 km langes erdverlegtes vermaschtes Gleichspannungs-Overlaynetz (VSC 1) bzw. Gleichstrom Punkt-zu-Punkt Verbindungen (VSC 2) sowie eine Hybridlösung mit einer 824 km langen Overlay-Trasse von Schleswig-Holstein nach Baden-Württemberg. Die annuitätischen Kosten für VSC 1 betragen dabei rund 2 Mrd. €/a, für VSC 2 rund 2,7 Mrd. €/a. Bei der Hybridvariante sind es rund 1,3 Mrd. €/a und im Falle einer Erdverlegung der Drehstromübertragung auf Basis von GIL sind es sogar rund 4,9 Mrd. €/a.Der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien, z.B. auf 50% Anteil an der Stromversorgung bis zum Jahr 2030 macht eine weitere Anpassung der erforderlichen Netzinfrastruktur notwendig. Insbesondere die verstärkte Nutzung von Energiespeicherkapazitäten in Süddeutschland, den Alpenländern und gegebenenfalls in Skandinavien macht den Ausbau der Netzinfrastruktur erforderlich. Bei einer um 1.700 MW erhöhten Pumpspeicherkraftwerksleistung in Deutschland bis 2020 ergibt sich ein Netzzubaubedarf von ca. 4.200 km Trassenlänge zur Netzintegration der identifizierten nicht übertragbaren Leistung. Die Kosten betragen für diese Sensitivitätsvariante 1,017 Mrd. €/a.

Die Netznutzungsentgelte der Niederspannung steigen im Basisszenario (BAS 000) für Haushaltskunden von 5,8 ct/kWh auf 6 ct/kWh, im teuersten berechneten Fall (Szenario TAL 10015) lägen die Entgelte bei 6,3 ct/kWh. Hierin sind Kosten für eventuelle Ausbaumaßnahmen im Verteilnetz nicht enthalten. Für die Sensitivitätsvarianten werden in der Studie keine Angaben gemacht.

Freileitungsmonitoring (FLM) und Hochtemperaturseile (TAL)

Insbesondere in Zeiten starker Windenergieeinspeisung, also bei hohem Übertragungsbedarf, kann mit Hilfe von FLM die Strombelastbarkeit von Freileitungen in Küstennähe um bis zu 50%, in Norddeutschland um ca. 30% und in Süddeutschland um ca. 15% erhöht werden. Bei mittlerer Windenergieeinspeisung sinken diese Potenziale deutschlandweit um jeweils 10%. Die Berücksichtigung des FLM in der Netzplanung ist noch nicht Stand der Technik, die Nutzung von Online-Wetterdaten im Netzbetrieb erfolgt bisher nur in Einzelfällen.

Leiterseile aus hochtemperaturfestem Aluminium (TAL) sind Stand der Technik. Allerdings kann die Erhöhung des zulässigen Stroms nicht pauschal mit einer Erhöhung der Übertragungskapazität gleichgesetzt werden und es bedarf weiterer Prüfung, in welchem Umfang die erhöhte Strombelastbarkeit genutzt werden kann. Der flächendeckende Einsatz von FLM und TAL ist jeweils nicht wirtschaftlich, weshalb großmaßstäbliche Kombinationen dieser beiden Optionen nicht zu günstigeren Netzausbauwerten führen als die Basisvariante. Im konkreten Einzelfall ist jedoch nicht ausgeschlossen, dass die Kombination von FLM und TAL einen Beitrag zur Deckung des zusätzlichen windbedingten Übertragungsbedarfs leisten kann.

Geeignete Übertragungsvarianten

Für kleine Übertragungsleistungen (1.000 MW) und kürzere Trassenlängen (100 km) ergibt sich für die konventionelle 380 kV Drehstromfreileitung die beste Bewertung. Bei den drei weiteren exemplarischen Aufgaben erweisen sich oft mehrere Übertragungstechnologien als nahezu gleichwertig, bei Trassenlängen von mehr als 400 km oder noch höheren Leistungen kommen verstärkt die Vorteile der Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) zum Tragen. Bei künftigen Netzausbauplanungen sollten alle zur Verfügung stehenden Optionen gegeneinander abgewogen werden, um die im Einzelfall technisch-wirtschaftlich optimale Lösung unter Berücksichtigung der gegebenen Randbedingungen zu finden.

Flexibilisierungsoptionen im Elektrizitätssystem

Da Strommarkt und Netzbetrieb weitgehend wirtschaftlich entkoppelt sind, führt das wirtschaftlich optimale Verhalten von Speichern auf dem Strommarkt nicht zwingend zu einem Netzengpässe entlastenden Verhalten. Stromspeicher verschieben die Erzeugungscharakteristik konventioneller Kraftwerke, was die Stromflüsse im Netz verändert und wiederum nicht übertragbare Leistungen an den Regionengrenzen entstehen lässt. Nach bestehenden Marktregeln betriebene Speicher tragen deshalb nur unwesentlich zur Netzintegration der identifizierten nicht übertragbaren Leistungen bei.

Ein Zubau von Druckluft- und Wasserstoffspeichern wird unter den bestehenden Marktregeln trotz zunehmender Volatilität der Erzeugung und den damit verbundenen Strompreisschwankungen bis 2020 marktgetrieben nicht erfolgen. Auch bei einer kostenfreien Einspeicherung anderweitig nicht integrierbarer Erzeugungsleistung erweisen sich diese Speicher als nicht wirtschaftlich.

Demand Side Management (DSM)

Die Studie untersucht bis 2020 wirtschaftliche DSM-Potenziale in der Industrie sowie im Bereich der privaten Haushalte die Lastverschiebepotenziale von Nachtspeicheröfen, Umwälzpumpen und Warmwasserbereitung. Im Kraftwerksmodell kann der positive Regelleistungsbedarf im Jahr 2020 durch Lastverschiebung zu etwa 60% gedeckt werden. Dagegen ist der DSM-Beitrag für negativen Regelleistungsbedarf mit 2% erwartungsgemäß eher bedeutungslos. Der Bedarf an Spitzenlast kann um etwa 800 MW reduziert werden, die volkswirtschaftlichen Kosten der Stromerzeugung sinken um rund 480 Mio. €2007.

Windenergie, Regelleistung und Anschluss von Offshore-Windparks

Für das Jahr 2020 ist mit durchschnittlich 4.200 Volllaststunden pro Jahr für Offshore-Windenergieanlagen und 2.200 Volllaststunden für Onshore-Windenergieanlagen zu rechnen. Durch den weiteren Ausbau der Windenergie in Deutschland reduzieren sich relative regionale Schwankungen und die Verfügbarkeit der deutschlandweiten Windeinspeisung steigt insgesamt. Die Prognosegüte der Windenergie kann bis 2020 um ca. 45% verbessert werden. Daher liegt die für 2020 vorzuhaltende Regelleistung im Bereich des heutigen Bedarfs mit 4.200 MW für die positive Sekundär- und Minutenreserve und 3.300 MW für die negative Sekundär- und Minutenreserve. Dieses Ergebnis der dena-Netzstudie II liegt deutlich unter dem in der dena-Netzstudie I prognostizierten Regelleistungsbedarf für 2020.

Die Netzanbindung von Offshore-Windparks in der Nordsee kann am besten durch selbstgeführte VSC-HGÜ-Technik und über Clusteranbindungen realisiert werden. Für Offshore-Windparks in der Ostsee sind gegebenenfalls auch Einzelanschlüsse auf der Basis von Drehstromkabeln die geeignetste Lösung. Für die Anbindung der Offshore-Windparks bis 2020 werden Seekabel mit einer Länge von insgesamt 1.550 km benötigt, für die jährliche Kosten in Höhe von 340 Mio. € anfallen.

Beitrag Erneuerbarer Energien zur Systemsicherheit

Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien können in gewissem Umfang einen Beitrag zur Stützung des Netzes leisten. Die durch die Verdrängung konventioneller Erzeugung verminderte Verfügbarkeit von Blindleistung und der gleichzeitige Mehrbedarf durch die zunehmende Belastung der Transportleitungen muss durch zusätzliche Blindleistungskompensationseinrichtungen im Transportnetz bereit gestellt werden. Moderne Windenergieanlagen verfügen über Mechanismen, um tiefe Spannungseinbrüche zu durchfahren und es bestehen noch weitergehende Möglichkeiten zur lokalen Spannungsstützung durch Windenergieanlagen. Künftig sollten die heute bereits verfügbaren Verfahren genutzt bzw. durch noch netzverträglichere Konzepte ersetzt werden.

Längerfristig müssen Erneuerbare Energien auch vorbereitet werden, einen Beitrag zum Netzwiederaufbau zu leisten. Erneuerbare-Energien-Anlagen können sich angemessen an der Frequenzregelung beteiligen und bringen die Voraussetzung für eine stabile Frequenzregelung vom Verbund getrennter Teilnetze und während eines Netzwiederaufbaus mit. Aufgrund der fehlenden rotierenden Massen ist ein Inselbetrieb ausschließlich über Umrichter gespeister Erzeugungsanlagen nach heutigem Stand der Technik nicht möglich. Die Schwarzstartfähigkeit und damit ein Netzwiederaufbau ausgehend von Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien sind prinzipiell möglich, wenn hierfür Hilfsenergie bereitgestellt wird.

Netzausbaubedarf und Kosten
Unter den angegebenen Annahmen und bei dem zugrunde gelegten Erzeugungsszenario einschließlich Demand-Side-Management ergeben sich im Jahr 2020 an 70% aller Grenzen zwischen benachbarten Regionen deutliche nicht übertragbare Leistungen. In einigen Fällen liegen diese in der Größenordnung von 2 GW bis 4 GW.
Im Basisszenario ohne Speichereinsatz (BAS 000) besteht ein Netzzubaubedarf von 3.600 km Trassenlänge. Die Kosten betragen für diesen Lösungsansatz 0,946 Mrd. €/a. Wegen der nur zeitweise erhöhten Strombelastbarkeit der Betriebsmittel verbleibt auch bei der Untersuchungsvariante Freileitungsmonitoring (FLM 000) ein Netzzubaubedarf von 3.500 km neuer Höchstspannungstrassen. Die Kosten für diesen Lösungsansatz betragen 0,985 Mrd. €/a. In der Untersuchungsvariante Hochtemperaturleiterseile (TAL 000) ergibt sich ein Netzzubaubedarf von 1.700 km neuer Trassen. Gleichzeitig sind 5.700 km bestehende Trassen auf Hochtemperaturleiter umzurüsten. Die Umrüstung und die infolge des TA-Leitereinsatzes bedingten höheren Übertragungsverluste führen dazu, dass die Kosten für diesen Lösungsansatz insgesamt 1,617 Mrd. €/a betragen.
Die Netznutzungsentgelte steigen im Basisszenario (BAS 000) für Haushaltskunden von 5,8 ct/kWh auf 6 ct/kWh, im teuersten berechneten Fall (Szenario TAL 10015) lägen die Entgelte bei 6,3 ct/kWh. Hierin sind Kosten für eventuelle Ausbaumaßnahmen im Verteilnetz nicht enthalten.
Der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien, z.B. auf 50% Anteil an der Stromversorgung bis zum Jahr 2030 macht eine weitere Anpassung der erforderlichen Netzinfrastruktur notwendig. Insbesondere die verstärkte Nutzung von Energiespeicherkapazitäten in Süddeutschland, den Alpenländern und gegebenenfalls in Skandinavien macht den Ausbau der Netzinfrastruktur erforderlich. Bei einer um 1.700 MW erhöhten Pumpspeicherkraftwerksleistung in Deutschland bis 2020 ergibt sich ein Netzzubaubedarf von ca. 4.200 km Trassenlänge zur Netzintegration der identifizierten nicht übertragbaren Leistung. Die Kosten betragen für diese Sensitivitätsvariante 1,017 Mrd. €/a.

Freileitungsmonitoring (FLM) und Hochtemperaturseile (TAL)
Insbesondere in Zeiten starker Windenergieeinspeisung, also bei hohem Übertragungsbedarf, kann mit Hilfe von FLM die Strombelastbarkeit von Freileitungen in Küstennähe um bis zu 50%, in Norddeutschland um ca. 30% und in Süddeutschland um ca. 15% erhöht werden. Bei mittlerer Windenergieeinspeisung sinken diese Potenziale deutschlandweit um jeweils 10%. Die Berücksichtigung des FLM in der Netzplanung ist noch nicht Stand der Technik, die Nutzung von Online-Wetterdaten im Netzbetrieb erfolgt bisher nur in Einzelfällen.
Leiterseile aus hochtemperaturfestem Aluminium (TAL) sind Stand der Technik. Allerdings kann die Erhöhung des zulässigen Stroms nicht pauschal mit einer Erhöhung der Übertragungskapazität gleichgesetzt werden und es bedarf weiterer Prüfung, in welchem Umfang die erhöhte Strombelastbarkeit genutzt werden kann. Der flächendeckende Einsatz von FLM und TAL ist jeweils nicht wirtschaftlich, weshalb großmaßstäbliche Kombinationen dieser beiden Optionen nicht zu günstigeren Netzausbauwerten führen als die Basisvariante. Im konkreten Einzelfall ist jedoch nicht ausgeschlossen, dass die Kombination von FLM und TAL einen Beitrag zur Deckung des zusätzlichen windbedingten Übertragungsbedarfs leisten kann.

Geeignete Übertragungsvarianten
Für kleine Übertragungsleistungen (1.000 MW) und kürzere Trassenlängen (100 km) ergibt sich für die konventionelle 380 kV Drehstromfreileitung die beste Bewertung. Bei den drei weiteren exemplarischen Aufgaben erweisen sich oft mehrere Übertragungstechnologien als nahezu gleichwertig, bei Trassenlängen von mehr als 400 km oder noch höheren Leistungen kommen verstärkt die Vorteile der Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) zum Tragen. Bei künftigen Netzausbauplanungen sollten alle zur Verfügung stehenden Optionen gegeneinander abgewogen werden, um die im Einzelfall technisch-wirtschaftlich optimale Lösung unter Berücksichtigung der gegebenen Randbedingungen zu finden.

Flexibilisierungsoptionen im Elektrizitätssystem
Da Strommarkt und Netzbetrieb weitgehend wirtschaftlich entkoppelt sind, führt das wirtschaftlich optimale Verhalten von Speichern auf dem Strommarkt nicht zwingend zu einem Netzengpässe entlastenden Verhalten. Stromspeicher verschieben die Erzeugungscharakteristik konventioneller Kraftwerke, was die Stromflüsse im Netz verändert und wiederum nicht übertragbare Leistungen an den Regionengrenzen entstehen lässt. Nach bestehenden Marktregeln betriebene Speicher tragen deshalb nur unwesentlich zur Netzintegration der identifizierten nicht übertragbaren Leistungen bei.
Ein Zubau von Druckluft- und Wasserstoffspeichern wird unter den bestehenden Marktregeln trotz zunehmender Volatilität der Erzeugung und den damit verbundenen Strompreisschwankungen bis 2020 marktgetrieben nicht erfolgen. Auch bei einer kostenfreien Einspeicherung anderweitig nicht integrierbarer Erzeugungsleistung erweisen sich diese Speicher als nicht wirtschaftlich.
Im Kraftwerksmodell der dena-Netzstudie II wird der Bedarf an positiver Regelleistung im Jahr 2020 zu ca. 60% durch Demand-Side-Management (DSM) gedeckt, der Bedarf an negativer Regelleistung zu ca. 2%. Der tatsächliche Abruf der Regelleistung macht wegen des hohen Arbeitspreises weniger als 0,1% der deutschen Bruttostromnachfrage aus. Der Beitrag von DSM zur Lastglättung reduziert den Bedarf an Spitzenlast z.B. durch Gaskraftwerke um ca. 800 MW. Die volkswirtschaftlichen Kosten der Stromerzeugung reduzieren sich dadurch im Zeitraum bis 2020 um 481 Mio. €2007

Windenergie, Regelleistung und Anschluss von Offshore-Windparks
Für das Jahr 2020 ist mit durchschnittlich 4.200 Volllaststunden pro Jahr für Offshore-Windenergieanlagen und 2.200 Volllaststunden für Onshore-Windenergieanlagen zu rechnen. Durch den weiteren Ausbau der Windenergie in Deutschland reduzieren sich relative regionale Schwankungen und die Verfügbarkeit der deutschlandweiten Windeinspeisung steigt insgesamt. Die Prognosegüte der Windenergie kann bis 2020 um ca. 45% verbessert werden. Daher liegt die für 2020 vorzuhaltende Regelleistung im Bereich des heutigen Bedarfs mit 4.200 MW für die positive Sekundär- und Minutenreserve und 3.300 MW für die negative Sekundär- und Minutenreserve. Dieses Ergebnis der dena-Netzstudie II liegt deutlich unter dem in der dena-Netzstudie I prognostizierten Regelleistungsbedarf für 2020.
Die Netzanbindung von Offshore-Windparks in der Nordsee kann am besten durch selbstgeführte VSC-HGÜ-Technik und über Clusteranbindungen realisiert werden. Für Offshore-Windparks in der Ostsee sind gegebenenfalls auch Einzelanschlüsse auf der Basis von Drehstromkabeln die geeignetste Lösung. Für die Anbindung der Offshore-Windparks bis 2020 werden Seekabel mit einer Länge von insgesamt 1.550 km benötigt, für die jährliche Kosten in Höhe von 340 Mio. € anfallen.

Beitrag Erneuerbarer Energien zur Systemsicherheit
Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien können in gewissem Umfang einen Beitrag zur Stützung des Netzes leisten. Die durch die Verdrängung konventioneller Erzeugung verminderte Verfügbarkeit von Blindleistung und der gleichzeitige Mehrbedarf durch die zunehmende Belastung der Transportleitungen muss durch zusätzliche Blindleistungskompensationseinrichtungen im Transportnetz bereit gestellt werden. Moderne Windenergieanlagen verfügen über Mechanismen, um tiefe Spannungseinbrüche zu durchfahren und es bestehen noch weitergehende Möglichkeiten zur lokalen Spannungsstützung durch Windenergieanlagen. Künftig sollten die heute bereits verfügbaren Verfahren genutzt bzw. durch noch netzverträglichere Konzepte ersetzt werden.
Längerfristig müssen Erneuerbare Energien auch vorbereitet werden, einen Beitrag zum Netzwiederaufbau zu leisten. Erneuerbare-Energien-Anlagen können sich angemessen an der Frequenzregelung beteiligen und bringen die Voraussetzung für eine stabile Frequenzregelung vom Verbund getrennter Teilnetze und während eines Netzwiederaufbaus mit. Aufgrund der fehlenden rotierenden Massen ist ein Inselbetrieb ausschließlich über Umrichter gespeister Erzeugungsanlagen nach heutigem Stand der Technik nicht möglich. Die Schwarzstartfähigkeit und damit ein Netzwiederaufbau ausgehend von Erzeugungsanlagen Erneuerbarer Energien sind prinzipiell möglich, wenn hierfür Hilfsenergie bereitgestellt wird.

Zentrale Annahmen und Thesen

Stromnetz, Kraftwerkspark und Stromverbrauch

Die Studie geht von der Umsetzung der Netzverstärkungs- und Netzausbaumaßnahmen bis 2015 gemäß dena-Netzstudie I und dem EnLAG 2009 aus. Der Kernenergie-Ausstieg erfolgt gemäß Atomausstiegsgesetz 2000, was für das Jahr 2020 Kernkraftwerkskapazitäten in Höhe von 6,7 GW bedeutet.

Die Entwicklung des Kraftwerks- und Speicherparks erfolgt nach rein ökonomischen Gesichtspunkten sowie mit einer kostenoptimalen Fahrweise. Die Stromnachfrage geht bis 2020 um 8% zurück und die Kraft-Wärme-Kopplung erreicht einen Anteil von 25% an der Stromerzeugung. Der ...

Stromnetz, Kraftwerkspark und Stromverbrauch

Die Studie geht von der Umsetzung der Netzverstärkungs- und Netzausbaumaßnahmen bis 2015 gemäß dena-Netzstudie I und dem EnLAG 2009 aus. Der Kernenergie-Ausstieg erfolgt gemäß Atomausstiegsgesetz 2000, was für das Jahr 2020 Kernkraftwerkskapazitäten in Höhe von 6,7 GW bedeutet.

Die Entwicklung des Kraftwerks- und Speicherparks erfolgt nach rein ökonomischen Gesichtspunkten sowie mit einer kostenoptimalen Fahrweise. Die Stromnachfrage geht bis 2020 um 8% zurück und die Kraft-Wärme-Kopplung erreicht einen Anteil von 25% an der Stromerzeugung. Der ...

Stromnetz, Kraftwerkspark und Stromverbrauch

Die Studie geht von der Umsetzung der Netzverstärkungs- und Netzausbaumaßnahmen bis 2015 gemäß dena-Netzstudie I und dem EnLAG 2009 aus. Der Kernenergie-Ausstieg erfolgt gemäß Atomausstiegsgesetz 2000, was für das Jahr 2020 Kernkraftwerkskapazitäten in Höhe von 6,7 GW bedeutet.

Die Entwicklung des Kraftwerks- und Speicherparks erfolgt nach rein ökonomischen Gesichtspunkten sowie mit einer kostenoptimalen Fahrweise. Die Stromnachfrage geht bis 2020 um 8% zurück und die Kraft-Wärme-Kopplung erreicht einen Anteil von 25% an der Stromerzeugung. Der europäische Strommarkt ist alleinig durch die Kapazitäten der Grenzkuppelstellen begrenzt.

Entwicklung der Erneuerbaren Energien

Der Anteil der Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch wächst auf 39%. Der Löwenanteil entfällt dabei auf die Windenergie an Land mit 37 GW installierter Leistung, die Photovoltaik mit rund 18 GW Leistung und die Offshore-Windenergie mit 14 GW (davon 12 GW in der Nordsee und 2 GW in der Ostsee). Die Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien wird gemäß dem Erneuerbaren-Energien-Gesetz 2009 vollständig integriert, das heißt es erfolgt keine Abregelung bzw. Anwendung von Einspeisemanagement in großem Umfang, um Netzengpässen zu begegnen.

Für die Windenergie entwickelt die Studie auf Grundlage historischer Wettermodelldaten und real gemessenen Windgeschwindigkeiten viertelstündliche Zeitreihen der Einspeisung. Auch für die Photovoltaik werden Einspeisezeitreihen im 15-Minutenraster auf der Basis von Wettermodelldaten und bundesländerscharf entwickelt und verwendet. Für Wasserkraft und Biomasse wird eine konstante Einspeisung angenommen.

Methodik

Modellierung des Kraftwerksparks

Für die modellgestützte Analyse des Strommarktes werden bestehende Strommarktmodelle zur Ermittlung des Kraftwerksparks und seines Einsatzes verfeinert, um die ermittelten wirtschaftlichen Demand-Side-Management-Potenziale, den Speicherzubau und Beiträge von Windenergieanlagen am Regelenergiemarkt zu berücksichtigen. Auf Basis der Rahmenannahmen, zum Beispiel zur Entwicklung der Primärenergiepreise oder der Preise für Kraftwerkskapazitäten, den bestehenden sowie den 2008 im Bau befindlichen Kraftwerken werden im Zuge der Modellierung die im Jahr 2020 ...

Modellierung des Kraftwerksparks

Für die modellgestützte Analyse des Strommarktes werden bestehende Strommarktmodelle zur Ermittlung des Kraftwerksparks und seines Einsatzes verfeinert, um die ermittelten wirtschaftlichen Demand-Side-Management-Potenziale, den Speicherzubau und Beiträge von Windenergieanlagen am Regelenergiemarkt zu berücksichtigen. Auf Basis der Rahmenannahmen, zum Beispiel zur Entwicklung der Primärenergiepreise oder der Preise für Kraftwerkskapazitäten, den bestehenden sowie den 2008 im Bau befindlichen Kraftwerken werden im Zuge der Modellierung die im Jahr 2020 ...

Modellierung des Kraftwerksparks

Für die modellgestützte Analyse des Strommarktes werden bestehende Strommarktmodelle zur Ermittlung des Kraftwerksparks und seines Einsatzes verfeinert, um die ermittelten wirtschaftlichen Demand-Side-Management-Potenziale, den Speicherzubau und Beiträge von Windenergieanlagen am Regelenergiemarkt zu berücksichtigen. Auf Basis der Rahmenannahmen, zum Beispiel zur Entwicklung der Primärenergiepreise oder der Preise für Kraftwerkskapazitäten, den bestehenden sowie den 2008 im Bau befindlichen Kraftwerken werden im Zuge der Modellierung die im Jahr 2020 installierten konventionellen Kraftwerkskapazitäten ermittelt.

Übertragungsbedarf, nicht übertragbare Leistung und Netzausbaubedarf

Anhand der ermittelten Erzeugungsdaten der Erneuerbaren Energien und der typischen Lastkurven wird eine Marktsimulation durchgeführt. Die Auswirkungen auf das Übertragungsnetz werden mit einer vereinfachten Leistungsflussberechnung nach dem PTDF (Power Transfer Distribution Factors) -Verfahren ermittelt. Dabei wird ein Modell für das deutsche Übertragungsnetz zugrunde gelegt, das Deutschland in 18 Regionen (davon zwei Offshore-Regionen) aufteilt. Aus der Leistungsflussberechnung im Übertragungsnetz 2015 mit der Belastungssituation 2020 resultieren der Übertragungsbedarf zwischen den deutschen Regionen und dem benachbarten Ausland und die nicht übertragbaren Leistungen zwischen benachbarten Regionen. Zur Integration der identifizierten nicht übertragbaren Leistungen analysiert die dena-Netzstudie II drei zentrale Varianten:

• Integration durch Netzausbau (Variante 000),

• 50% Speicherung der nicht übertragbaren Leistung in der Engpassregion (nördlich des schwerpunktmäßigen Verlaufs der ermittelten Netzengpässe) (Variante 050),

• 100% Speicherung der nicht übertragbaren Leistung in der Engpassregion (Variante 100).

Für jede dieser drei Varianten untersucht die Studie die Einsatzmöglichkeiten von Freileitungsmonitoring (FLM) und Hochtemperaturleiterseilen (TAL) im Höchstspannungsübertragungsnetz im Vergleich zum Basisnetz mit „Standardübertragungsfähigkeit“ (BAS). Die neun Variantenuntersuchungen liefern Ansätze für eine Optimierung des Gesamtsystems.

Geeignete Varianten zur Stromübertragung

Die dena-Netzstudie II analysiert im Einzelnen die Eignung und das Entwicklungspotenzial alternativer Technologien für die Übertragung hoher elektrischer Leistung an Land und zur Anbindung von Offshore-Windenergieanlagen:

• Konventionelle 380 kV Drehstromfreileitungen

• 800 kV Drehstromfreileitungen

• Erdverlegte 380 kV Drehstromkabel

• Gasisolierte Leiter (GIL) zur Erdverlegung von 380 kV Drehstrom.

• Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) auf der Basis von Freileitungen

• Erdverlegte HGÜ-Kabel

Untersucht wurden dafür Punkt-zu-Punkt-Übertragungen von 1.000 bzw. 4.000 MW Leistung über eine Entfernung von entweder 100 oder 400 Kilometern.

Grafiken

 
 
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