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Der Kohleausstieg und die Auswirkungen auf die Flexibilität, Netzstabilität und Wärmeversorgung aus Sicht eines Kraftwerksbetreibers
Dr. Hans Wolf von Koeller, Leiter Bereich Energiepolitik, STEAG GmbH
4. Juni 2019, Berlin
Übersicht: Was ändert sich durch den Kohleausstieg gemäß Umsetzung
der Vorschläge der WSB-Kommission?
2
WAS ÄNDERT SICH...
1. Beschleunigung eines Umbauprozesses durch aktive Eingriffe/Angebote
2. Signifikante Reduktion der EU-Erzeugungskapazität für Strom (Reserve) ...
... und Nebenprodukte, wie Wärme, Gips, Zementzusatzstoffe ...
3. Entnahme von Anlagen für die Bereitstellung von Systemstabilität und Flexibilität
.... UND ....
WAS ÄNDERT SICH DADURCH NICHT?
1. Der (regionale) Bedarf nach konventioneller Erzeugungskapazität
2. Der rechtliche Rahmen für die Bereitstellung von Versorgungssicherheit.
3. Die begrenzte Berücksichtigung der Interessen der europäischen Nachbarn.
Für die permanente Ausbalancierung des Energiesystems ist es
entscheidend, Bedarfe und Bereitstellung zeitlich und räumlich
zusammenzuführen
3
Eff
izie
nz-
förd
eru
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EE
/KW
K-
Fö
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run
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S
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Vo
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be
n
Bereit-
stellung
- Übertragungskapazität
- Netzanschluss
- …
- Blindleistung
- Frequenzhaltung
- Netz-Wiederaufbau
- Kurzschlussfestigkeit
…
Unabhängig von der Entwicklung und Struktur der Nachfrage:
Diversifizierung der Erzeugung und Netzausbau reduzieren Versorgungsrisiken
- Arbeit kWh + Leistung kW
- temperatur- / wetterabhängig
- Dezentral / zentral
- Schwarzstartfähigkeit
- Zuverlässigkeit
- Flexibilität /
Prognoseabweichung
Z
ug
an
g
En
erg
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träg
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Bedarf
Ab
ga
be
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Um
lag
en
Politischer
Beitrag:
- Arbeit kWh + Leistung kW
- temperatur- / wetterabhängig
- Dezentral / zentral
- Flexibilität /
Prognoseabweichung
-
…
?
Systemstabilität .
Infrastruktur (Gas/Strom/Wärme)
?
Ohne konventionelle Erzeugung geht es nicht
4
Quelle: Bundesnetzagentur, Online-Strommarktplatform SMARD, https://www.smard.de/home/marktdaten/.
Zwei energiewirtschaftliche Säulen werden
gleichzeitig abgetragen
• Deutschland steigt aus Kernkraft und Kohle aus
• Gas letzte wesentliche regelbare Energie
• Vormarsch der Erneuerbaren hält an, aber
Versorgungssicherheit bleibt ungelöste Aufgabe
• Geeignete Stromspeichertechnologien leider nicht
in Sicht
Zum Ausgleich volatiler Erzeugung werden – ohne ausreichende
Speicher - flexible Kraftwerke benötigt
5
Wenig Wind: hohe Einspeisung
konventioneller Kraftwerke
Starke Wind- und Sonneneinspeisung
drängt konventionelle Kraftwerke zurück,
die aber sofort wieder zur Verfügung
stehen müssen
Ostern
-35
GW
Kohleausstieg ist auch für die Wärmeversorgung relevant – integrierte
Systeme wie die Fernwärmeschiene Rhein-Ruhr von Vorteil
May 21, 2019 6
KWK – Biomasse und
industrielle Abwärme
KWK– Abfallbehandlung
Heizkessel
KWK–
Kohle/Gas-basiert
Stunden
Wä
rme
La
st
Sogenannter „Must-Run“ muss vom „Want-Run“ unterschieden werden
– relevant ist ausreichend „Can-Run“ im Energiesystem!
7
„MUST RUN“
„CAN RUN“
Typ 1
Technisch bzw. vertraglich
bedingt nicht abzufahren
bzw. herunter zu regeln
Typ 2
Technisch in der Lage, an-
bzw. hoch zu fahren – und
E-System zu stabilisieren
„WANT RUN“
Typ 2a
Wirtschaftlich bedingt
nicht abgefahren bzw.
heruntergeregelt
„Want-Run“ (und auch „Must-Run“) gibt es sowohl bei Erneuerbaren als auch Konventionellen;
„Can-Run“ braucht lagerfähige Energieträger oder (lang/kurzfristige)Speicher und Reaktionsgeschwindigkeit
KE- und
Kohleaus-
stieg /
Stilllegun-
gen
Flexibili-
sierung
?
z.B. Gegendruckturbinen
(Industrie/BHKW)
oder bei Vertrag zu
Primärreglung oder Wärme
(oder Genehmigungsrecht)
abhängig von
- technischen Parametern und
Vorgaben inkl. Anlagenverbund
- variablen Kosten
(CO2/Brennstoff)
- Förderung je kWh (u.a. 6h-
Regel EEG)
- Wert von Flexibilität und
Kapazität / Markt
- Eigenstrombedarf, ...
Neubau
In der beschriebenen Extremsituation sind fast alle
verfügbaren Anlagen im Süden im Einsatz (Markt und
Redispatch)
Marktbedingt stehen im Szenario noch Kohlekraftwerke
in NRW für Redispatch zur Verfügung, die nicht
(vollständig) angefahren wurden.
Ein Kohle- und Kernkraftausstieg führt auch europäisch,
grenzüberschreitend zu signifikanten Verschiebungen!
„Can Run“ hat zunehmend regionale Bedeutung
Aus Netzanalyse der Übertragungsnetzbetreiber 2017
Auch für die Freunde von Leistungsstärke: Es reicht nicht, einfach
Leistung zu sammeln…
20 Audi R8 = 12.000 PS
…oder zu stapeln, denn die Leistung muss auch tatsächlich abrufbar
und in der relevanten Zeit nutzbar sein
12.000 PS
Fraglich ist, wann das maximal interdependente Energiesystem an
Grenzen kommt. Erforderlich ist ein risikoorientierter Stresstest!
11
GERMAN ENERGIEWENDE
STRESS TEST APPROVED
ENERGIE-
SYSTEM
2030
Umweltbedingungen (Sommer/Winter,
Kühl-/Niedrigwasser, Dunkelflaute,...)
Angebot Erzeugungs-/Speicheranlagen
(Flexibilität, KWK, Präqualifikation, ...)
Netz / Infrastruktur (überregionale und
regionale Fragen, Netzwiederaufbau,
Brennstoffversorgung, ...)
Bedarf (quantitativ und qualitativ) nach
Strom und Systemdienstleistungen
(Spannung, Frequenz)
Politischer Input:
a. angestrebtes Niveau für
Versorgungssicherheit (z.B.
max. Abhängigkeit Ausland)
b. Budget
c. max. Energiepreis
d. Umwelt und weitere Nebenziele
Output
a. Impactbewertung (Szenarien)
b. Strategie entwickeln
c. Produkte definieren
Der Rechtsrahmen für die Energieversorgung muss europa- und
physiktauglich (netzsynchron) geklärt werden – keine Fortsetzung der
zunehmend chaotischen Re-Regulierung!
Erzeugung
Übertragung
Verteilung
Versorgung
Vor 1998: Integrierte
EVU
Erzeugung
Übertragung
Versorgung
Erzeugung
dez. Verteilung
Energiewandlung /
Sektorkopplung
Sektorkopplung
Kunden
Kunden
Zukunft: zwei „intelligente“
Netzebenen?
Ab 1998: Unbundling
Erzeugung
Übertragung
Verteilung
Versorgung
Ha
nd
el
Kunden
Rere-
gulie-
rung
Markt Deregu-
lierung
Dr. Hans Wolf von Koeller
Leiter Energiepolitik
Telefon +49 30 2789091-20
www.steag.com
EN
ER
GIE
R
ES
ER
VE
R
EG
EL
-
EN
ER
GIE
STUNDENRESERVE
MINUTENRESERVE
PRIMÄRREGELENERGIE
SEKUNDÄRREGELENERGIE
ENERGIEPRODUKTE
Im Kern geht es bei Energie immer wieder um dieselben, verschränkten
Produkte – in unterschiedlichen Anwendungen und Vergütung
Reserven umfasst Redispatch, Momentanreserve, Schwarzstartfähigkeit, Blindleistung
Installierte Leistung und Stromerzeugung von Wind- und Solarenergie
stehen in einem Missverhältnis
15
Der Strommix in
Deutschland 2018
Die Hälfte der
Erzeugungskapazität entfällt
auf die Energieträger Wind
und Solar, die nur rd. 24%
zur Bruttostromerzeugung
beitragen
Netto-Engpassleistung – allgemeine Versorgung (insgesamt 207 GW)1
Bruttostromerzeugung (insgesamt 649 Mrd. kWh)2
Wasser 3% [19,5 Mrd. kWh]
Gas 13% [84,4 Mrd. kWh]
Kernenergie 12% [78 Mrd. kWh]
Braunkohle 22% [143 Mrd. kWh]
Steinkohle 13% [84,4 Mrd. kWh]
Wind 17% [110 Mrd. kWh]
Fotovoltaik 7% [45,4 Mrd. kWh]
Sonstige 12% [84,4 Mrd. kWh]
1: Quelle: Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE; www.energy-charts.de 15.02.2019
[Datenquelle: AGEE, BMWi, Bundesnetzagentur; letztes Update: 31. Jan 2019 10:16]
Gas
14% [29,6 GW]
Wind
29% [59 GW]
Fotovoltaik
22% [46 GW]
Kernenergie
4% [9,5 GW]
Braunkohle
10% [21 GW]
Steinkohle
12% [24 GW]
Wasser
3% [5,5 GW]
Sonstige
6% [12 GW]
2: vorläufig, teilweise geschätzt - Quelle: BDEW; [Datenquelle:
BDEW-Schnellstatistikerhebung, Stat. Bundesamt, EEX, VGB,
ZSW; Stand: 12/2018]
STEAG ist Vorreiter bei der Verbesserung
der Flexibilität von Steinkohle-Kraftwerken
Früher
Anfahroptimierung
Erhöhung Mehrlast
Herabsetzung Mindestlast (<
10%)
Zusätzlich: Weitere Flexibilität durch Erweiterung Kohleband
Last
Heute
Last
Spezifische CO2-Emissionen verschiedener Erzeugungstechnologien
(Neuanlagen, Volllast)
0.921
0.736
0.517
0.342
0.434
0.00
0.10
0.20
0.30
0.40
0.50
0.60
0.70
0.80
0.90
1.00
Braunkohle Kondensation
(η = 43 %)
Steinkohle Kondensation
(η = 46 %)
Offene Gasturbine kein KWK (η = 39 %)
GuD kein KWK (η = 59 %)
SteinkohleKWK
(Nutzungsgrad 78%)
Spezifis
che C
O2
-Em
issio
nen [tC
O2/M
Whel] /
[tC
O2
/(M
Wh
el+
MW
hth
)]
kein KWK
Spezifische CO2-Emissionen verschiedener Erzeugungstechnologien
(Neuanlagen, Teillast)
0.921
1.042
0.736
0.825
0.517
1.061
0.342
0.420
0.00
0.20
0.40
0.60
0.80
1.00
1.20
1.40
1.60
Nennlast Mindestteillast Nennlast Mindestteillast Nennlast Mindestteillast Nennlast Mindestteillast
Braunkohle(Kondensation)
Steinkohle(Kondensation)
Offene Gasturbine(kein KWK)
GuD(kein KWK)
Sp
ezi
fisch
e C
O2
-Em
issi
on
en
[tC
O2
/MW
he
l]
ηNennlast = 43%,
ηMindestteillast = 38%
bei Mindestteillast 50%
ηNennlast = 46%,
ηMindestteillast = 41%
bei Mindestteillast 30%
ηNennlast = 39%,
ηMindestteillast = 19%
bei Mindestteillast 40%
ηNennlast = 59%,
ηMindestteillast = 48%
bei Mindestteillast 40%
Grundproblem des Zubaus der Erneuerbaren Energien: Illustrative
Ausgangssituation 2019
Residuallast muss bereitgestellt werden, Nachfrage bestimmt das Profil.
Residualbedarf
PV
Wind
Tag 1 Tag 2 Tag 3
Grundproblem des Erneuerbaren Zubaus: Bei Verdopplung der
installierten PV-Leistung + 30% mehr Windkapazität
… aber eine Verdoppelung der installierten Leistung bringt wenig an wind- und sonnenarmen
Tagen
Residualbedarf
Tag 1 Tag 2 Tag 3
PV
Wind
Idee des Netzboosters:
Netzstabilität in einer weniger abgesicherten Zukunft (n-0-Fall)
21
EE-Überkapazität Nord EE-Überkapazität Nord
Relativ reduzierte HGÜ-Kapazität
(für n-0-Fall!)
„Booster“ Idee: 6 GW im Süden
Besondere netztech-
nische Betriebsmittel
Sonstige Reserven
Re
dis
pa
tch
Heutiger Plan Zukünftiger Plan mit „Boostern“?
Netzebene
Netzebene
HGÜ-Verbindung (n-1)
anstelle von konventionellen
Kraftwerken (Bestand)
P2X- Anlagen
Wer stellt für n-0-Fälle regionale Leistungsbilanzen auf und haftet dafür?
HGÜ Konverter: Blindleistungbereitstellung
+ Aufbau von signifikanten Reserven
Verbraucher Süd Verbraucher Süd
Projektion der europäischen Kraftwerkskapazitäten:
hoher EE-Zubau und deutlicher Rückbau Konventioneller erwartet -
erheblicher Nettozubau an Gaskraftwerken unterstellt
22
0
200
400
600
800
1000
1200
1400
1600
1800
Best estimate Best estimate Szenario DG Szenario ST
2020 2025 2030
Insta
llie
rte
Ne
tto
leis
tun
g [
GW
]
Andere erneuerbare
Solarthermie
Photovoltaik
Wind Offshore
Wind Onshore
Biomasse
Speicherwasser
Laufwasser
Andere konventionelle
Öl
Erdgas
Steinkohle
Braunkohle
Kernenergie
Quelle: ENTSO-E (MAF, TYNDP) • Weiterer massiver Ausbau
der erneuerbaren Energien
• Vor allem in
westeuropäischen Ländern
deutlicher Rückgang der
Leistung von Kern- und
Kohlekraftwerken
• Zuwachs an
Erdgaskraftwerken, u.a. zur
weiteren Gewährleistung der
Nachfragedeckung
(zwischen 17 und 43 GW
bis 2030!)
DG: Distributed Generation
ST: Sustainable Transition
Betriebsstunden
Lastverlagerung
Durch Speichern
L
as
t in
GW
flexible,
steuerbare Erzeugung
Erzeugung
Über-
schuß-
strom
Residuallast
Speicherung
Sektor-
übergreifende
Nutzung
Sektorübergreifende Nutzung
Strom zur „falschen“ Zeit am „falschen Ort“
Strom aus PV und Wind 2017 = ca. 1,6 x 2012
Quelle
: G
örn
er2
017
23
• Strom zur „falschen“ Zeit am
„falschen“ Ort
• Ausbau von Erneuerbare Energien
führt dazu, dass Erzeugung und
Verbrauch auseinander fallen
• Es muss zu einer Synchronisation
von Erzeugung und Verbrauch
kommen
Dr. Hans Wolf von Koeller
Leiter Energiepolitik
Telefon +49 30 2789091-20
www.steag.com
Volllaststunden: ≤ 7.500
Vollversorgung ≙ 8.760 h
Vollversorgung ≙ 8.760 h
Volllaststunden: 2.500 bis 3.500
50 Hz
50 Hz
Bild in Anlehnung an: VDE (2010)
Volllaststunden: 800 bis 1.300
Smart Appliances
Home Solar
Demand Management
Smart Meter
Anreize für Versorgungssicherheit müssen klar und zielgerichtet sein: Anschluss an und Nutzung von
Infrastruktur, Sicherung von Marktmechanismen (Netzneutralität) und energiewirtschaftliche Regeln für alle.
Verantwortung klären, Kosten verursachungsgerechter zuordnen,
Erzeugung und Verbrauch räumlich und zeitlich zusammenführen!
Ursache für Stromnetz-Überlastung: Fehlende Übereinstimmung von Erzeugung, Verbrauch und Netz, industrieller Niedergang im Osten; stetiger
Windausbau im Nordosten und Kernenergieausstieg im Süden verschärfen das Problem
Ca. Netzengpass in Deutschland bei
maximalem Netzstress (Starkwind/Starklast-
Szenario der ÜNBs 2017, aber „die Grenze“ in NRW
wird nicht ganz klar)
Ca. 40 GW Wind (on-off-shore)
Nord/Nordosten (Einspeisevorrang und Errichtung
alleine windoptimiert)
Ca. 10 GW Braunkohle im Osten (niedrige variable
Kosten)
Geringe Nachfrage (industrieller Schwerpunkt im
Südwesten)
Netzausbau hilft nur dann, wenn er Schritt mit dem Windausbau hält, also Netzentwicklungsplan realistisch
und verbindlich wird. Das geht nur mit einer Neuregelung von Netzanschlüssen auch für EE-Anlagen
Kaum Wind (on-shore) Südwesten (windhöffigkeit geringer und keine wirksamen
systemdienlichen Anreize) Hohe Nachfrage (industrieller
Schwerpunkt mit z.T: hohen
Qualitätsanforderungen)
Ca. 7,5 GW Steinkohle im Norden/Nordosten (jedoch kaum KWK und meist ist Steinkohle bei
Starkwind nicht im Markt, da dann die Preise (zu) niedrig
sind!)
Viel PV, aber nicht gesichert (zudem in
herbstlichen/winterlichen Starkwind-Phasen
kaum vorhanden)
NRW: Kohlekraftwerke noch für
Extremszenarien z. Verfügung (insbes.
SteinkohleKW, solange noch nicht stillgelegt)
Das Stromnetz ist wie eine mehrdimensionale Hängematte: Es kommt auf die Stabilität an und wer wo wie schwer
drin liegt oder tobt!
© Copyright – SilberHolz, Untereggen 2, A-4625 Offenhausen
Netz braucht: Frequenzhaltung (europaweit),
Spannungshaltung (regional), gleichmäßige
Verteilung (Phasenwinkel), Redundanzen für die
Ausfallsicherheit, Schwungmassen-Effekte etc.
Behelfsmaßnahmen (Batterien, neue Technik, Eingriffe) helfen kurzfristig, aber die Sicherung der Stabilität
braucht letztlich starke Seile (Kapazität) und Regeln, z.B. ggf. eine Gewichtsgrenze (=Netzzugang) (und
Optionen (Produkte für Systemdienstleistungen), um das Risiko beim Schaukeln rauszufliegen, einzuhegen).
Digitalisierung hilft auch in einer Hängematte nur bei
entsprechenden Regeln, die Verhalten (zeitweise)
oder Belastbarkeit ändern.
Rahmenbedingungen sind unterschiedlich, z.B.
Außentemperatur, volatile Einspeisungen.
Wenn alle toben dürfen wie sie wollen, kann die
Hängematte grundsätzlich nicht stabil genug sein und
schlägt um
Grundlage dafür „Hängematten-
zugangsbegrenzungen“ (z.B.)
* Um die gesicherte, national verfügbare Leistung im Verhältnis zur Jahreshöchstlast abschmelzen zu können, sind drei Ebenen zwingende Voraussetzung:
- Strenges Monitoring der nationalen Versorgungssicherheit inkl. Stresstest; gesetzlich verankerte Erstellung einer europäischen Leistungsbilanz
- Gesicherter Nachweis über Lastmanagement-Potenziale (Abschaltbare-Lasten-Register für Kapazität und Zeitdauer)
- Berücksichtigung Interkonnektoren-Kapazität: maximaler Import von X % der handelbaren Kapazität plausibel, z.B. 50%
** Quartil-Verständnis: 1. Quartil das absolut preiswerteste, 4. Quartil das absolut teuerste
Jahr
(Ende)
GW zur
Abschaltung
„Check-Points“ – Bewertung
der bis zu diesem Jahr umge-
setzten Maßnahmen mit Bezug
auf Versorgungssicherheit,
Strompreisniveau,
Klimaschutz, Weiter-
entwicklung des EU-
Beihilferechts und
Strukturentwicklung
Voraussetzung
1: GW-Deckung
Jahres-
höchstlast
national
(gesicherte
Leistung)
Voraussetzung 2:
Strompreise für
Endverbraucher in
Deutschland (Haushalt &
Gewerbe) im …
Voraussetzung 3: Netto-
Strompreise
energieintensive Industrie: D
im …
BK SK
2022 5 7,7 100% 4. Quartil** der EU 2. Quartil** der G20-Staaten
2023 2023 z.B. min. 95%* 3. Quartil der EU (Auswahl:
Industrie-länder IT, BE, CZ,
…)
2. Quartil der G20-Staaten
2026
2026 z.B. min. 90%* 3. Quartil der EU (Auswahl:
Industrie-länder IT, BE, CZ,
…)
2. Quartil der G20-Staaten
2029 2029 z.B. min. 87,5%* 3. Quartil der G7-Staaten 2. Quartil der G20-Staaten
bis 2030 6 7 z.B. min. 85%* 3. Quartil der G7-Staaten 2. Quartil der G20-Staaten
bis 2038 9 8 ? 3. Quartil der G20-Staaten 2. Quartil der G20-Staaten
Vorschlag für zu erfüllende Voraussetzungen, um dem Markt
Kohlekraftwerksleistung entziehen zu können
Systemische Fragestellung auf unterschiedlichen Ebenen
Höchst-
spannung
Mittel-
spannung
Nieder-
spannung
LSS
La
sfl
us
s
PV Konventionelle
Kraftwerke Offshore Wind
Ausgangs-
situation
Zukunft
Großspeicher
CHP
LSS
LSS
CHP KWK-Anlagen
CHP
CHP CHP
DCS Dezentrale Speicher
DCS DCS
DCS
LSS
LSS
Onshore Wind
Stromver-
braucher
Trafos
29
Aber: Die Risiken für die
Stromversorgungssicherheit steigen
Politische Risiken (Transformation,
Umsetzung Klimaziele)
Mangelnde Zuverlässigkeit (Menge, Leistung,
SDL) zentral (D-EU) / dezentral
Preis: Versorgungssicherheit nur zu hohen
/ volatilen Preisen
Versteckte Risiken (Druck über
Finanzierung, Investoren, Zinsen)
Bezugsrisiko Energieträger
einseitige Erzeugungsstruktur
(Klima-/Wetterresilienz, Abhängigkeit von staatlichen
Zahlungen)
Mindestlast von STEAG-Steinkohlekraftwerken
Veränderung der Nettolast im Kondbetrieb
Ziel von 110 MW erreicht Ziel von 16 MW erreicht Ziel von 15 MW erreicht Ziel von 35 MW erreicht Ziel von 15 MW erreicht Ziel von 90 MW erreicht 70 MW wird angestrebt. Ziel von 60 MW erreicht Ziel von 80 MW erreicht Ziel von 45 MW erreicht Ziel von 60 MW angestrebt
Fertigstellung „Ziel“
Lastabhängigkeit des Wirkungsgrades von
Steinkohle- und GuD-Kraftwerken
0.5
0.55
0.6
0.65
0.7
0.75
0.8
0.85
0.9
0.95
1
0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
Last [%]
Wir
kungsgra
d r
ela
tiv z
um
Nenn
lastp
unkt [-
]
GuD-Kraftwerk
Steinkohle-Kraftwerk
Mindestlastbetrieb
Steinkohlekraftwerke haben eine hohe betriebliche Flexibilität
bei günstigem Teillastverhalten
240
138
0
243
161
51
246
185
102
249
208
153
252
232
204
90
90
90
0
131
154
51
156
174
102
181
194
153
205
215
204
230
235
0
0
0
0
56
109
51
96
138
102
136
167
153
175
197
204
215
226
175
175
175
135
135
135
215
215
215
Zusätzliche Anforderungen an Netze und
Systemdienstleistungen erfordern marktliche und
technische Lösungen
Übertragungsnetz
Anforderungen der Energiewende
• Zunehmend Lastferne und nicht bedarfsgerechte
Erzeugung und steigender Redispatch
• Volatilität steigt durch EE-Zubau
• Deckung Systemdienstleistungsbedarf aufgrund
Verdrängung konventionelle Kraftwerke
Techn. Lösungen
• Netzausbau Nord/Süd (inkl. Offshore)
• EEs systemdienstlich errichten / betreiben
• Regelung erweitern/ physikalischer gestalten
• Reserven und Speicher aufbauen
Herausforderungen
• Lokaler Widerstand gegen
Netzausbau
• Kosten und deren Verteilung
Verteilnetz
Anforderungen Energiewende
• Steigende Volatilität durch EE-Einspeisung
• Lastumkehr (in Richtung ÜN)
• Deckung Systemdienstleistungen aufgrund
Verdrängung von KWK-Anlagen durch EEG Technische Lösungen
• Netzverstärkung
• Sicherung dezentraler Anlagen/ Einspeisung
• Speicher
• Zuschaltbare/Abschaltbare Lasten
30-110 kV
Ortsnetz
Anforderungen EWende
• Lastumkehr
• Steigende Volatilität
• Eigenversorgung
( Kostenverteilung)
• Spannungsqualität
Lösungen
• Systemintelligenz
(Verb;Erz.Netz)
• Neue Gestaltung
der Netzentgelte
(kapazitätsorientiert)
• Speicher
• Regelbare Ortsnetztrafos
Marktliche Lösungen
• Bilanzkreisverantwortung
für alle schärfen
• Keine EEG-Vergütung bei
negativen Preisen
• Regelenergiemarkt
weiterentwickeln
Anreize für echte, systemdienstliche, dezentrale Einspeisung erforderlich, dafür
Netzentgeltstruktur und Umlagen anreizkonform gestalten – nicht einfach vermiedene
Netznutzungsentgelte streichen.
220-400 kV
240
138
0
243
161
51
246
185
102
249
208
153
252
232
204
90
90
90
0
131
154
51
156
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102
181
194
153
205
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230
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0
0
0
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167
153
175
197
204
215
226
175
175
175
135
135
135
215
215
215
Systemdienstleistungen sind trotz Energiewende
dringend erforderlich
Vergütung
erfolgt über
…
Durch EE
bereit-
zustellen?
Durch
Wärme-
speicher
durch
dezentrale
Anlagen
Pump-
speicher
Zur Zeit ÜNB
Aufgabe
Ja, Bioenergie nein OK OK
vNnE OK nein OK ?
vNnE+? OK nein OK OK
vNnE OK nein OK ?
EnWG /
Netzanschluss-
vertrag
Vorrangig negativer
Redispatch
als zuschaltbare Last OK OK
EOM? Reserve-
mechanismen
Ja, Bioenergie nein OK OK
Regel-
energieentgelte
Vorrangig negative
Regelenergie
als zuschaltbare Last OK OK
Systemdienstleistungen:
1. Schwarzstartfähigkeit
2. Momentanreserve
3. Blindleistung
4. Kurzschlussleistung
5. Redispatch (Wirk-/Blindleistung)
6. Reserve (Leistungsvorhaltung)
7. Regelenergie (Flexibilität)
Heute zahlen nur die vermiedenen Netznutzungentgelte für Momentanreserve,
Kurzschlussleistung, Schwarzstartfähigkeit und Bereitstellung von Blindleistung
