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17.10.2017 Seite 1Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung
Erneuerbare Energien
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17.10.2017 Seite 2Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung
Zusammenfassung
• EEG 2017: Neue Ausbaupfade
• Windenergie: Höhere Kapazitäten
• Abfrage bei Stakeholdern, Verteilnetzbetreibern und Bundesländern
• Regionalisierung weitgehend nach Methodik NEP 2030 (2017)
• Diskussion Spitzenkappung
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17.10.2017 Seite 3Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung
Erneuerbare EnergienProzess „Top-Down“
Mantelzahlen Deutschland je Szenario:Wind, PV, …
Obergrenzen je Bundesland (nur Wind)
• Ausbaupfade EEG• Volllaststunden• Mittelfristprognose• Repowering, …
Detailregionalisierung Netzknoten-Zuordnung
• Anlagenbestand• Ausbaudynamik• Prognosen• Vorrangflächen• Antragslage VNB• Ertragsbewertung, …
Bestimmung Einspeisezeitreihen je Netzknoten
Spitzenkappung der Einspeisezeitreihen je Netzknoten
• Winddargebot• Wetterjahr• Anlagenkennlinien
Reg
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• Verteilnetzklassen• Regionaler EE-Zubau• Abregelungsfaktoren, … S
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17.10.2017 Seite 4Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung
Erneuerbare EnergienMantelzahlen (Wind Onshore)
- Genehmigung SR NEP 2030 (2017): 54 – 62 GW
- Bestand 31.12.2016: 46,2 GW
- Vorzieheffekte: Genehmigungen nach EEG 2014 (bis Ende 2016)
- Bis zu 7 – 8 GW zusätzlich zum Bestand
- Ausbaupfad nach§ 4 EEG 2017
- 2,8 – 2,9 GW brutto jährlich
- Diskussion um Anlagenrückbau: Förderdauer ≠ Betriebsdauer ?
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17.10.2017 Seite 5Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung
Erneuerbare EnergienRandbedingungen Mantelzahlen
Die nationale Entwicklung der erneuerbaren Energien (EE) ist sowohl durch politische und gesetzliche Ziele als auch durch technologisch-wirtschaftliche Randbedingungen determiniert
* Verteilungsfunktion zur Glättung des jährlichen Rückbaus
Politische/gesetzliche Randbedingungen Technische/wirtschaftliche Randbedingungen (Annahmen)
Energieträger Ausbaupfad § 4 EEG 2017 in MW/a
Ziel: Anteil am Bruttostromverbrauch
§ 1 EEG 2017
Volllaststunden (Bestand)
in h/a
Volllaststunden (Neuanlagen)
in h/a
Rückbau von Bestandsanlagen
Wind Onshore 2017-2019: 2.800 (brutto)2020-20XX: 2.900 (brutto)
Bis 2025: 40 – 45 % Bis 2035: 55 – 60 %
[Bis 2030: 47,5 – 52,5 %]
1.700 2.300 Nach Förderdauer und/oder Weibull-Verteilung*
Wind Offshore 2020: 6,5 GW2030: 15 GW 4.300 4.300 Kein Rückbau bis 2035
Photovoltaik 2500 (brutto), davon 600 in Ausschreibung 920 950 Nach Förderdauer
und/oder Weibull-Verteilung*
Biomasse 2017-2019: 150 (brutto)2020-2022: 200 (brutto) 6.200 4.000 Nach Förderdauer
Wasserkraft - 4.500 4.000 Kein Rückbau bzw. bestandsgleicher Ersatz
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17.10.2017 Seite 6Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung
Erneuerbare EnergienMantelzahlen (Wind Onshore)
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17.10.2017 Seite 7Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung
Erneuerbare EnergienMantelzahlen (Wind Onshore)
Vorzieheffekte
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17.10.2017 Seite 8Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung
Erneuerbare EnergienMantelzahlen (Wind Offshore, Photovoltaik)
Wind Offshore
- Kostendegression
- Diskussion um Offshore-Deckel
- EEG-Ausbaupfad aktuell bindend
Photovoltaik
- Kostendegression
- weitere Potentiale vorhanden (u.a. in Verbindung mit Speichern)
Förderunabhängige Entwicklungen?
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17.10.2017 Seite 9Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung
Erneuerbare EnergienRegionalisierung
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17.10.2017 Seite 10Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung
Erneuerbare EnergienRegionalisierung Wind Onshore
• Punktuelle Anpassung der Methodik • Grundsätzlich Verfahren nach Szenariorahmen NEP 2030 (2017)• Einbezug der neuen Randbedingungen nach EEG 2017
• Aktualisierung der Datengrundlage• Abfrage bei Bundesländern (Prognosen, politische Rahmenbedingungen)• Abfrage bei Planungsbehörden (Windvorrangflächen)• Abfrage bei Verteilnetzbetreibern
• Kriterien• Anlagenbestand• Prognosen und Ausbauziele der Bundesländer• Antragslage bei Verteilnetzbetreibern• Ausschreibungsergebnisse• Windvorrang-/eignungsflächen gemäß Regionalplanung • Flächenpotential, Eignungs- und Ausschlussflächen• Ertragsbewertung von Standorten• …
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17.10.2017 Seite 11Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung
Erneuerbare EnergienSpitzenkappung
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17.10.2017 Seite 12Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung
Erneuerbare EnergienSpitzenkappung: Aktuelle Methodik
Eckpunkte- Berücksichtigung von Spitzenkappung auf allen Spannungsebenen und von allen
Anlagen (keine Unterscheidung zwischen NS/MS/HS)
- Regionale Differenzierung der Abregelungsfaktoren nach Verteilnetzklassen und regionalem Zubau erneuerbarer Energien
- Berücksichtigung als Eingangsdatum für die Markt- und Netzberechnungen
- Kein direkter Bezug zu Engpässen im Übertragungsnetz
- Drei Prozent der Jahresenergiemenge als maximale Einspeisereduzierung
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17.10.2017 Seite 13Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung
Erneuerbare EnergienSpitzenkappung: Aktuelle Methodik
Bestimmung funktionaler Zusammenhang
3% ?
BMWi-Verteilernetzstudie
Zuordnung PLZ-zu-Verteilnetzklasse
Bestimmung Kappungsfaktor je PLZ
Bestimmung Kappungsfaktor je
HöS-Knoten
Regionalisierung: Erneuerbare je PLZ
Einspeisezeitreihen je HöS-Knoten
Kappung Einspeisezeitreihen
Markt, Netz
Ja
Nein
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17.10.2017 Seite 14Erneuerbare Energien Regionalisierung und Spitzenkappung
Erneuerbare EnergienSpitzenkappung: Aktuelle Methodik
(bis zu 30%)
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