EnBW Verteilnetzstudie

Technisches Anlagenmanagement Hoch- und Mittelspannung Richard Huber 18.07.2014

Ein Unternehmen der EnBW

Ausgangssituation

Netzausbau denaVerteilnetzstudie

Energiewende

Netzintegration verteilter Einspeiser Investitionen

Intelligente Netze

Einsparungen 2I

Technisches Anlagenmanagement I Netze BW GmbH

Investitions -sicherheit Regulierung

Ausgangssituation

Budgetbedarf für EEG-Netzausbau:

ca. 120 Mio. €

ca. 1.390 Mio. € nach dena ?? 3I

Technisches Anlagenmanagement I Netze BW GmbH

Ausgangssituation Anfang 2013 110-kV-Ausbauplan 2020, Erstellung 2012 - 2013

Einspeiseprognose je Gemeinde Verifizierung durch EnBW-Verteilnetzstudie

› Annahme Höhe und Verteilung des PV- und Windkraftanlagenzubaus

Unsicher!

› Zuordnung der Gemeinden zu Hochspannungsumspannwerken

› Korrelation mit Schwachlastfall › Ableitung „Rückspeisefall“ als neuer Planungsfall des 110-kVNetzes

› Erarbeitung Lösungskonzept => 110-kV-Ausbauplan 2020 4I

Richard Huber | Technisches Anlagenmanagement | Netze BW GmbH

Ausgangssituation Anfang 2013 EEG-Anfragen bei Netze BW

EEG-Anfragen > 1MW

2011 84 607

2012 129 1161

1.HJ 2013 2014 89 65 1278 559

Anfragen gesamt Angefragte Leistung gesamt

Stück MW

durchschn. Leistung, bereinigt

MW

7,2

9,4

14,4

8,6

Wind

MW

492

1048

1220

499

durchschn. Leistung Wind

MW

12,3

15,4

18,2

11,6

Sonstige

MW

115

113

58

60

durchschn. Leistung Sonstige

MW

2,6

2,0

1,9

2,7

5I

Technisches Anlagenmanagement I Netze BW GmbH

Vorgehensweise EnBW-Verteilnetzstudie  Analog der Vorgehensweise in der dena-Verteilnetzstudie werden über BW Netzgebietsklassen auf Gemeindeebene gebildet. Darin sind EEGAusbauszenarien und Kriterien wie Bevölkerungs- und Lastdichte wesentliche Kriterien.  Pro Netzgebietsklasse werden aus Ist-Netzen Ausbaubedarfe über Grenzkurvenanalysen definiert und dann pro Szenario auf das Netzgebiet der REG skaliert.  Es werden durchgängig (für alle Netzgebietsklassen) Netzdaten der EnBW Regional AG zur Verfügung gestellt und planerische Randbedingungen für unsere Belange angepasst.  Die Netzstudie ist in Teil A und Teil B gegliedert. In Teil A werden unter aktuell gegebenen Randbedingungen die Ausbaubedarfe ermittelt, in Teil B werden darauf aufbauend verschiedene Optimierungsmöglichkeiten bewertet.  Die dargestellten Werte in der Studie setzen auf Ist-Werten 2012 auf und ermitteln Ausbaubedarfe für Zielwerte 2015, 2020 und 2030. Die Zeitachsen stehen somit stellvertretend für zu integrierende EEG-Leistungen. 6|

Technisches Anlagenmanagement I Netze BW GmbH

Netzgebietsklassen

Kriterien für: Ländlich Halbstädtisch Städtisch

7I

Technisches Anlagenmanagement I Netze BW GmbH

Clusteranalyse HS und MS für REG-Gebiet

8I

Technisches Anlagenmanagement I Netze BW GmbH

Anpassung Planungskriterien, wesentliche Beispiele im Überblick dena-Studie

EnBW-Studie

Last Windkraft Photovoltaik KWK

NS-Ebene Starklastf. Rückspeisef. 100 % 20 % ----0% 85 % 0% 100 %

MS-Ebene Starklastf. Rückspeisef. 100 % 30 % 0% 100 % 0% 85 % 0% 100 %

Betriebsmittel HS/MS-Trafo MS-Kabel MS/NS-Trafo NS-Kabel

40 MVA NA2XS2Y 3x300 630 kVA NAYY 4x150

Neue Sollwerte: „Sollwert variabel wählbar: zwischen 100% oder 103%; Der Sollwert soll so gewählt werden, dass im Ist-Netz kein Netzausbau notwendig ist.“ (Protokollauszug) 9I

Technisches Anlagenmanagement I Netze BW GmbH

Mengengerüst untersuchter Netze der Netze BW

10 I

Technisches Anlagenmanagement I Netze BW GmbH

Ergebnisse der Hochrechnung Teil A

11 I

Technisches Anlagenmanagement I Netze BW GmbH

Vergleich dena VNS – EnBW VNS Teil A

4

Szenario dena Länder, direkte Daten wären vergleichbar mit EnBW Verteilnetzstudie Szenario A 3,5 0,25

Investitionsbedarf [Mrd. Euro]

3

0,49

2,5

2

NS

0,18

MS 0,34

HS

0,46 1,5

0,3

2,67 0,27

1

0,79

0,19

0,69

1,63

0,5

0,45

0,42

0,41

EnBW VNS 2020 A

EnBW VNS 2020 B

0,5 0,62

0,52

EnBW VNS 2030 A

EnBW VNS 2030 B

0 dena REG 2020 12 I

Technisches Anlagenmanagement I Netze BW GmbH

dena REG 2030

Erklärung Abweichungen dena- zu EnBWVerteilnetzstudie Teil A •

Bei der dena-Studie werden deutschlandweite Durchschnittswerte je Cluster gebildet. In Süddeutschland erfolgt deutlich höherer Zubau an Kleinanlagen (z. B. PV) und somit entsteht höherer Zubaubedarf in der MS- und NS-Ebene als im Bundesschnitt. Trennschärfere Verteilung der Einspeiser als bei der dena-Studie ergibt extremeren Zubau in einzelnen Gebieten, dafür weniger in anderen Gebieten. Untersuchungen zeigen, dass dies tendenziell zu mehr Ausbau führt (Grenze für Zubau wird bei Vergleichmäßigung später überschritten). HS- Netzausbau teilweise umgekehrte Effekte durch insgesamt geringeren EEG-Zubau als im Bundesschnitt. Wesentlich detailliertere Betrachtung durch sehr viel höheren Prozentsatz an realen Netzen.

•

•

• •

13 I

Technisches Anlagenmanagement I Netze BW GmbH

Bayern-Studie zum Verteilnetzausbau der TU München

14 I

Technisches Anlagenmanagement I Netze BW GmbH

Bayern-Studie zum Verteilnetzausbau der TU München

15 I

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Vergleich dena VNS – EnBW VNS Teil A

2030 REG NEP

REG Länder

Verteilnetzstudie

direkte Daten direkte Daten A

Red.faktor

B

VNS A - Länder

HS MS NS

1,65 0,35 0,21

2,67 0,49 0,25

0,62 0,79 0,46

0,52 0,69 0,30

-2,05 0,30 0,21

gesamt

2,21

3,41

1,87

1,51

-1,54

reduziert

1,11

1,70

0,94

0,76

-0,77

2020 REG NEP

REG Länder

Verteilnetzstudie

direkte Daten direkte Daten A

B

VNS A - Länder

HS MS NS

1,03 0,25 0,17

1,63 0,34 0,18

0,42 0,50 0,27

0,41 0,45 0,19

-1,21 0,16 0,09

gesamt

1,44

2,14

1,19

1,05

-0,95

1,39

0,60

0,53

-0,62

reduziert 16 I

0,94 bisherige Betrachtung

0,5

Technisches Anlagenmanagement I Netze BW GmbH

0,65

EnBW Verteilnetzstudie Teil B, Optimierung Zusammenfassung Zeitraum vom 2012 bis 2030 HS-Ebene

MS-Ebene

NS-Ebene

Investitionen [Mrd. Euro]

2,0

1,6

0,46 0,31

0,28

0,31

0,30 0,15

1,2 0,79

0,76 0,69

0,8

0,15

0,12 0,76

0,66

0,10

0,74 0,70

0,66

0,23

0,61

0,15 0,49

0,08 0,52

0,4

0,62

0,52

0,62

0,52

0,62

0,52

0,62

0,52

0,62

0,41

Notwendige Investitionen der Varianten zur Netzverstärkung im Zeitraum vom 2012 bis 2030 nach Spannungsebenen

0,52 0,30

0,29

A

B

0,0 A

B

BasisSzenario

•

•

17 I

A

B

kein 2%-, 3%-Krit.

A

B

rONS

A

B

MS-Regler

A

B

EN 50160 DEA(+10/-15%) Abregelung

Die Aufgabe der 2%- und 3%-Kriterien ist Voraussetzung zur Hebung der weiteren Potentiale (rONS, MS-Spannungsregler, erweitertes Spannungsband nach DIN EN 50160). Die Potentiale sind nicht unabhängig und können nicht additiv gesehen werden. Die Kriterien werden zur pauschalierten Anschlussbewertung für EEG-Einspeiser herangezogen. Dies ist erforderlich, wenn man kein vollständiges Netzmodell der MSund NS-Ebene vorliegen hat. Technisches Anlagenmanagement I EnBW Regional AG

EnBW Verteilnetzstudie Teil B, Optimierung Zusammenfassung Zeitraum vom 2012 bis 2030

Notwendige Investitionen der Varianten zur Netzverstärkung im Zeitraum vom 2012 bis 2030 nach EU-Stadt-Land-Gliederung

•

•

Die Aufgabe der 2%- und 3%-Kriterien ist Voraussetzung zur Hebung der weiteren Potentiale (rONS, MS-Spannungsregler, erweitertes Spannungsband nach DIN EN 50160). Die Potentiale sind nicht unabhängig und können nicht additiv gesehen werden. Die Kriterien werden zur pauschalierten Anschlussbewertung für EEG-Einspeiser herangezogen. Dies ist erforderlich, wenn man kein vollständiges Netzmodell der MSund NS-Ebene vorliegen hat.

Richard Huber | Technisches Anlagenmanagement | Netze BW GmbH

18 I

Vergleich dena VNS – EnBW VNS Teil A + B

2030 dena NEP

dena Länder

direkte Daten direkte Daten 1,65 2,67 0,35 0,49 0,21 0,25

HS MS NS

EnBW Verteilnetzstudie Szenario A 0,62 0,79 0,46

Vergleich

Szenario B VNS A - Länder 0,52 -2,05 0,69 0,30 0,30 0,21

gesamt

2,21

3,41

1,87

1,51

-1,54 Studie Teil A

reduziert

1,11

1,70

0,78

0,62

-0,92 Studie Teil B

Bish. Betrachtung Faktor 0,5 2020 dena NEP dena Länder direkte Daten direkte Daten

EnBW Verteilnetzstudie Szenario A Szenario B

Vergleich VNS A - Länder

HS MS NS

1,03 0,25 0,17

1,63 0,34 0,18

0,42 0,50 0,27

0,41 0,45 0,19

-1,21 0,16 0,09

gesamt

1,44

2,14

1,19

1,05

-0,95 Studie Teil A

0,94 1,39 Bish. Betrachtung Faktor 0,65

0,49

0,50

-0,90 Studie Teil B

reduziert 19 I

Technisches Anlagenmanagement I Netze BW GmbH

Übersicht VNS 2020

Teil A

20 I

Technisches Anlagenmanagement I Netze BW GmbH

Teil B

Aufteilung der Optimierungsmöglichkeiten VNS (mit Zeitreihen)

21 I

Technisches Anlagenmanagement I Netze BW GmbH

Fazit EnBW Verteilnetzstudie Teil B

1.

Die bereits pauschal angesetzten Optimierungen konnten durch Teil B der Studie bestätigt, teilweise erhöht werden.

2.

Wesentliche Potentiale liegen in der Spannungsbandoptimierung, welche eine detaillierte Netzberechnung, innovative Betriebsmittel und digitalisierte Netzmodelle der MS- und NSEbene voraussetzen.

3.

Weitere große Potentiale, insbesondere für das HS-Netz, liegen in der Möglichkeit des erlaubten Einspeisemanagement (DEA-Abregelung; von der Politik noch verbindlich zu beschließen).

4.

Zusätzliches Potential wird zudem in der Zeitreihenanalyse gesehen und qualitativ dargestellt. Dies wird erst durch eine zeitreihenbasierte Netzplanung unter Berücksichtigung lokaler Gleichzeitigkeiten möglich und bedarf weiterer Untersuchungen. Netze BW sehen diese Potentiale als realisierbar an.

5.

Die Netze BW geht somit von einem zusätzlichen Investitionsbedarf zur Integration von erneuerbaren Energien von ca. 500 Mio. € bis 2020 in ihr Netz aus. Die optimierte Verteilung aus Szenario A ist anzusetzen.

22 I

Technisches Anlagenmanagement I Netze BW GmbH

Berücksichtigung der Gleichzeitigkeit PV/Wind

23 I

Technisches Anlagenmanagement I Netze BW GmbH

Konkrete abgeleitete Maßnahmen

1. 2.

Einbringen der Ergebnisse in Unternehmensplanung Änderung der Planungsprämissen:  Berücksichtigung der Regionalisierung des Szenario A 2020 je Gemeindegebiet bei der Zielnetzplanung HS und MS und der operativen Planung (z. B. Entscheidungsfindung rONT)  Berücksichtigung der Zeitgleichheit: früher 85% PV und 100% Wind, jetzt 80% PV bei 100% Wind 3. Regionalisierung: Argumentation bei Genehmigungsverfahren und bei HS-Investanträgen bei der BNetzA 4. Intensivierung der Maßnahmen zur Spannungsbandausnutzung (Netzplanung, Rollout intelligente Stationen) 5. Kooperation zur Einführung der Zeitreihenbasierte Netzplanung

24 I

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Ausblick NEP 110-kV-Netzbetreiber gem. §14 Abs. 1b EnWG 1. Abgabe von Prognosen der 110-kV-VNB an die Übertragungsnetzbetreiber. 2. Berücksichtigung dieser Angaben durch ÜNB im Szenariorahmen, VNB stehen im Konsultationsverfahren durch die BNetzA als Ansprechpartner zur Verfügung. 3. Nach Konsultation und Genehmigung durch die BNetzA ergibt sich gemeinsamer Szenariorahmen für VNB und ÜNB 4. Dieser stellt die Basis für Planungen des VNB dar. 5. Die sich aus den Szenarien ergebenden notwendigen Engpassgebiete werden geografisch dargestellt 6. Konkrete Ausbauvorhaben werden tabellarisch dargestellt.

25 I

Technisches Anlagenmanagement I Netze BW GmbH

Ausblick

Budgetbedarf für EEG-Netzausbau:

ca. 120 Mio. €

??? ca. 500 Mio. € nach VNS

26 I

Technisches Anlagenmanagement I Netze BW GmbH

Ausblick

Flexibilitäten Steuerbare Lasten, Wärmepumpen

Budgetbedarf für EEG-Netzausbau:

E-Mobility

ca. 120 Mio. €

??? ca. 500 Mio. € nach VNS

27 I

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