Herausforderungen der Energiewende an die Verteilnetze, insbesondere in BadenBaden-Württemberg

Ringvorlesung Technikfolgenabschätzung Universität Stuttgart, 07. Mai 2013

Energiewende im Verteilnetz Technisches Anlagenmanagement Hoch- und Mittelspannung Tobias Lübbe 01/ 07.05.2013

Die EnBW Regional AG

› Tochtergesellschaft der EnBW Energie Baden-Württemberg AG › größtes Netzunternehmen für Strom, Gas und Wasser in Baden-Württemberg › Stromnetz: › 7.628 km › 29.973 km › 66.006 km

Hochspanungsnetz Mittelspannungsnetz Niederspannungsnetz Stand 2012

Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Energiewende, Verteilnetze und Technikfolgenabschätzung

› Technikfolgenabschätzung analysiert und reflektiert mithilfe von Prognosen, Szenarien und Erwartungen mögliche Folgen technischer Entwicklungen in der Zukunft und gibt dadurch der Öffentlichkeit eine Orientierung für die Gegenwart. (Grunwald, 2010)

› technische Entwicklung: Energiewende › Folgen: u.a. Herausforderungen an die Verteilnetze

Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Bedingung für den stabilen und sicheren Systembetrieb Der Ausgleich von Last und Erzeugung f Regelleistung Zu- und Abschaltungen der Verbraucher

Verbrauch

Produktion

P=

Erzeugungsausfall Dämpfung durch rotierende Maschinen (nimmt wegen zunehmender Stromeinspeisung aus PV-Anlagen ab)

› › ›

Elektrische Energie kann nicht im Netz gespeichert werden Erzeugung und Verbrauch muss zu jeder Zeit im Gleichgewicht sein (Systembilanz) Netzfrequenz ist Indikator für das Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Die deutsche Kraftwerksleistung verlagert sich aus Ballungszentren in bevölkerungsschwache Gebiete

Vom Kraftwerk…

…zur Steckdose.

Regionen mit hoher Bevölkerungsdichte Kernkraftwerke (in Betrieb/betriebsbereit) Kohlekraftwerke (Braun- und Steinkohle) Windkraftanlagen (Gebiete mit hoher installierter Leistung) Photovoltaik (PV) (Gebiete mit höherer installierter Leistung) Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Herausforderung für die Verteilnetzbetreiber: Vom Kraftwerk bis zur Steckdose…

Netze

Vom Kraftwerk… Netze

Vom Kraftwerk…

Netze

…zur Steckdose. Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Vom Kraftwerk…

Grafik: Arosa Energie; http://www.arosaenergie.ch/Strommarktoeffnung/Netzebenen/JnQ9ODImbD1kZXU.html

Spannungsebenen im Stromversorgungssystem

Höchstspannung (Transportnetz, 380/220 kV) Funktion: Transport (europaweit) Aufnahmefähigkeit: mehr als 1000 MW Verteilnetz Hochspannung (Verteilnetz, 110kV) Funktion: Überregionale Verteilung (z.B. Ulm – Bodensee – Alb) Aufnahmefähigkeit: ca. 100 MW Mittelspannung (Verteilnetz, 30/20/10 kV) Funktion: Regionale Verteilung (bis ca. 20 km) Aufnahmefähigkeit: einige 10 MW

Niederspannung (Verteilnetz, 0,4 kV) Funktion: Ortsnetz (bis ca. 300 m) Aufnahmefähigkeit: 0,1 MW Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Anteil des Stroms aus Wind und Photovoltaik („EEGAnlagen“) in Deutschland nimmt bis 2020 deutlich zu

Windenergie

Photovoltaik

Ausbau der Kapazitäten wächst bis 2020 linear

Bis 2020 verdreifacht sich die Anschlussleistung in Deutschland gegenüber 2010

GW

GW

60Summe der Ausbauziele der Länder ergibt mehr

als 72 GW

Installierte Leistung auf See an Land

50 40

60 50 40

30

30

20

20

10

10

0

0 2000

2005

2010 Ist

Stand 2012

2015 Prognose

2020

2000

2005

2010 Ist

2015

2020

Prognose

Quelle: BMU Langzeitstrategien, 29.03.2012

Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

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14060

8840

aus ZSW-Gutachten

Szenariorahmen der Landesregierung

Prognose EEG-Einspeisung in Baden-Württemberg Wir haben fast die Hälfte der Zielanlagen 2020 im Netz!

750 3530

930

Die Netze werden voller! Ist-Situation 2012 Alle EEG-Einspeiseanfragen größer 1 MW

Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Die Netze werden voller! Ist-Situation 2012 Alle EEG-Einspeiseanfragen größer 1 MW

Anfragen >1 MW 2012:

Wind:

Sonstige:

Durchschnittliche Anfrageleistung:

9,4 MW

15,4 MW

2,0 MW

Summe:

1161 MW

1048 MW

113 MW

Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Die Netze werden voller! Ist-Situation 2012 Alle EEG-Einspeiseanfragen größer 1 MW

Anfragen >1 MW 2012:

Wind:

Sonstige:

Durchschnittliche Anfrageleistung:

9,4 MW

15,4 MW

2,0 MW

Summe:

1161 MW

1048 MW

113 MW

Monatlich überlagern sich ca. 50 MW Leistung (PV) in den Niederspannungsnetzen!!!

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Grafik: Arosa Energie; http://www.arosaenergie.ch/Strommarktoeffnung/Netzebenen/JnQ9ODImbD1kZXU.html

Spannungsebenen und Allokation der Einspeiser

Höchstspannung (Transportnetz, 380/220 kV) Funktion: Transport (europaweit) Aufnahmefähigkeit: mehr als 1000 MW Verteilnetz

???

Hochspannung (Verteilnetz, 110kV) Funktion: Überregionale Verteilung (z.B. Ulm – Bodensee – Alb) Aufnahmefähigkeit: ca. 100 MW Ca. 5 GW Wind und andere Mittelspannung (Verteilnetz, 30/20/10 kV) Funktion: Regionale Verteilung (bis ca. 20 km) Aufnahmefähigkeit: einige 10 MW

Ca. 9 GW PV-Einspeisung Niederspannung (Verteilnetz, 0,4 kV) Funktion: Ortsnetz (bis ca. 300 m) Aufnahmefähigkeit: 0,1 MW Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

August 2012: 110-kV-Netzgruppen als Kraftwerk

1050 MW

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August 2012: 110-kV-Netzgruppen als Kraftwerk

0 MW

- 300 MW Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

August 2012: 110-kV-Netzgruppen als Kraftwerk

3240 MW

0 MW

1050 MW - 300 MW Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Ausblick August 2020 Baden-Württemberg

Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Ausblick August 2020 Baden-Württemberg

Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Ausblick August 2020 Deutschland

Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Ausblick August 2020 Deutschland

2012: ca. 20.000 MW 2020: ca. 40.000 MW

2012: ca. 15.000 15.000 MW 2020: ca. 35.000 35.000 MW

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Netzstruktur im Bestand

110110-kVkV-Spannungsband ist entkoppelt!

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Spannungsproblematik in den Mittel- und Niederspannungsnetzen

u

20 kV

400/230 V

G i i

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EEG-Beurteilung MS – mit ∆U 2% Schwachlastfall → Gesamtkosten A ∆U ≤ 2% Schwachlastfall → Gesamtkosten B Realisiert wird die gesamtwirtschaftlich günstigste Lösung

98 96 94

Reserven für die NS im Hochlastfall

92 90

Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Rückwirkung der NS-EEG-Einspeiser 20-kV-SS

NSEEG

NSEEG MSEEG

NSEEG

NSEEG

NSEEG

NSEEG

NSEEG

MSEEG

MSEEG

Reale Reserven für die NS-Ebene (+ Trafostufung)

110 108 106 -

Rückwirkung der NS auf die MS-Ebene

-

∆U < 2% (bezogen auf Schwachlastfall)

104 102 100

NSEEG

98 96 94

Reserven für die NS im Hochlastfall

92 90

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Beispielnetz: Schwachlast mit MS-EEG + NS-EEG + Anfrage

103%

∆U~2,5%

103%

1075 kW 734 kW

570 kW

7012 kW NSNS-EEG

Hochlast ca. 5 MW Schwachlast ca. 2 MW (30%)

25

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1,1000

110 % Netzspannung

Schwachlast + EEG gesamt (U0 = 103%)

Spannungssteller

[%]

DIgSILENT

Spannungsband im Beispielnetz Maßnahmenkatalog

NSNS-Maßnahmen: Q(U)- Regelung Schwachlast + EEG Regelbare ON-Stationen gesamt (U0 = 100%) Spannungssteller

1,0700

1,0400

MSMS-Maßnahmen: Q(U)- Regelung Lastabhängiger Spannungsregler HS/MS Spannungssteller Einspeisemanagement für n-1

Leitungsauslastung bereits auf 82 % 1,0100

0,9800

Schwachlast ohne EEG

Lastabhängiger Spannungsregler HS/MS Absenkung der Spannung am UW auf 100% 0,9500

Spannung, Betrag

G.Molkerei

M 59

Gauingen Sch..

K-665

Geisingen1

Pistre1

Aichelau In ..

[-] St.Georgenho.. Lusthof1 K-659

K-653

T.Rathaus K-656

K-480

K-478

H.Gewerbegeb..

K-494

H. Trochtelf..

F.HettingerW..

K-465 F.Maiengasse

K-458

K-457

20000,00 W.Hagweg

K-452

W.Rathaus_45..

SHI-.Kirche(..

SHI-Grubenbü..

K-448

SHI-A.Wasser..

SHI-Flieders..

SHI-Augstber..

K-429

26

SHI-Daigler(..

10000,00 K-427

DoubleBusbar

0,00

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30000,00

Aufteilung des neuen Spannungsbandes (in Arbeit bei EnBW, aktuell zurückgestellt, da FNN-Regelsetzung ansteht) 20-kV-SS Regler

NSEEG

Leistung Sollwert auf Minimum (100%)

NSEEG MSEEG

NSEEG

NSEEG

NSEEG

NSEEG

MSEEG

NSEEG

NSEEG MSEEG

110 108

Reserve für die NS- EEG bei Volleinspeisung

106 104 Stellbereich 102 Lastabh. Traforegler

Rückwirkung der NS- EEG auf die MS

5% sichere Spannungsreserven für NS →Weniger NS-Ausbau, da dieser derzeit schon bei ca. 3 – 4 % Spannungsfall erfolgt U = 105%; Grenze wichtig für die Beurteilung von Netzausbaumassnahmen / Planungsgrundsatz - Nicht für den konkreten Anschlusswunsch

100 98 96 94

Reserve für die MS-Ebene ab Schwachlast 2,5 %

Rückwirkung der MS- EEG auf die MS 97,5%

Reserven für die NS im Hochlastfall Reserven für NS im Schwachlastfall

92 90

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→ ca. 25 % mehr MS EEG

Abarbeitung der Netzanschlussanträge von EEGEinspeisern: Jeder Antrag wird individuell abgearbeitet

› Netzausbau erfolgt unverzüglich nach Nachweis der Genehmigungen (Mittelspannung: ggf. ein bis zwei Jahre, Hochspannung: mehrere Jahre)

› Keine Zusammenfassung der Anfragen, Anfragen da jede Anfrage individuell abgearbeitet werden muss

› Ermittlung des gesamtwirtschaftlich günstigsten Netzverknüpfungspunkts je Antrag

Vorgehensweise ist durch BGH im Oktober 2012 bestätigt

› Die Antragsleistung bleibt für sechs Monate reserviert › Folge: Windhundrennen – Die ersten Anträge bekommen günstige Netzanschlüsse, die Folgenden nicht

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Windhundverfahren: Es entsteht eine nicht volkswirtschaftlich optimale Situation Windvorzugsgebiet

Mittelspannungsleitung

Mittelspannungsleitung Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Lösung: Die Windsteckdose

Windvorzugsgebiet

Mittelspannungsleitung

Hochspannungsleitung Mittelspannungsleitung Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Sammelanschluss und eigenes Rücklieferungsnetz als Lösungsansatz: „110-kV-Windsteckdose“

› Einfache Errichtung und Betrieb einer Ggf. von

Einspeisung

Abschaltung

bleibt erhalten

betroffen

separaten Umspannung nur zur Aufnahme von Einspeiseanlagen (keine „n-1“-Sicherung)

› Vermeidung technischer Probleme der Spannungshaltung größeres Potential zur Bereitstellung von Blindleistung

› Entlastung des regulierten Netzteils für weitere ›

Kleinstanlagen, z.B. Photovoltaik Heutiges Lastmanagement:

› zu geringe Einspeisekapazität Verhinderung Netzzusammenbruch

› rollierende Abschaltung von Mittelspannungsgruppen alle integrierten Erzeuger betroffen

› Direktanschluss in der 110-kV-Ebene: Anlagen stehen dem Netz uneingeschränkt zur Verfügung Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Neben dem Aufbau von Einspeisernetzen müssen auch die konventionellen Netze aufgerüstet werden

› Lastschwache Gebiete mit hohem Windaufkommen › Hochspannung (110.000 V) bereits jetzt schon ausgelastet

›

110kV-Windsteckdosen reichen in diesen Gebieten als Lösungsansatz alleine nicht mehr aus

› Lösung: ›

Frühzeitiger Ausbau der 110.000VTrassen

›

Mehr Koppelstellen ins Transportnetz (380.000V)

› Ausbau hängt auch von der Genehmigung seitens BNetzA ab

- Netzausbau 110110-kVkV-Netz benötigt Vorlaufzeit von 33-4 Jahren - bei Realisierung von neuen Leitungstrassen ggfs. länger - PlanungsPlanungs- und Prognosesicherheit ist hier wichtig! Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Entwicklung 110-kV-Ausbauplan 2020

› Erfassung Ist-Einspeiser auf Gemeindegrenzen aus Datenbank TransnetBW › Verteilung PV-Prognose 2020 gewichtet nach Isteinspeisung › Verteilung Wind-Prognose 2020 nach Anfragesituation, NEP und Windatlas, Weiterführung durch Einarbeitung Vorranggebiete der Regionalverbände

⇒ Einspeiseprognose je Gemeinde

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Entwicklung 110-kV-Ausbauplan 2020

⇒Einspeiseprognose je Gemeinde › Zuordnung der Gemeinden zu Hochspannungsumspannwerken

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

› Erarbeitung Lösungskonzept

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Entwicklung 110-kV-Ausbauplan 2020 Netzgruppen Rot und Blau

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Ausbau 110-kV-Netz, Investbudget 2012 beantragt Konzept Hohenlohe (nur Wind berücksichtigt)

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Ausbau 110-kV-Netz, Investbudget 2012 beantragt Konzept Hohenlohe (nur Wind berücksichtigt)

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Ausbau 110-kV-Netz, Investbudget 2012 beantragt Konzept Hohenlohe (nur Wind berücksichtigt)

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Entwicklung 110-kV-Ausbauplan 2020 Netzausbaumaßnahmen - Lösungsansätze

Argument: Investbudgetantrag im April 2012 zusammen mit TransnetBW fertiggestellt und an BNetzA termingerecht abgegeben. Teil EnBW Regional in Anhörung. Tendenz aus regulatorischen Gründen:

Refinanzierung für Verteilnetzbetreiber nur über Erweiterungsfaktor vorgesehen! Folge: ggfs. Verzögerungen

Aktueller Entwurf neue ARegV: Möglichkeit ab 2014 für Investbudgets Hochspannung (?) Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Entwicklung 110-kV-Ausbauplan 2020 NG-Rot: Anfragen und Prognose

VA 0M 32 VA 7M 33

Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Entwicklung 110-kV-Ausbauplan 2020 NG-Rot: Ist-Zustand, (n-1)-Fall

Insgesamt ca. 470 km 110-kVFreileitungstrassen überlastet!!

VA 0M 32 VA 7M 33

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Entwicklung 110-kV-Ausbauplan 2020 NG-Blau: Anfragen und Prognosen

Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Entwicklung 110-kV-Ausbauplan 2020 NG-Blau: Ist-Zustand, (n-1)-Fall

Insgesamt ca. 130 km 110-kV-Freileitungstrassen überlastet!!

Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Entwicklung 110-kV-Ausbauplan 2020 NG-Blau: Stufe 2 Hohenlohe, (n-1)-Fall

Insgesamt ca. 120 km 110-kV-Freileitungstrassen überlastet!!

Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Entwicklung 110-kV-Ausbauplan 2020 NG-Rot: Stufe 2 Hohenlohe, (n-1)-Fall 300MVA

Stalldorf Mergentheim 300MVA

Osterburken Niederstetten 300MVA

NG Blau

Ingelfingen

Insgesamt ca. 330 km 110-kVFreileitungstrassen überlastet!!

Kupferzell Großgartach 317 MVA VA 0M 32 VA 7M 33

335 MVA

NG Nord 335 MVA

Goldshöfe Pulverdingen NG Grün

Hoheneck

Rotensohl

Überlastungen: 100-150%

309 MVA

150-200% >200% 335 MVA

Niederstotzingen

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Entwicklung 110-kV-Ausbauplan 2020

› Lösungsansätze: › Nutzung freier Gestängeplätze › Verstärkung bestehender Stromkreise (z.B. durch Hochtemperaturseile) › Neue Leitungstrassen › Kostenfaktor von 2,75 (nach §43h EnWG) bis zu dem ein 110-kVLeitungsneubau als Kabel realisiert werden muss

› Neue 380-/110-kV Umspannwerke

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Ergebnisse „Rückspeisefall“ im 110-kV-Netz

Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Ergebnisse „Rückspeisefall“ im 110-kV-Netz

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110-kV Ausbau im Überblick

› 36 Leitungsmaßnahmen › 20 UW Maßnahmen › 1 neues 380-/110-kV Umspannwerk (Stalldorf)

› 5 zusätzliche 380-/110-kV Trafos

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Realisierungszeiten für 110-kV Leitungsprojekte

Neues Seil auf freiem Gestängeplatz

9

Verstärkung bestehender Trasse

12

24

12

Trassenneubau

60 0

12

24

Genehmigung

12 36 48 Monate

Bau

Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

60

72

84

dena-Verteilnetzstudie Ausbaubedarf deutschlandweit Bundesländerszenario bis 2015 bis 2020 bis 2030

Ausbau in Stromkreis-kilometer [km]

NS

38.673

44.746

51.563

41.242

47.624

57.299

MS

19.828

42.855

72.051

29.711

71.002

117.227

HS

1.676

6.173

11.094

3.017

10.255

18.445

Modifizierung bestehender Stromkreise [km]

HS

12.934

19.208

24.545

8.100

14.597

21.100

NS

5.860

6.876

16.036

12.856

14.107

33.977

MS

48.068

49.655

53.159

48.744

51.880

59.313

HS / HÖS

14

18

18

11

14

23

NS

2,6

3,0

3,6

2,8

3,2

4,2

MS

3,2

5,2

7,8

4,1

7,7

12,0

HS

5,6

10,2

16,1

6,5

15,8

26,3

Zubau an Trafoleistung [MVA] Zusätzliche Trafostationen HS/HÖS Investition [Mrd. €]

Tabelle 2: Netztechnische Studienergebnisse je Spannungsebene und Stützjahr (Legende: NS: Niederspannung; MS: Mittelspannung; HS: Hochspannung; HÖS: Höchstspannung).. Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Quelle: Zusammenfassung dena-Verteilnetzstudie vom 10.12.12

Szenario NEP B 2012 bis 2015 bis 2020 bis 2030

Quelle: Zusammenfassung dena-Verteilnetzstudie vom 10.12.12

dena-Verteilnetzstudie Investitionsbedarf deutschlandweit bis 2030

Abbildung 3: Investitionsbedarf in die deutschen Stromverteilnetze bis 2030.

Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Quelle: Zusammenfassung dena-Verteilnetzstudie vom 10.12.12

dena-Verteilnetzstudie Variantenrechnung

Abbildung 4: Variantenrechnung für verschiedene technische Optionen in den Stromverteilnetzen bis 2030.

Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

dena-Verteilnetzstudie auf EnBW Regional AG

Annahme Optimierung um 35%: Aufteilung auf Netzebenen

120 - 180 Mio. € p. a. bis 2020

Länderszenario für EnBW Regional AG

Anteil EnBW Regional AG in Mrd. €

Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Sensibilität Netzausbauszenarien 110-kV-Netz Gebiet RV Bodensee-Oberschwaben Ist-Netz 2011 zzgl. aktuell geplanter Windausbau (390 MW) NG Gelb

Istnetz - Stand 2011 EBGEN

(n(n-1)1)-Fall

WIGEN RIEDL STETT

LATAL

HRBTG

NG Grün

SLGAU OTWNG

MESSK

2x350 2x100

PFULL

HKIRC

STOCK

BAIND WEILD

BRNKO 2x200

NG Grau

SIPPL

85-100 %

10 km

100-150 %

78 km

WENAU

MEERS WEIHF

VOGTX

MARKD

JETHN

WOLMA ERGAT

Fremd

UBERL

RAVBG

LEUTK

GRKRA

ISNYX

BUCHX WNGEN

KBLTW LBRUE

2x350 LARGN

Bild 1 Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Sensibilität Netzausbauszenarien 110-kV-Netz Gebiet RV Bodensee-Oberschwaben Werte 2020: Windausbau (390 MW) + PV-Zubau (829 MW) NG Gelb

Istnetz - Stand 2020 EBGEN

(n(n-1)1)-Fall

WIGEN RIEDL STETT

LATAL

HRBTG

NG Grün

SLGAU OTWNG

MESSK

2x350 2x100

PFULL

HKIRC

STOCK

BAIND WEILD

BRNKO 2x200

NG Grau

SIPPL

85-100 %

60 km

100-150 % Zubau

223 km 25 km

WENAU

MEERS WEIHF

VOGTX

MARKD

JETHN

WOLMA ERGAT

Fremd

UBERL

RAVBG

LEUTK

GRKRA

ISNYX

BUCHX WNGEN

KBLTW LBRUE

2x350 LARGN

Bild 3 Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Sensibilität Netzausbauszenarien 110-kV-Netz Gebiet RV Bodensee-Oberschwaben Werte 2020: nur PV-Zubau (829 MW), Wind 0 MW für ca. 2h NG Gelb

Istnetz - Stand 2020 EBGEN

(n(n-1)1)-Fall

WIGEN RIEDL STETT

LATAL

HRBTG

NG Grün

SLGAU OTWNG

MESSK

2x350 2x100

PFULL

HKIRC

STOCK

BAIND WEILD

BRNKO 2x200

NG Grau

SIPPL

85-100 %

103 km

100-150 % Zubau

74 km 25 km

WENAU

MEERS WEIHF

VOGTX

MARKD

JETHN

WOLMA ERGAT

Fremd

UBERL

RAVBG

LEUTK

GRKRA

ISNYX

BUCHX WNGEN

KBLTW LBRUE

2x350 LARGN

Bild 4 Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Gleichzeitigkeit Wind und Sonne deutschlandweit

Installierte Leistung PV

32,4 GW

Maximal Leistung PV

22,4 GW

Ausnutzung 0,69 Installierte Leistung Wind

29,9 GW

Maximal Leistung Wind

24,1 GW

Ausnutzung 0,81 Max. Leistung PV+Wind Ausnutzung 0,51

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ca. 32 GW

Prognose EEG-Einspeisung in Baden-Württemberg 2. Halbzeit!!

Neue Richtlinien zu Planung, Bau und Betrieb

Abgestimmte EEGEEG-Ausbauszenarien für ganz Baden-Württemberg (z. B. auf Gemeindeebene)

Investitionssicherheit Anpassung ARegV, Investbudgets für 110-kV und das Ausrollen innovativer Betriebsmittel

Kostenoptimierung Anpassung EEG, zulässiges Einspeisemanagement, regionale Steuerung des EEG-Ausbau unter gesamtwirtschaftlichen Betrachtungen Tobias Lübbe | Technisches Anlagenmanagement | EnBW Regional AG

Prognose EEG-Einspeisung in Baden-Württemberg Verlängerung!!

30000 MW

Speicher …….???

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2050

Smart Grids