Dimensionierung der Netzreserve Bedarfsanalysen 2022 Zeithorizonte 2022/23 und 2023/2024
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Dimensionierung der Netzreserve Bedarfsanalysen 2022 Zeithorizonte 2022/23 und 2023/2024 22.06.2022 dena-Dialog Netze, Berlin - Mirjam König, TransnetBW
Versorgungs- und Systemsicherheit - Systemadäquanz
Erzeugungsadäquanz Netzadäquanz
gesicherte Leistung, um die Nachfrage nach erforderliche Transportkapazität zwischen
elektrischer Energie jederzeit decken zu können gesicherter Erzeugung und Verbrauchern
=
dena-Dialog Netze - Berlin 24.06.202 2
Netzadäquanz – Was ist das Problem?
Ausgangssituation Problem
dena-Dialog Netze - Berlin 24.06.202 3
Lösung: Behebung der Engpässe
Lösung - Redispatch Behebung der Engpässe
dena-Dialog Netze - Berlin 24.06.202 4
Redispatch und Netzreserve
Redispatch Netzreserve
Kraftwerke, die nicht am Energiemarkt teilnehmen
Kann auf Anforderung der ÜNB eingesetzt werden
Kommt zum Einsatz in besonderen
Belastungssituationen, in denen die
Marktkraftwerke den Redispatchbedarf nicht decken
können
Wichtige Kraftwerkskapazität um ein sicheres und
zuverlässiges Netz gewährleisten zu können
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Bedarfsanalyse zur Feststellung der Netzreserve
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Ergebnisse der BA 2022 – Zeithorizonte 2022/23 und 2023/24
Fazit: Ansteigende Transportaufgabe durch Ausbau von Windkraftanlagen im Norden und durch erhöhte Gaspreise
Betrachtung der Grenzsituation für die Ermittlung von Redispatch und Netzreserve (GW)
Deutlicher Anstieg des Redispatch-Bedarfs in 2022/23 gegenüber 2021/22 (BA 2021), weil einer Zunahme des Transportbedarfs (Nord-Ost Richtung Süd-
West), aufgrund von Ausbau von Windkraftanlagen im Norden und erhöhten Gaspreisen, beinahe kein innerdeutscher Netzausbau gegenübersteht.
Die bisherige Netzreserve wird weiterhin vollständig benötigt.
Es wird Redispatch mit bezuschlagten Kraftwerken der dritten und vierten Ausschreibungsrunde (KVBG) sowie dem Ausland durchgeführt.
Ein Interessenbekundungsverfahren (IBV) über zu kontrahierende Netzreserve im Ausland wird für beide Zeithorizonte durchgeführt werden müssen.
Betrachtung Jahresläufe für die Ermittlung des Redispatch- und Netzreservebedarfs (TWh)
Auch in der Jahresbetrachtung zeigt sich ein steigender Bedarf an Redispatch.
Schlussfolgerungen für die Systemrelevanzprüfungen gem. KVBG aus der BA 2022
Aus der dritten Ausschreibungsrunde werden die Kraftwerke Bergkamen A, Scholven C, Völklingen HKV und MKV auf Basis dieser Analysen als systemrelevant
identifiziert. Die Kraftwerke Farge, Marl 1 G15 und Marl 1 G16 werden aus dieser Betrachtung heraus nicht für systemrelevant angesehen.
Aus der vierten Ausschreibungsrunde wird das Kraftwerk Staudinger 5 auf Basis dieser Analysen als systemrelevant identifiziert.
Schlussfolgerung aus qualitativer Spannungsbewertung
Alle Kraftwerke, deren Nicht-Verfügbarkeit mit einem „mittleren“ und „hohen“ Risiko für die Spannungshaltung/ -Stabilität bewertet sind, werden auch für den
strombedingten Redispatch benötigt.
dena-Dialog Netze - Berlin 24.06.202 7
Brennstoffpreis-Sensitivität wird für die Bedarfsermittlung des Zeitraums
2022/23 zugrunde gelegt
Für den Zeithorizont 2022/23 wurden zwei Analysen durchgeführt, eine Basis-Variante und eine Brennstoffpreis-Sensitivität (BP-Sensi)
In der Basisrechnung für den Zeitraum 2022/23 wurden Annahmen aus Studien als Grundlage der Brennstoffpreise verwendet, die letztlich von der Realität an
den Energiemärkten eingeholt wurden.
Die Preissteigerungen am Energiemarkt im Herbst und Winter 2021/2022 haben die Berücksichtigung einer entsprechenden Brennstoffpreissensitivität für
den Zeitraum 2022/23 erforderlich gemacht.
In dieser Sensitivität wurde die deutliche Preissteigerung für Erdgas und CO2-Emissionen an den Großhandelsmärkten berücksichtigt. Das
Marktmodellergebnis dieser Sensitivität spiegelt in Bezug auf den konventionellen Kraftwerkseinsatz und der Preisstruktur am europäischen Strommarkt die
aktuelle Situation im Winter 2021/2022 wider.
Die brisante politische Entwicklung und die Lage an den Energiemärkten lässt auf keine kurzfristige Entspannung des Preisniveaus hoffen.
Die Brennstoffpreissensitivität stellt somit gemäß Stand Dezember 2021 für den Winter 2022/23 eine realistische Einschätzung dar und wird deshalb für die
Bestimmung der Netzreservekapazitäten herangezogen. Neueste Entwicklungen im Rahmen des Russland-Ukraine-Kriegs sind hierbei nicht berücksichtigt.
BA21 t+1 BA22 t+1 BA22 t+1 BP-Sensi BA22 t+2
CO2-Preis Gas-Preis 27 €/tCO2 25 €/MWh 54 €/tCO2 23 €/MWh 84 €/tCO2 68 €/MWh 55 €/tCO2 23 €/MWh
Handelssaldo DE +75,1 TWh -11,8 TWh +2,7 TWh +1,5 TWh
Strompreis DE / Europa 41 €/MWh / 47 €/MWh 54 €/MWh / 59 €/MWh 108 €/MWh / 113 €/MWh 56 €/MWh / 60 €/MWh
CO2-Emissionen DE/ Europa 247 Mio. t / 867 Mio. t 159 Mio. t / 613 Mio. t 208 Mio. t / 781 Mio. t 159 Mio. t / 622 Mio. t
max. N-S-Transportaufgabe 28,2 GW 27,1 GW 29 GW 28,9 GW
dena-Dialog Netze - Berlin 24.06.202 8
Redispatch im Jahreslauf bis 2028
Übersicht der Redispatch- und Reserve- Einsatzmengen mit den Zielzeithorizonten 2020 bis 2028
Redispatchbedarf (TWh) Netzreservebedarf (TWh)
25 23,7 1 Deutlicher Anstieg des
0,9
0,9 Redispatch-Bedarfs in
20 0,8 2022/23 gegenüber
16 15,9 0,7 2021/22 (BA 2021), weil
15 0,6
11,8
0,5 einer Zunahme des
11,3 0,5 0,45 0,46
0,4 Transportbedarfs,
10 7,9 0,4
0,3 0,3 aufgrund von Ausbau von
5,3 5,3 0,3
0,2 Windkraftanlagen im
5 0,2
2,5 Norden und erhöhten
0,1 0,03
0,4 0,006
Gaspreisen, beinahe kein
0 0
2020/21 2021/22 2022/23 2023/24 2023/24 2024/25 2027/28 2020/21 2021/22 2022/23 2023/24 2023/24 2024/25 2027/28 innerdeutscher
BA20 BA21 BA22 BA22 BA21 BA20 LA20 BA20 BA21 BA22 BA22 BA21 BA20 LA20 Netzausbau
(t+1) (t+1) (t+1) (t+2) (t+3) (t+5) (t+8) (t+1) (t+1) (t+1) (t+2) (t+3) (t+5) (t+8)
gegenübersteht.
Basis Netz-Sensi BP-Sensi Basis Netz-Sensi BP-Sensi
• Hellblaue Werte stammen aus früheren Bedarfsanalysen
• Alle Werte basieren auf der Berücksichtigung von (n-1)-Fällen im Jahreslauf
• Der Netzreservebedarf enthält heutige Netzreserve und potenzielle Netzreserve entsprechend den Ergebnissen der jeweiligen Analysen
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Redispatch in der dimensionierenden Stunde – mittelfristig ansteigender
und perspektivisch rückläufiger Bedarf
Übersicht der Redispatch- und Reserve- Bedarf mit den Zielzeithorizonten 2020 bis 2028 (NNF 273)
Redispatchbedarf (GW) Netzreservebedarf (GW)
20 18,2 8
6,9 6,7
16,2 16,1 7
14,9 5,8
15 13,4 6 5,3
11,7 12 4,9
11,1 5 4,6 4,4
44,1 3,9
10 8,3 4
7,7
3
5 2
1
0 0
2020/21 2021/22 2022/23 2023/24 2023/24 2024/25 2027/28 2020/21 2021/22 2022/23 2023/24 2023/24 2024/25 2027/28
BA20 BA21 BA22 BA22 BA21 BA20 LA20 BA20 BA21 BA22 BA22 BA21 BA20 LA20
(t+1) (t+1) (t+1) (t+2) (t+3) (t+5) (t+8) (t+1) (t+1) (t+1) (t+2) (t+3) (t+5) (t+8)
Basis Netz-Sensi BP-Sensi Basis Netz-Sensi BP-Sensi
• Hellblaue Werte stammen aus früheren Bedarfsanalysen
• Alle Werte basieren auf der Berücksichtigung von Exceptional Contingencies gem. System Operation Guideline (SOGL)
• Der Netzreservebedarf enthält heutige Netzreserve und potenzielle Netzreserve entsprechend den Ergebnissen der jeweiligen Analyse n
dena-Dialog Netze - Berlin 24.06.202 10Hohe Transportaufgabe in der Brennstoffpreis-Sensitivität in 2022/23
führt bei geringem Netzausbau zu hohem Redispatch-Bedarf
Auslastungen vor Redispatch (oben l.); Auslastung vor Redispatch BA21 (oben r.); Redispatcheinsatz (unten l.); verfügbares RD-Potenzial nach RD (unten r.)
• Engpässe im nördlichen und mittleren 380/220- Vergleich BA21 • Kritische Grenzsituation: Erzeugung
kV-Netz
Starklast/ Starkwind
• Hohe Nord-Süd und Ost-West • minRAM DE: 41 % 37 GW 51 GW 0,5 GW
Transportaufgabe zur Ableitung des
Last
Leistungsüberschusses aus Nord- und Ost-
Deutschland 86 GW
• Nach Redispatch liegt ein engpassfreies
Netz vor. Die relevanten Transportachsen in • Exportsaldo DE 10,5 GW
der Mitte Deutschlands sind aber nahezu • DE exportiert 8 GW nach AT, FR, CH
vollständig ausgelastet
• DE importiert zusätzlich aus NO, DKW, DKE, SE
• Alle Netzreservekraftwerke werden zum
BA21 t+1 → BA22 t+1 BP-Sensi: Trotz Kernausstieg und
Redispatch eingesetzt
voranschreitendem Kohleausstieg hoher Einsatz von Kohle-KW im
Norden durch hohe Gaspreise + Erhöhte EE-Erzeugung durch
• Zusätzlich werden potenzielle Windkraftanlagen im Norden + Importe aus Skandinavien
Netzreservekraftwerke zum Redispatch → Anstieg der Transportaufgabe um 0,8 GW
eingesetzt
• Redispatchbedarf 18,2 GW
• Im Ausland werden 1,5 GW in Österreich und
• Reservebedarf 6,9 GW (inkl. potenzieller Netzreserve)
zusätzlich 1,3 GW in Frankreich und 0,1 GW
in der Schweiz hochgefahren 1,4 GW • Veränderung von +3,3 GW bzw. von +2 GW im
fehlende Leistung in Deutschland
Vergleich zu 2021/22
dena-Dialog Netze - Berlin 24.06.202 11Grenzsituation im Zeitraum 2023/24 mit höchstem Netzreservebedarf
Auslastungen vor Redispatch (oben l.); Auslastung vor Redispatch BA21 (oben r.); Redispatcheinsatz (unten l.); verfügbares RD-Potenzial nach RD (unten r.)
• Engpässe im nördlichen und mittleren 380/220- Vergleich BA21 • minRAM DE: 51 % Erzeugung
kV-Netz
46 GW 34 GW 3 GW
• Im Vergleich zur herkömmlichen kritischen
Situation zeigen sich hier weniger Last
Überlastungen aufgrund geringerer EE-
86 GW
Einspeisung, dadurch sind vermehrt
Marktkraftwerke im Einsatz.
• Exportsaldo DE 4,5 GW
• DE exportiert 4 GW nach AT, FR, CH
• DE importiert zusätzlich aus NO, DKW, DKE, SE, NL
• Aufgrund des Einsatzes der Kraftwerke im
Markt verbleibt ein geringes RD-Potential von BA22 t+1 → BA22 t+2 : Erhöhte EE-Erzeugung durch
Marktkraftwerken im Süden und Westen Windkraftanlagen im Norden
Deutschlands. Das führt zu einem
→ Anstieg der maximalen Transportaufgabe um 1,3 GW
vollständigen Einsatz der Netzreserve.
• Zusätzlich wird Staudinger 5 als potenzielles
Netzreservekraftwerk zum Redispatch • Redispatchbedarf 9,5 GW
eingesetzt • Reservebedarf 5,4 GW (inkl. potenzieller Netzreserve)
• Im Ausland werden 1,3 GW in Österreich
hochgefahren
dena-Dialog Netze - Berlin 24.06.202 12Grenzsituation im Zeitraum 2023/24 mit höchstem Redispatchbedarf im
Ausland
Auslastungen vor Redispatch (oben l.); Auslastung vor Redispatch BA21 (oben r.); Redispatcheinsatz (unten l.); verfügbares RD-Potenzial nach RD (unten r.)
• Engpässe im nördlichen und mittleren 380/220- Vergleich BA21 • Kritische Grenzsituation: Erzeugung
kV-Netz Starklast/ Starkwind
• minRAM DE: 51 % 36 GW 53 GW 0,5 GW
• Hohe Transportaufgabe zur Ableitung des
Leistungsüberschusses aus Nord- und Ost- Last
Deutschland
87 GW
• Nach RD engpassfreies Netz, aber alle
relevanten Transportachsen in der Mitte • Exportsaldo DE 10 GW
Deutschlands sind nahezu vollständig • DE exportiert 9 GW nach AT, FR, CH
ausgelastet
• DE importiert zusätzlich aus NO, DKW, DKE, SE
• RD-Potential im Raum Frankfurt kann nur zum
Teil (Staudinger 5) genutzt werden, aufgrund BA22 t+1 BP-Sensi → BA22 t+2 : Erhöhte EE-Erzeugung durch
von lokalen Engpässen, bedingt durch die Windkraftanlagen im Norden vs. geringerer Gaspreis (weniger
Exceptional Contingencies, KohleKW-Einsatz im Norden)
• Zusätzlich werden potenzielle → konstante Transportaufgabe (kein Anstieg oder Abfall)
Netzreservekraftwerke zum Redispatch
• Redispatchbedarf 16,1 GW
eingesetzt.
• Reservebedarf 4,6 GW (inkl. potenzieller Netzreserve)
• Im Ausland werden 1,5 GW in Österreich und • Veränderung von -2,1 GW bzw. von -2,3 GW im
zusätzlich 0,9 GW in Frankreich hochgefahren
Vergleich zu 2022/23
dena-Dialog Netze - Berlin 24.06.202 13Übersicht über den Einsatz der Netzreservekraftwerke im Zeitraum
2022/23 und 2023/24
Die Kraftwerke des robusten Portfolios sind systemrelevant im Sinne des EnWG/ KVBG
t+1 BP-Sensi (NNF273) t+2 (NNF250) t+2 (NNF273)
RD in GS Einsätze RD in GS Einsätze
RD in GS Einsätze graue Balken: stehen in
robust JL
Kraftwerksname ÜNB-ID
P max Strafkosten robust JL Robustes robust JL Robustes
(JLBerücksichtigung von Nichtverfügbarkeiten von Netzreservekraftwerken
Hintergrund
• Bisher wurden in der Bedarfsanalyse Netzreservekraftwerke mit 100 % Verfügbarkeit angenommen.
• In der Realität wird aktuell häufig eine Nichtverfügbarkeit von Netzreservekraftwerken festgestellt.
• Aus diesem Grund wird erstmalig eine Methodik angewandt, mit der auch eine Nichtverfügbarkeit von
Netzreservekraftwerken berücksichtigt werden kann.
• Ergebnis
• BA22 t+1: Unter Berücksichtigung der Nichtverfügbarkeit von Netzreservekraftwerken wird ein
Redispatchbedarf im Ausland von 2.207 MW identifiziert. (rund 800 MW zusätzlich)
• BA22 t+2: Unter Berücksichtigung der Nichtverfügbarkeit von Netzreservekraftwerken wird ein
Redispatchbedarf im Ausland von 1.856 MW identifiziert. (rund 900 MW zusätzlich)
dena-Dialog Netze - Berlin 24.06.202 15Durchführung eines Interessenbekundungsverfahren (IBV) zur
Kontrahierung von Netzreserve im Ausland
Ausschreibungsvolumen der Interessenbekundung: 1,4 GW
NetzResV
§ 4 Verfahren, Möglichkeit zur Interessenbekundung
(1) Im Fall eines von der Bundesnetzagentur nach § 3 bestätigten zusätzlichen Bedarfs an Erzeugungskapazität für die Netzreserve veröffentlicht
der jeweils betroffene Übertragungsnetzbetreiber in Übereinstimmung mit der Bestätigung bis spätestens zum 30. April eines jeden Jahres die
Anforderungen an die erforderlichen Anlagen einschließlich eventueller Anforderungen an den Standort und die technischen Parameter. Die
ergänzende Langfristanalyse bleibt bei dem Verfahren nach Satz 1 unberücksichtigt.
(2) Die Betreiber von Anlagen können bis spätestens zum 15. Mai eines jeden Jahres ihr Interesse am Abschluss eines Vertrages zur Aufnahme
ihrer Anlage in die Netzreserve bekunden. Bei gleicher technischer Eignung mehrerer angebotener Anlagen im Hinblick auf die Gewährleistung der
Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems berücksichtigt der betroffene Übertragungsnetzbetreiber das preisgünstigste
Angebot. Es besteht kein Rechtsanspruch auf Abschluss eines Vertrags.
(3) Die Betreiber von Übertragungsnetzen führen die Verhandlungen mit den Betreibern der Anlagen und schließen bis spätestens zum 15. September
Verträge über die Nutzung der Anlagen für die Netzreserve ab, sofern diese Anlagen im folgenden Winterhalbjahr benötigt werden. Verträge über die
Nutzung der Anlagen für die Netzreserve, die frühestens im übernächsten Winterhalbjahr benötigt werden, sollen bis spätestens zum 15. Dezember
abgeschlossen werden.
dena-Dialog Netze - Berlin 24.06.202 16Kontaktfolie
50Hertz Transmission GmbH Amprion GmbH
Heidestraße 2 Robert-Schuman-Straße 7
10557 Berlin 44263 Dortmund
E-Mail: info@50hertz.com E-Mail: info@amprion.net
TenneT TSO GmbH TransnetBW GmbH
Bernecker Straße 70 Osloer Straße 15–17
95448 Bayreuth 70173 Stuttgart
E-Mail: info@tennet.eu E-Mail: info@transnetbw.de
dena-Dialog Netze - Berlin 24.06.202 17Sie können auch lesen
