STUDIE ÜBER EINFLUSSFAKTOREN AUF DEN ZUKÜNFTIGEN LEISTUNGSBEDARF DER VERTEILNETZBETREIBER - FFE GMBH - VKU
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Studie über Einflussfaktoren auf den zukünftigen
Leistungsbedarf der Verteilnetzbetreiber
FfE GmbH
1
Tagesordnung
1. Kurzvorstellung der FfE
2. Ausgangssituation und Hintergrund
3. Inhaltliche Skizzierung
4. Analyse von bestehenden Netzen
5. Einflussgrößen auf den Kapazitätsbedarf
6. Excel-Tool
7. Zukünftige Entwicklung Kapazitätsbedarf
2
Die Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V.
Unabhängige Forschung seit 65 Jahren
Ziel der nachuniversitären Weiterbildung
Enge Zusammenarbeit mit der TU München
Breite Fachkompetenz in allen Bereichen der
Energiewirtschaft
2001 Gründung der Forschungsgesellschaft für
Energiewirtschaft mbH
Tätigkeitsfelder der Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH
Industrielles Energie- und Dienstleistungs- Planung und
System- und
Energie- Klimaschutz- und Produkt- Messtechnische
Marktanalysen
management konzepte innovation Untersuchung
3
Ausgangssituation und Hintergrund (I)
In Diskussionen zu Prämissen des NEP Gas wiederholt thematisiert, ob ein
angenommener Rückgang des Erdgasverbrauchs zum Rückgang des VNB-
Leistungsbedarfs führt
Zur zukünftigen Kapazitätsbedarfsentwicklung aktuell zwei konträre Positionen:
Kapazitätswachstum vs. Kapazitätsrückgang
Die BNetzA teilt die von den VNB geäußerten Bedenken gegen einen
Kapazitätsrückgang, mit dem die FNB rechnen. Nach Vorgaben der BNetzA
berücksichtigen die FNB die Langfristprognose der VNB für ersten 5 Jahre.
Entwicklung des
Leistungsbedarfs der VNB
gemäß 10-Jahres-Prognose
der VNB und „Prognos-
Entwicklung“ (NEP 2013)
Studie zur Bewertung zukünftigen VNB-Leistungsbedarfs
4
Ausgangssituation und Hintergrund (II)
Gasnetze müssen auf maximale Kapazität ausgelegt sein
Generell wird mit Verbrauchsrückgang in nächsten Jahren gerechnet
Bisher werden feste Vollbenutzungsstunden angenommen
Kann weiterhin mit gleich bleibendem Verhältnis zwischen
Verbrauch und Kapazität gerechnet werden?
Wie verändern sich die Vollbenutzungsstunden in Zukunft?
5
Inhaltliche Skizzierung
Betrachtungszeitraum von 2015 bis 2025
Nachvollziehbare Herleitung und Bewertung (Gewichtung, Wechselwirkung etc.)
der Einflussgrößen auf Kapazitätsbedarf in Verteilnetzen
Quantifizierung der Einflussfaktoren sowie belastbare Aussagen über zukünftige
Leistungsbedarfsentwicklung
Erläuterung des Zusammenhangs zwischen Erdgasverbrauch und Leistung, und
inwieweit ein solcher ausreichend belastbar für den zukünftigen Leistungsbedarf
der VNB ist
Vorgehen: Erstellen eines Modells mit theoretischen Annahmen zur
Leistungsentwicklung, Validierung des Modells mit realen Verbrauchs- und
Kapazitätsdaten und Übertragung der Ergebnisse auf Regionen und Gesamt-
Deutschland
Tool für Projektpartner, das Parametervariation der berücksichtigten
Eingangsgrößen erlaubt und Leistungsentwicklung berechnet
6
Aufbau einer Datenbasis –
Datenabfrage verschiedener FNB
30 80%
70%
25 ©FfE FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00283
Verbrauch in TWh/a
Anteil des RLM-Verbrauchs
©FfE FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00185
60%
20
50%
15 40%
30%
10
20%
5 10%
0%
0
Netze Netze
Teilnahme von 25 Verteilnetzbetreibern, diese
stellten Daten von 35 Netzen zur Verfügung
Regionale Verteilung gegeben
Netze unterschiedlicher Größen vorhanden
Netze unterschiedlicher Ausprägung vorhanden
Solide Datengrundlage für Darstellung einer Vielzahl an unterschiedlichen Netzen
7
Einflussgrößen auf den Kapazitätsbedarf –
Vollbenutzungsstunden der Netzen bei Auslegungstemperaturen
3.500
Vollbenutzungsstunden
3.000
2.500
2.000
1.500
Vollbenutzungsstunden
1.000 Gesamtnetz
500
©FfE FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00210
0
-20 -15 -10 -5 0
Auslegungstemperatur
Die Vollbenutzungsstunden der untersuchten Netze liegen zwischen 1986 h
und 3236 h.
Der Mittelwert liegt bei 2516 h, mit einer Standardabweichung von 355 h.
Keine klare Aussage über typische Abhängigkeit von der
8
Auslegungstemperatur
Einflussgrößen auf den Kapazitätsbedarf –
Verbraucherstruktur
3.500
Anteil des RLM-Verbrauchs am
3.000
Gesamtverbrauch ermöglicht einfache
Vollbenutzungsstunden
2.500
Abschätzung über Vollbenutzungsstunden
2.000
im Netz.
1.500
1.000
Deutliche Schwankungen bei
500
0
©FfE FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00183
unterschiedlichen Netzen mit gleichem
0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% RLM-Anteil.
Anteil RLM-Verbrauch im Netz
3.000
Vollbenutzungsstunden SLP
2.500
Anteil der GHD im SLP-Sektor lassen 2.000
ebenfalls Trend erkennen. 1.500
Lineare Abhängigkeit kann nicht 1.000
unterstellt werden.
500
©FfE FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00212
0
0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 40%
Anteil GHD an Kundenwerten SLP-Segment
9
Einflussgrößen auf den Kapazitätsbedarf – Untersuchte Größen
Gebäudesanierung
Erneuerung alter Heizungen
Zubau von Solarthermie
Wiederaufheizung nach Nachtabsenkung
Verbraucherstruktur (EFH, MFH, Bürogebäude)
Auslegungstemperaturen
Nutzungsverhalten Kunden
Wirtschaftliche Entwicklung
Bevölkerungsentwicklung
Unterscheidung optionaler Bedarf – zwingender Bedarf
Unterbrechbare Verbraucher
Entwicklung Energiepreise
Einfluss von gesetzlichen Rahmenbedingungen
Entwicklung der Mikro-KWK
Einfluss durch Biogas
10Vorgehensweise zur Ermittlung der Auswirkungen von
Sanierungen auf den Kapazitätsbedarf
Prüfung der Modellierbarkeit von VNB-Lastgängen der Restlast
mittels Regressionsmodellen
Nachbildung verschiedener Gebäude bzw. Sanierungsvarianten in Polysun
Ermittlung der Standardabweichung
als Übergang von wenigen Lastgängen
zu einem Summenlastgang 15.000 Original Lastgang
Vergleichmäßigter Lastgang
Netz-Nachbildung mit simulierten
Verbrauchslastgängen
Leistung in kW
10.000
Variation der Sanierungsvarianten
Unsaniert, Wärmedämmung,
5.000
Heizkesseltausch, Solarthermie, …
©FfE FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00194
Ergebnis: Einfluss von Sanierung 0
12.1.09 0:00 12.1.09 6:00 12.1.09 12:00 12.1.09 18:00
auf das Gebäudeensemble
11Einflussgrößen auf den Kapazitätsbedarf des SLP-Segments
Sanierungsmaßnahmen
Außenwanddämmung
Fenstertausch
Kellerdecken- und Dachbodendämmung
Heizkesseltausch
Heizkesseltausch + Solarthermie-Anlage
Gesamtpaket mit zusätzlich Dämmung
der obersten Geschossdecke, der
Kellerdecke und Fenstertausch
Quelle: Dena, Effizienzhäuser zum Anschauen
12Einfluss der Wärmedämmung auf den Kapazitätsbedarf
Beispielhafte Darstellung der sortierten Jahresdauerlinie bei einem Gebäude
Wirkung auf Wohngebäude 16
EFH (1971-1980),
Durch Wärmedämmung sinkt der 14 Außenwanddämmung
EFH (1971-1980),
Wärmeverlust. Damit reichen innere und 12
Leistung [kWh/h]
unsaniert
solare Gewinne noch bei kälteren 10
Temperaturen zur Temperierung, die 8
Heizgrenztemperatur sinkt. 6
Die thermische Masse des Gebäudes ist 4
besser gegen äußere Einflüsse geschützt, 2
©FfE FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00169
Raumtemperatur und Heizleistung zeigen -
- 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000
geringere Schwankungen
Stunden
Reduktion des Energieverbrauchs: 28 %
Reduktion der Kapazität: 16 %
Fenstertausch, Kellerdecken- und
Dachbodendämmung haben analoge
Auswirkungen
13Einfluss Heizkesseltausch auf den Kapazitätsbedarf
Beispielhafte Darstellung der sortierten Jahresdauerlinie bei einem Gebäude
Wirkung auf Wohngebäude 16
EFH (1971-1980),
Austausch eines Niedertemperatur - 14 Heizkesseltausch (Gas-BW)
EFH (1971-1980), unsaniert
Heizkessels gegen einen Brennwertkessel 12
Leistung [kWh/h]
Brennwertkessel hat einen höheren 10
8
Wirkungsgrad und kann modulieren
6
Geringerer Gasbezug bei gleicher
4
Wärmebereitstellung durch besseren
2
Wirkungsgrad ©FfE FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00173
-
Durch Modulation Anpassung an - 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000
Wärmebedarf und damit gleichmäßigerer Stunden
Betrieb
Reduktion des Energieverbrauchs: 12 %
Reduktion der Kapazität: 15 %
14Einfluss einer Solarthermieanlage auf den Kapazitätsbedarf
Beispielhafte Darstellung der sortierten Jahresdauerlinie bei einem Gebäude
Wirkung auf Wohngebäude 16
EFH (1971-1980), Heizkesseltausch
(Gas-BW) + ST-Anlage
Solarthermieanlage mit Heizungs- 14
EFH (1971-1980), unsaniert
unterstützung (bei MFH nur 12
Leistung [kWh/h]
Warmwasserbereitung) und Kesseltausch 10
Energieverbrauch sinkt durch bessern 8
Kesselwirkungsgrad und durch solare 6
Gewinne im Sommer 4
Wegen größerem Pufferspeicher läuft 2
©FfE FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00172
-
Kessel längere Zeit mit hoher Last, zudem - 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000
keine solaren Gewinne an den kältesten Stunden
Tagen, daher geringe Kapazitätsreduktion
Reduktion des Energieverbrauchs: 23 %
Reduktion der Kapazität: 2 %
15Einfluss des Maßnahmenpakets Sanierung auf den
Kapazitätsbedarf
Beispielhafte Darstellung der sortierten Jahresdauerlinie bei einem Gebäude
Wirkung auf Wohngebäude 16
EFH (1971-1980),
Maßnahmenkombination
Sanierung entsprechend den am häufigsten 14
EFH (1971-1980), unsaniert
durchgeführten Maßnahmen 12
Leistung [kWh/h]
(Wärmedämmung, Fenstertausch, Keller- 10
und Dachgeschossdämmung, 8
Heizkesseltausch und Solarthermieanlage) 6
als zukünftiges Bestands-Referenzgebäude 4
Energiebedarf sinkt durch das 2
©FfE FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00174
Maßnahmenpaket -
- 1.000 2.000 3.000 4.000 5.000 6.000 7.000 8.000
Heizkessel ist schlechter ausgelastet, Stunden
Pufferspeicher der Solarthermieanlage
ermöglicht längere Laufzeiten der
Warmwasserbereitung
Reduktion des Energieverbrauchs: 64 %
Reduktion der Kapazität: 11 %
16Zusammenfassung der Auswirkungen von Sanierungsmaßnahmen
Bei gleicher prozentualer Änderung von Energieverbrauch und Kapazitätsbedarf
bleiben die Vollbenutzungsstunden gleich
Sinkt der Energieverbrauch stärker als die Kapazität, dann sinkt auch die Anzahl
der Vollbenutzungsstunden
Bei einem Heizkesseltausch
bleiben die Vollbenutzungs-
stunden ähnlich
Bei allen anderen Sanierungs-
maßnahmen sinken die Voll-
benutzungsstunden, da die
Leistung für die winterliche
Warmwasserbereitung
zunehmend stärker in den
Vordergrund tritt
* Fenstertausch, Kellerdecken-
und Dachdämmung analog
17Einflussgrößen auf den Kapazitätsbedarf
optionaler Bedarf gegen zwingenden Bedarf
Historisch: Wechselnder Preisvorteil Gas/Öl, viele Unternehmen bauen parallele
Heizöl- und Erdgasinfrastruktur auf um von Preisvorteilen zu profitieren
Aktuelle Situation und Trend: Seit mehreren Jahren Preisvorteil bei Erdgas. Bei
Reparatur oder Neuanschaffung findet Rückbau der Heizölinfrastruktur statt
Die Anzahl von Unternehmen, welche kurzfristig auf einen alternativen Brennstoff
umsteigen können, sinkt fortwährend
Der Großteil des Bedarfs ist
zukünftig als zwingend anzunehmen 80
Preis für Industrie in €/MWh Hi
70
60
50
40
30 Heizöl schwer
20 Heizöl leicht
Erdgas
10
©FfE FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00229
0
2000 2005 2010 2015 2020 2025
Quellen: BMWi Energiedaten Blatt 26 Energiereferenzprognose
18Einflussgrößen auf den Kapazitätsbedarf – Entwicklung Gaspreis
Monetär
Historisch: Wechselnder Preisvorteil Heizöl/Erdgas
Aktuell und Trend: Erdgas wird preislich günstiger liegen als Heizöl
Pellets und Fernwärmepreise orientieren sich an Erdgas/Heizölpreisen
Infrastruktur
Bei Umstieg zu Gas werden Tankräume/Lagerräume frei
Bei Umstieg weg vom Gas würde dieser Platz wieder benötigt (Ausnahme Strom)
KWK-Anlagen können nicht 120
günstig von Erdgas auf Heizöl
Preis für Haushalte in €/MWh Hi
100
umgestellt werden (Emissionen)
Regenerative Brennstoffe für Dampf- 80
erzeugung oft zu träge 60
Heizöl leicht
Im Industriebereich Umstellung nur
40 Erdgas
nach mehreren Jahren Preisvorteil Briketts
In PHH und GHD kaum Umstellung 20
Fernwärme
auf neue Energieträger. Im 0
©FfE FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00231
Neubau Preissensitivität einer von 2000 2005 2010
Quellen: BMWi Energiedaten Blatt 26
2015 2020 2025
19 vielen EinflussfaktorenEinflussgrößen auf den Kapazitätsbedarf –
Bevölkerungsentwicklung
Folgende Effekte sind denkbar aber nicht quantifizierbar
Bevölkerungsrückgang: Erhöhung der personenspezifischen Wohnfläche, damit
spezifisch höherer Wärmebedarf. Reduktion des Warmwasserbedarfs
Bevölkerungswachstum: Verdichtung des vorhandenen Raums,
höhere Neubauquote. Höherer Warmwasserbedarf
Fazit: für gesamte Netzkapazität nicht entscheidend, da Neubauten und der
Wärmebedarf in der Referenzprognose vorgegeben sind
Regionale Betrachtung im Regionenmodell hinterlegt
20Einflussgrößen auf den Kapazitätsbedarf
Wirtschaftliche Entwicklung von Industriebetrieben
Untersuchung der Auswirkung eines RLM-Kunden auf die Gesamtkapazität:
Betrachten der Netze mit vollständigen Angaben der RLM-Kunden
Untersuchen Temperaturabhängigkeit RLM-Kunden gesamt
Herausnehmen eines einzelnen RLM-Verbrauchers
Bei Temperaturabhängigkeit lineare Regression des
verbleibenden RLM-Lastgangs
Ermitteln der regressiv-berechneten Kapazität des verbleibenden Lastgangs
Vergleich der resultierenden Bestellkapazitäten mit
dem anteiligen Verbrauch am Gesamtverbrauch
21Einflussgrößen auf den Kapazitätsbedarf –
Wirtschaftliche Entwicklung von Industriebetrieben (1/3)
Netz 1 (48% RLM-Verbrauch) Netz 2 (47% RLM-Verbrauch)
120 RLM-Verbraucher 375 RLM-Verbraucher
7% 7%
6% 6%
Rückgang Kapazität
Rückgang Kapazität
5% 5%
y = 0,5049x + 0,001
4% R² = 0,7412 4% y = 0,5314x + 0,0002
R² = 0,9652
3% 3%
Konstante Konstante
2% Vollbenutzungsstunden 2% Vollbenutzungsstunden
Reduzierung regressiv Reduzierung regressiv
1% berechnete Kapazität 1% berechnete Kapazität
©FfE FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00230 ©FfE FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00217
0% 0%
0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 0% 2% 4% 6% 8% 10% 12%
Anteil an Gesamtverbrauch Anteil an Gesamtverbrauch
In diesen beiden Netzen sieht man, dass ein „durchschnittlicher“ RLM-Verbraucher,
der x-Prozent Anteil am Jahresverbrauch eines Netzes hat, einen Einfluss von x/2 –
Prozent auf die maximale Kapazität hat.
Verliert/gewinnt eines dieser beiden Netze einen Kunden, der 10% des
Gesamtverbrauchs des Netzes ausmacht, verringert/erhöht sich die Kapazität bei
linearer Fortschreibung um etwa 5%.
22Einflussgrößen auf den Kapazitätsbedarf –
Wirtschaftliche Entwicklung von Industriebetrieben (2/3)
Untersuchungen für andere Netze
Unterschiedliche Verhältnisse zwischen der Reduzierung der Energie und dem
Rückgang der maximalen Kapazität
Beispiel: Netz mit RLM-Anteil von 13,7% an Gesamtverbrauch
3,0%
2,5%
Reduzierung regressiv
Rückgang Kapazität
berechnete Kapazität
2,0%
Konstante
Vollbenutzungsstunden
1,5%
1,0%
y = 0,2985x + 0,0002
0,5% R² = 0,444
©FfE FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00265
0,0%
0% 1% 2% 3% 4% 5%
Anteil an Gesamtverbrauch
Das Verhältnis von Kapazität zu Energie bei Hinzufügen/Wegnahme
eines RLM-Kunden variiert
Betrachtung der Abhängigkeiten für kleine Verbraucher
23Einflussgrößen auf den Kapazitätsbedarf –
Wirtschaftliche Entwicklung von Industriebetrieben (3/3)
7%
Bei Betrachtung aller RLM-
6%
Verbraucher Zusammenhang
Rückgang Kapazität
5%
4%
y = 0,5049x + 0,001 erkennbar für dieses Netz
R² = 0,7412
3% Betrachtung der Resultate, wenn die
Konstante
2% Vollbenutzungsstunden 10 größten Verbraucher heraus
1%
Reduzierung regressiv
berechnete Kapazität
genommen werden
©FfE FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00230
0%
0% 2% 4% 6% 8% 10% 12%
Anteil an Gesamtverbrauch
3,5%
Konstante
Verhältnis nähert sich für dieses 3,0% Vollbenutzungsstunden
Reduzierung regressiv
Rückgang Kapazität
Netz der Gerade konstanter 2,5%
berechnete Kapazität
Vollbenutzungsstunden an 2,0%
1,5%
Eine genaue Betrachtung des
1,0% y = 0,9031x + 0,0003
RLM-Sektors kann nur unter R² = 0,3475
0,5%
Berücksichtigung des ©FfE FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00266
0,0%
Verhältnisses zwischen Energie 0,0% 0,5% 1,0% 1,5% 2,0% 2,5% 3,0%
Anteil an Gesamtverbrauch
und Kapazität der einzelnen
Verbraucher getroffen werden.
24Einflussgrößen auf den Kapazitätsbedarf –
Modernisierungen in der Industrie
Drei Modernisierungsszenarien:
Reduzierung der Spitzenlast
Reduzierung/Addition eines Prozesses
Modernisierung eines Prozesses
Auswirkungen:
Erhöhung der Vollbenutzungsstunden
Konstante Vollbenutzungsstunden
Verringerung der Vollbenutzungsstunden
©FfE FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00288
Kapazität
Industriebetrieb
Spitzenlastreduzierung
Prozessreduzierung
Prozessoptimierung ©FfE FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00291
25 Stunde im JahrExcel-Tool
Aufbau eines Tools zur Durchführung der Berechnungen und um die
Ergebnisse der Studie nachvollziehbar darstellen zu können
Möglichkeit zur regionalen Darstellung der für Deutschland
ermittelten Ergebnisse
Möglichkeit zur Eingabe netzspezifischer Daten
Basis des Energieverbrauchs und der Entwicklungen ist die
Energiereferenzprognose
Granularität der Basisdaten ist zu grob für einzelne Netze (z.B.
Neuanschluss von Unternehmen). Daher individuelle Anpassung
der Entwicklung durch die VNB möglich
26Format der Zellen: Bereich für eigene Notizen
Excel-Tool Eingabe
Berechnung
Fester Wert aus Studie
Eingabemaske
Ausgabe
Vorschlag FfE nach Energiereferenzprognose
Eingabe obligatorisch: Parameter Eingabe Ergebnis Kapazität und Verbrauch
Leistungsbedarf gesamt [in MW] 132.444
Leistungsbedarf SLP [in MW] (bei Bedarf: Restlast verwenden) 95.443
Leistungsbedarf RLM [in MW] 37.001 Leistungsbedarf gesamt [in MW]
Leistungsbedarf Kraftwerke [in MW] - Leistungsbedarf SLP [in MW]
Leistungsbedarf RLM [in MW]
Verbrauch gesamt [in MWh] 325.694.444 Leistungsbedarf Kraftwerke [in MW]
Verbrauch SLP [in MWh] 230.972.222
Verbrauch RLM ohne Kraftwerke [in MWh] 94.722.222 Verbrauch gesamt [in MWh]
Verbrauch SLP [in MWh]
Entwicklung der Volllaststunden in der Industrie Berechnung über konstante Vollbenutzungsstunden Verbrauch RLM ohne Kraftwerke [in MWh]
Erste 2 Stellen der PLZ des Netzgebiets (PLZ2-Gebiet) 00 Ergebnis relative Änderungen
Optional: Bei Überschneidung zweites PLZ2-Gebiet
Entwicklung des Leistungsbedarfs gesamt [in
Anteil an Verbrauch erstes PLZ2-Gebiet [in %] 100% Entwicklung des Verbrauchs gesamt [in %]
Erste 2 Stellen des zweiten PLZ2 - Gebiets
Anteil an Verbrauch zweites PLZ2-Gebiet (keine Eingabe, zur Kontrolle) 0%
120%
Kundenwerte EFH (Summe aller Ausprägungen) [in MWh] 520.000,00
Kundenwerte MFH (Summe aller Ausprägungen) [in MWh ] 480.000,00
100%
Kundenwerte Gewerbe/GHD [in MWh] -
Anteil des GHD-Verbrauchs an Verbrauch RLM [in %] 100% 80%
(ohne Erzeugungsanlagen bzw. Kraftwerke)
Auslegungstemperatur [in °C] -10 60%
40%
Eingabe optional Parameter Eingabe
[in % pro Jahr bezogen auf jeweiligen Sektor] Entwicklung
Nachverdichtung (Neuanschluss von Verbrauchern durch Umstieg auf Erdgas) 20%
Entwicklung
Quote Nachverdichtung Industrie [in % vom Bestand Industrie, pro Jahr]
Vorschlag nach Referenzprognose 0%
2015
Quote Nachverdichtung GHD [in % vom Bestand GHD, pro Jahr]
Vorschlag nach Referenzprognose
Quote Nachverdichtung HH [in % vom Bestand HH, pro Jahr]
Vorschlag nach Referenzprognose
Änderung des Energieverbrauchs entsprechend Referenzprognose (regionales Wachstum sowie Sanierung bereits berücksichtigt)
Verbrauchsänderung Industrie (energetische Änderung) [in % pro Jahr]
Vorschlag nach Referenzprognose [in % pro Jahr] -0,50%
Verbrauchsänderung GHD (energetische Änderung) [in % pro Jahr]
Vorschlag nach Referenzprognose [in % pro Jahr] -2,79%
Neubauquoten von privaten Haushalten
Neubauquote EFH [in % vom Bestand EFH pro Jahr]
Vorschlag nach Referenzprognose [in % pro Jahr] 0,74%
Neubauquote MFH [in % vom Bestand MFH pro Jahr]
27 Vorschlag nach Referenzprognose [in % pro Jahr] 0,75%Excel-Tool
Ergebnisse und individuelle Anpassung
Bereich für eigene Notizen
Ergebnis Kapazität und Verbrauch (ohne individuelle Anpassung) Ergebnis mit individuellen Anpassungen
Indidviduelle Anpassung bei
heute 2020 2025 Kenntnis über konkrete Individuelle Anpassung
Jahr Kapazität gesamt Berechnung Leistungsveränderung nachgelagerte Netze Kapazitätsprognose bis 2025
Leistungsbedarf gesamt [in MW] 132.444 127.496 120.441 in MW in MW in MW in MW
Leistungsbedarf SLP [in MW] 95.443 94.204 90.278 2015 132.443,9 132.443,9
Leistungsbedarf RLM [in MW] 37.001 33.292 30.164 2016 131.454,3 131.454,3
Leistungsbedarf Kraftwerke [in MW] - - - 2017 130.464,6 130.464,6
2018 129.475,0 129.475,0
Verbrauch gesamt [in MWh] 325.694.444 301.750.000 265.583.333 2019 128.485,4 128.485,4
Verbrauch SLP [in MWh] 230.972.222 220.638.889 197.250.000 2020 127.495,7 127.495,7
Verbrauch RLM ohne Kraftwerke [in MWh] 94.722.222 81.111.111 68.333.333 2021 126.084,8 126.084,8
2022 124.673,9 124.673,9
2023 123.263,0 123.263,0
Ergebnis relative Änderungen (ohne individuelle Anpassung) 2024 121.852,1 121.852,1
2025 120.441,2 120.441,2
heute 2020 2025
Entwicklung des Leistungsbedarfs gesamt [in %] 100% 96,26% 90,94%
Entwicklung des Verbrauchs gesamt [in %] 100% 92,65% 81,54% 120%
2015 2020 2025 100%
99%
Prozentuale Entwicklung
100%
120% 99%
98%
80% 97%
100%
96%
60% 95%
80% 94%
40% 93%
60% 92%
20% 91%
Entwicklung der Kapazität
40%
0%
Entwicklung des Leistungsbedarfs gesamt [in %]
20%
Entwicklung des Verbrauchs gesamt [in %]
Jahre
0%
2015 2020 2025
Jahr
28Zukünftige Entwicklung Kapazitätsbedarf (1/2)
Ermittlung der Kapazitäten mit Hilfe der konstanten Vollbenutzungsstunden des
NEP-Gas 2014 auf Basis des Verbrauchs der Energiereferenzprognose
Entwicklung Verbrauch Entwicklung Leistung bisher
300
100%
250
Kapazität (2015 = 100%)
95%
Verbrauch in TWh
200 Industrie
Haushalte 90%
150
GHD
100 85%
Verbrauch
50 80%
Leistungsbedarf (konstante Vollbenutzungsstunden)
©FfE FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00292
0 ©FfE FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00348
75%
2015 2020 2025
2015 2020 2025
Jahre
Jahre
Quelle: Energiereferenzprognose, eigene Berechnungen
Quelle: Energiereferenzprognose, eigene Berechnungen
Verbrauchsreduktion bis 2025 Leistung entwickelt sich
Unterschiedliche sektorale gekoppelt zum Verbrach
Entwicklungen
29Zukünftige Entwicklung Kapazitätsbedarf (2/2)
Beibehalten der Annahmen zum Bedarfsrückgang
Einführen dynamischer Vollbenutzungsstunden
Zwei verschiedene Entwicklungspfade:
Annahme konstanter Vollbenutzungsstunden der Industrie
Annahme konstanten Leistungsbedarfs der Industrie
100%
Kapazität (2015 = 100%)
95%
90%
Leistungsbedarf (dynamische Vollbenutzungsstunden)
85% Vollbenutzungsstunden Industrie konstant
Leistungsbedarf (dynamische Vollbenutzungsstunden)
Leistungsbedarf Industrie konstant
80% Verbrauch
©FfE FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00340
75%
2015 2020 2025
Jahre
Quelle: Energiereferenzprognose, eigene Berechnungen
Kapazität und Verbrauch ändern sich stark voneinander entkoppelt.
30Zusammenfassung
Zukünftige Entwicklung Kapazitätsbedarf - Deutschland
2015 2020 2025
Verbrauch gesamt 100% 94,3% 87,3%
Kapazität bei konstanten
100% 93,9% 85,9%
Vollbenutzungsstunden
Kapazität bei Vollbenutzungsstunden
100% 96,3% 92,2%
Industrie konstant
Kapazität bei Kapazität Industrie konstant 100% 97,4% 93,8%
FNB-01#A Gasverbrauch_mbH_00345
Quelle: Energiereferenzprognose, eigene Berechnungen
Mit den Ergebnissen dieser Studie konnte auf Basis der Energieverbräuchen der
Energiereferenzprognose der Kapazitätsbedarf bis 2025 ermittelt werden
Sanierungsmaßnahmen führen zu einer deutlichen Reduktion der Vollbenutzungsstunden
Ein geringerer Sanierungsfortschritt verzögert die Reduktion der Vollbenutzungsstunden
Einer Verbrauchsreduktion von 13% bis 2025 (Energiereferenzprognose) steht eine
Kapazitätsreduktion von 8% (bzw. 6%) gegenüber
In einzelnen Netzen kann z.B. durch Nachverdichtung oder Neuerschließung von
Verbrauchern die Verbrauchsreduktion mit entsprechenden Auswirkungen auf die
Kapazität variieren
31Zusammenfassung
Verbrauchsänderungen (z. B. Nachverdichtung, Sanierung, Anschluss Neubauten) haben
unterschiedliche Auswirkungen auf den Kapazitätsbedarf bzw. die Vollbenutzungsstunden
Der Ansatz über eine Berechnung mit konstanten Vollbenutzungsstunden für die
Umrechnung von Energieverbrauch in einen Leistungsbedarf ist daher nicht zielführend, die
Verwendung von dynamischen Vollbenutzungsstunden wird empfohlen
Die Beschreibung der Auswirkungen von Verbrauchsänderungen im Gebäudebereich ist gut
abbildbar, aufgrund unterschiedlichem Verhalten der Betriebe ist dies im Industriebreich
schwer möglich
Aufgrund unterschiedlichster Ausprägungen der Verbraucherstruktur der Netze und
unterschiedlichem Gebäudebestand ist eine regionale Betrachtung notwendig
Die deutschlandweite Untersuchung ergibt bei Annahmen nach Energiereferenzprognose für
den Energieverbrauch bei Bestandskunden:
Haushalte: Energierückgang um 3% Leistungsrückgang von ca. 1%
Sektor GHD: Energierückgang um 3% Leistungsrückgang von ca. 2%
Industrie: Zwei Varianten (konstante Vollbenutzungsstunden und konstante Leistung)
Alle Sektoren: Energierückgang um 1,6% bzw. 2,1% Leistungsbedarfsrückgang von ca. 1%
Für die Entwicklung eines Einzelnetzes ist immer der Einzelfall zu prüfen,
regionale Gegebenheiten sind zu berücksichtigen
32Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit.
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Ansprechpartner:
Dipl.-Ing. Benedikt Eberl Dr.-Ing. Serafin von Roon Dr.-Ing. Thomas Gobmaier
+49 89 158121-47 +49 89 158121-51 +49 89 158121-52
beberl@ffe.de sroon@ffe.de tgobmaier@ffe.de
Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH
Am Blütenanger 71
80995 München
www.ffegmbh.de
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