1 Herausforderungen der Energiewende aus Sicht der Bundesnetzagentur Peter Franke, Vizepräsident der Bundesnetzagen...
Herausforderungen der Energiewende aus Sicht der Bundesnetzagentur Peter Franke, Vizepräsident der Bundesnetzagentur DVGW/VDE 2. Münchener Energietage
München, 17. März 2014
www.bundesnetzagentur.de
Energiewende und Netzausbau
Netzausbau und Erhöhung des Anteils Erneuerbarer Energien im nationalen Energiemix
Erzeugung auf fossiler Basis und (während der Restlaufzeiten) aus Kernenergie wird verdrängt
Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien ist in erheblichem Umfang standortgebunden (vor allem Offshore-Windkraft)
Übertragungsnetz ist nicht auf diese Standorte, sondern auf die Standorte bestehender Großkraftwerke (Braunkohle, Kernenergie, Steinkohle) ausgerichtet
großräumiger Netzausbau zur „Ableitung“ des Stroms aus Erneuerbaren Energien erforderlich, da die Erzeugungsstandorte überwiegend lastfern sind
großräumige Nord-/Südverbindungen erforderlich
2
Gesamtablauf der Netzentwicklungsplanung
Szenarien
Netzentwicklungsplan und Umweltprüfung
2011
Bundesbedarfsplan
2012
9/12: Start Konsultation 2. Entwurf NEP und Umweltbericht
12/11: Genehmigung Szenariorahmen
Trassenkorridore
2013
Ende 2012: Bestätigung NEP/ Entwurf BBP
ab 2014
7/2013: Verabschiedung BBP-Gesetz und PlfZV Erste Bundesfachplanungsanträge
5/12: Start Konsultation 1. Entwurf NEP
Bundesnetzagentur
Konkrete Trassen
Übertragungsnetzbetreiber Bundesgesetzgeber © Bundesnetzagentur
3
Bestätigter NEP 2013
rund 2.650 km Neubautrassen
rund 2.800 km Optimierungsund Verstärkungsmaßnahmen
von 4 HGÜ-Korridoren wurden 3 bestätigt
von insgesamt 90 vorgeschlagenen Maßnahmen wurden 56 bestätigt
Geschätzter Investitionsbedarf: ca. 16 Mrd. Euro
4
NEP 2014 / Auswirkungen des Koalitionsvertrags
BNetzA hat ÜNB aufgefordert, im Rahmen von sog. Sensitivitäten maßnahmenscharfe Netzberechnungen auf Basis der Ausbauziele gemäß Koalitionsvertrag durchzuführen
Konkrete Aussagen über die Auswirkungen dieser neuen Rahmenbedingungen sind erst nach Vorlage der Berechnungen möglich
Vorlage der NEP-Entwürfe 2014 und der Ergebnisse der Sensitivitäten: Mitte April 2014
5
Kraftwerke und Wintervorsorge
Kraftwerke und Wintervorsorge
6
Energiewirtschaftlicher Rahmen I
Mangelnde Kraftwerkskapazität – ein räumlich und zeitlich begrenztes Problem in Süddeutschland und eine grundsätzliche Herausforderung für die Versorgungssicherheit im gesamten Bundesgebiet
Sondersituation in Süddeutschland: durch die sofortige Außerbetriebnahme der acht ältesten Kernkraftwerke ist Süddeutschland überproportional betroffen
die Kapazität laufender Kraftwerke reicht zur Bewältigung von Engpasssituationen nicht aus
daher: Mobilisierung von Reservekraftwerken und Verhinderung der Stilllegung laufender Anlagen
vorübergehendes Risiko für die Systemstabilität, weil mit dem Netzausbau Süddeutschland in die neuen Erzeugungsstrukturen eingebunden wird 7
Energiewirtschaftlicher Rahmen II
bezogen auf das gesamte Bundesgebiet reichen die Kraftwerkskapazitäten derzeit aus
auf mittlere Sicht aber Besorgnis, dass vorhandene Kraftwerke tendenziell unwirtschaftlich werden und keine Anreize für den Bau neuer Kraftwerke bestehen
diese Besorgnis ist Ausgangspunkt der Diskussion über die Notwendigkeit eines „Kapazitätsmechanismus“
das heißt:
derzeit unterschiedliche Ausgangslage in Süddeutschland und im übrigen Bundesgebiet
die Gründe für die Unwirtschaftlichkeit konventioneller Erzeugung in Süddeutschland und die – zu befürchtende – gleiche Entwicklung im übrigen Bundesgebiet sind gleich
8
Energiewirtschaftlicher Rahmen III
Ausbau der erneuerbaren Energien (EE) schreitet massiv voran (Anteil am Stromverbrauch in 2012 bei ca. 23%)
Einsatz der EE wegen niedriger variabler Kosten sehr günstig: 1.
erneuerbare Energien
2.
Kern- und Braunkohlekraftwerke
3.
Steinkohlekraftwerke
4.
Gaskraftwerke
€/MWh
MW
Vorrangiger Einsatz der EE auch ohne Einspeisevorrang
„Zusatzversorgung“ durch konventionelle Anlagen unter den Bedingungen witterungsabhängiger volatiler Einspeisung 9
Maßnahmen zur „Wintervorsorge“
Bewältigung der Engpasssituation in Süddeutschland bis 2013 („Wintervorsorge“) in den Wintern 2011/12 und 2012/13 „freihändiges“ Kontrahieren von Reservekraftwerken flankiert durch individuelle Vereinbarungen zur Abwendung von Kraftwerksstilllegungen seit 2013 Verfahren nach der Reservekraftwerksverordnung bis Ende 2017 befristetes Modell zur Sicherung von Kraftwerkskapazitäten zielt nur auf die Lösung der Probleme in Süddeutschland kein rechtlicher Einstieg in einen dauerhaften Kapazitätsmechanismus Beschaffung der Reservekapazitäten in einem transparenten Verfahren Regelung der Voraussetzungen, unter denen auch neue Anlagen zur Gewährleistung der Systemstabilität errichtet werden können 10
Reservekraftwerksverordnung I
formalisiertes Verfahren zur Beschaffung von
Kraftwerkskapazität Grundlage: Systemanalyse durch die Netzbetreiber und Bedarfsfeststellung durch die Bundesnetzagentur
Bedarfsdeckung auf der Grundlage eines Interessenbekundungsverfahren in erster Linie Heranziehung von Anlagen, die stillgelegt werden sollen oder bereits stillgelegt sind ausnahmsweise Beschaffung neuer Kapazitäten für die Netzreserve wenn keine Bedarfsdeckung durch Ausschreibung zu erreichen, Errichtung und Betrieb einer neuen Anlage durch den Übertragungsnetzbetreiber („besondere netztechnische Einrichtung“)
11
Reservekraftwerksverordnung II
Kostenerstattung nur Erstattung der Erzeugungsauslagen und der Betriebsbereitschaftsauslagen (einschließlich Leistungspreis für die zusätzlichen Kosten der Bereithaltung) keine Erstattung von Opportunitätskosten oder von Kosten, die auch im Falle einer Stilllegung angefallen wären
Kraftwerkseinsatz nur für Reservezwecke zur Vermeidung von Wettbewerbsverzerrungen Einsatz von Reservekraftwerken nur außerhalb des Energiemarktes entsprechende vertragliche Verpflichtung auch für den Zeitraum bis zur endgültigen Stilllegung bei Rückkehr an den Markt Rückerstattung der Betriebsbereitschaftsauslagen
12
Mittel- bis langfristig: Anpassung Marktdesign
Anreize zur Vorhaltung von Leistung oder Kapazität werden aktuell in zwei Grundansätzen diskutiert:
anlagenbezogene strategische Reserve
umfassender Kapazitätsmechanismus, der auf der Verfügbarkeit „gesicherter Kapazitäten“ beruht
Stromspeicher als Patentrezept?
Stromspeicher können bei Starkwind oder hoher Sonneneinstrahlung überschüssig erzeugten Strom in Zeiträume mit geringerer EEErzeugung verlagern; das Energiedargebot aus EE wird damit besser genutzt.
Stromspeicher (z.B. Batteriespeicher) können sich an Mechanismen zur Kapazitätsabsicherung beteiligen - sind bislang allerdings großtechnisch nicht verfügbar.
„Power-to-Gas“ als Speichertechnologie macht weiterhin konventionelle Erzeugungskapazitäten erforderlich – kein Ersatz für gesicherte Erzeugungskapazitäten 13
Abwägung der Mechanismen Vorteile
rel. geringe Eingriffsintensität in das Marktgeschehen
Mechanismus kann ohne Probleme wieder rückgängig gemacht werden
Verfügbarkeitsoptionen
Strategische Reserve
Nachteile
Strategische Reserve als (zu) attraktives Geschäftsmodell („Sog vom Markt in die Reserve“?)
Ineffizienter Kraftwerkseinsatz
Probleme bei der Bestimmung des Reservebedarfs
Mögliche Marktmacht in extremen Knappheitssituationen
Bürokratie (z.B. Teilnahmebedingungen, Sanktionen bei Nichteinsatz)
Mechanismus nicht mehr rückgängig zu machen (Werden neue Kraftwerke angereizt, haben diese eine Lebensdauer von fast 50 Jahren.)
Verbleib der Kapazitäten am Markt und effizienter Kraftwerkseinsatz
geringere Anforderungen bei Bestimmung des Reservebedarfs
Kein Marktmachtproblem durch Kapazitätszurückhaltung
geringere Anforderungen bei Präqualifikation
tiefgreifender Eingriff in die Marktstruktur
Komplexität des Mechanismus 14
Wintervorsorge 2013/2014
Bedarfsfeststellung der BNetzA gem. § 3 ResKV am 16.9.2013
max. Kaltreservebedarf: rund 2,5 GW (->im „Starkwindfall“)
Verfügbare Reserveleistung für ÜNB aus deutschen und österreichischen (rd. 785 MW) ReserveKW: rund 2,5 GW
im Vergleich zum letzten Winter 2012/2013 Situation aufgrund von Außerbetriebnahmen von süddeutschen Kraftwerken und Zubau von Windenergieanlagen verschlechtert
Versorgungssicherheitslage im Winter 2013/2014 (wie im vergangenen Winter): „angespannt, aber beherrschbar“
15
Wintervorsorge 2015/2016
3-Jahres-Prognose gem. § 13 ResKV am 30.9.2013
31.12.2015 Abschaltung des Kernkraftwerks Grafenrheinfeld
Worst Case-Betrachtung: Süd-West-Kuppelleitung wird nicht zeitgerecht realisiert
Netzreservebedarf: rund 4,8 GW für Winter 2015/2016
Wesentlicher Teil bereits durch langfristig kontrahierte Anlagen sowie durch Anlagen der Netzreserve gesichert; hinzu kommt gesicherte Kraftwerksleistung aus dem Ausland
Nach derzeitigen Erkenntnissen kein Neubaubedarf
16
Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit !
Peter Franke Vizepräsident der Bundesnetzagentur 0228-14 4521
[email protected]
17