Herausforderungen der Energiewende aus Sicht der Bundesnetzagentur

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

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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

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Bestätigter NEP 2013

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rund 2.650 km Neubautrassen

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rund 2.800 km Optimierungsund Verstärkungsmaßnahmen

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von 4 HGÜ-Korridoren wurden 3 bestätigt



von insgesamt 90 vorgeschlagenen Maßnahmen wurden 56 bestätigt



Geschätzter Investitionsbedarf: ca. 16 Mrd. Euro

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NEP 2014 / Auswirkungen des Koalitionsvertrags

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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

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Kraftwerke und Wintervorsorge

Kraftwerke und Wintervorsorge

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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

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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“

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

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“)

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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

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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“

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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

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Vielen Dank für Ihre Aufmerksamkeit !

Peter Franke Vizepräsident der Bundesnetzagentur 0228-14 4521 [email protected]

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