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Agora Toolbox für die Stromnetze

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Agora Energiewende | Toolbox für die Stromnetze - Für die künftige Integration von Erneuerbaren Energien ergänzende steuernde Instrumente eingeführt, die dieses Paradigma etwas lockern. Zum einen wurde im Energiewirtschaftsgesetz der sogenannte Drei-Prozent-Ansatz eingeführt: Auf diese Weise wurde vom Gesetzgeber der Tatsache Rechnung getragen, dass es volkswirtschaftlich nicht effizient wäre, das Netz „auf die letzte Kilowattstunde“ für den Fall gleichzeitig hoher Einspeisespitzen auszubauen, die in nur wenigen Stunden des Jahres auftreten. Bei ihrer Netzplanung können die Netzbetreiber eine Spitzenkappung von bis zu drei Prozent zugrunde legen. Das heißt, sie können ihre Berechnungen unter der Annahme durchführen, dass die prognostizierte jährliche Strom erzeugung je unmittelbar an ihr Netz angeschlossene Onshore-Windenergie- oder Solaranlagen um bis zu drei Prozent reduziert werden darf. 42 Während Verteilnetzbetreiber im Rahmen ihrer Netzplanung die Spitzenkappung optional zugrunde legen können, sind Übertragungsnetzbetreiber hingegen dazu verpflichtet, die Regelungen zur Spitzenkappung bei der Erstellung des Netzentwicklungsplans für das Übertragungsnetz anzuwenden. 43 Hierbei ist zu beachten, dass es sich bei dem Drei-Prozent-Ansatz um einen Ansatz der Netzplanung handelt. Im Netzbetrieb nutzen die Netzbetreiber Maßnahmen wie Redispatch und Einspeisemanagement. 44 Ein zweiter neuer Baustein ist – über das EEG 2017 – die Festlegung eines sogenannten Netzausbaugebiets als erzeugungsseitiges Steuerungsinstrument. In einem festgelegten Netzausbaugebiet erfolgt eine Begrenzung des Zubaus von Onshore-Windenergieanlagen (jährliche Obergrenze), wo regional eine besonders starke Belastung der Übertragungsnetze vorliegt. 45 42 § 11 Abs. 2 EnWG 43 § 12b Abs. 1 S. 3 EnWG 44 Dies bedeutet, dass zum Beispiel eine EE-Anlage, die an einem kritischen Engpass steht, im Netzbetrieb auch weitaus mehr als drei Prozent ihrer jährlichen Stromerzeugung geregelt werden kann. 45 § 36c EEG 2017 Der Netzentwicklungsplan Strom (NEP) wird im zweijährigen Turnus gemeinsam von den vier Übertragungsnetzbetreibern erstellt. Er muss alle wirksamen Maßnahmen zur bedarfsgerechten Optimierung, Verstärkung und zum Ausbau des Netzes für die nächsten 10 bis 15 Jahre enthalten, die für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb erforderlich sind. 46 Die Berechnungen des NEP Strom basieren auf einem Szenariorahmen, der mindestens drei mögliche Entwicklungspfade – also Szenarien – enthalten muss, die die Bandbreite wahrscheinlicher Entwicklungen im Rahmen der energiepolitischen Ziele der Bundesregierung abdecken. 47 Zusätzlich gibt es auch ein längerfristiges Szenario. Der aktuelle Szenariorahmen 2030 für den Netzentwicklungsplan Strom 2030, Version 2017, umfasst vier Szenarien, wovon drei das Zieljahr 2030 haben und ein längerfristiges Szenario das Zieljahr 2035 hat. 48 Die Annahmen des Szenariorahmens gehen dann in die Marktsimulation ein. Ausgehend von einem Startnetz wird im Rahmen von Netzanalysen schließlich der Netzausbaubedarf determiniert. Hierbei sind die kritischen Stunden für die Netzdimensionierung maßgeblich, 46 § 12b Abs. 1 S. 2 i. V. m. § 12a Abs. 1 S. 2 EnWG. Der Betrachtungsraum des Netzentwicklungsplans Strom bezieht sich auf mindestens die nächsten 10 und höchstens die nächsten 15 Jahre. Zusätzlich muss ein Szenario auch die wahrscheinliche Entwicklung für die mindestens nächsten 15 Jahre und höchstens 20 Jahre darstellen. 47 §12a EnWG 48 50Hertz et al. (2017). Das Szenario A des NEP 2030 ist ein eher konservatives Szenario mit EE-Ausbau am unteren Rand des Ausbaukorridors und einem relativ größeren Anteil an konventioneller Stromerzeugung für das Zieljahr 2030. Das Szenario B mit den Zieljahren 2030 und 2035 ist ein Transformationsszenario mit einer zunehmend flexibilisierten Energiewende und Vorgaben zum maximalen CO₂-Ausstoß im Kraftwerkssektor. Als Innovationsszenario geht das Scenario C 2030 am weitesten mit einem schnellen EE-Zubau am oberen Rand des Ausbaukorridors, dem kleinsten konventionellen Kraftwerkspark, mit Vorgaben zum maximalen CO₂-Ausstoß im Kraftwerkssektor, einem Anstieg des Stromverbrauchs, einer starken Diffusion von innovativen Stromanwendungen sowie einer stärkeren Sektorenkopplung. 24

STUDIE | Toolbox für die Stromnetze - Für die künftige Integration von Erneuerbaren Energien damit Systemstabilität und Versorgungssicherheit gewährleistet sind. Für die Bestimmung neuer notwendiger Netzentwicklungsmaßnahmen findet das NOVA-Prinzip Anwendung: Netz-Optimierung vor Verstärkung vor Ausbau. 49 Das heißt, erst wenn Netzoptimierungs- und verstärkungsmaßnahmen ausgeschöpft sind, wird das Netz ausgebaut. Netzoptimierung kann beispielsweise durch Freileitungsmonitoring (FLM) erfolgen, wodurch unter Berücksichtigung der Betriebstemperatur der Leiterseile deren Übertragungskapazität besser ausgenutzt wird. Wenn in Zeiten von Starkwind niedrigere Außentemperaturen gepaart mit erhöhter Einspeisung durch Windenergieanlagen auftreten, erlaubt Sensorik punkt- oder abschnittsweise die Temperatur eines Leiterseils zu messen. Da der Wind die Leiterseile von außen kühlt, kann bei Freileitungsmonitoring mehr Strom transportiert werden als nach den statischen Annahmen der europäischen DIN-Norm 50 (siehe Kapitel 3). Im Bereich der Netzverstärkung kann der Einsatz von Hochtemperaturleiterseilen (HTLS) die Übertragungsfähigkeit der Netze erhöhen. Aufgrund ihrer Materialbeschaffenheit können HTLS unter höheren Temperaturen als herkömmliche Aluminium-Stahl-Leiterseile betrieben werden, die ihr Limit unter Einhaltung der Sicherheitsbestimmungen bei einer typischen Maximaltemperatur von Leiterseilen von 80 Grad Celsius erreichen (siehe Kapitel 3). Die Umsetzung von FLM und HTLS führt zu einer Anhebung der thermischen Grenzen. Die Anwendung von FLM und HTLS hängt jedoch stark vom jeweiligen Anwendungsfall und von weiteren physikalischen Restriktionen wie zum Beispiel den Stabilitätsgrenzen ab. Dies wird in Kapitel 3 detailliert beschrieben. Bei den Leistungsflussberechnungen im Rahmen der Netzanalyse des NEP findet das (n-1)-Kriterium Anwendung: Um den sicheren Netzbetrieb zu jedem 49 50Hertz et al. (2017) 50 DIN EN 50182:2001-12. Hier werden bestimmte Annahmen zur Außentemperatur, Globalstrahlung und Windanströmung zum Leiter zugrundgelegt. Zeitpunkt des Jahres zu gewährleisten, umfassen die Berechnungen ausgehend vom Normalschaltzustand des Übertragungsnetzes auch Netzschwächungen nach dem Ausfall von Betriebsmitteln. 51 Das (n-1)-Kriterium ist ein grundsätzlicher Sicherheitsstandard der Netzplanung und -betriebsführung. Es bedeutet, dass die Netzsicherheit bei maximalen Übertragungsaufgaben auch dann gewährleistet sein muss, wenn eine Komponente (zum Beispiel ein Stromkreis oder ein Transformator) ausfällt oder abgeschaltet wird. Der Transmission Code 2007 definiert das (n-1)-Kriterium wie folgt: „Ein Netz erfüllt die Anforderungen dieses Kriteriums, wenn es den störungsbedingten Ausfall einer Komponente (Netzbetriebsmittel, Erzeugungseinheit) ohne unzulässige Einschränkungen seiner eigenen Übertragungs- oder Verteilungsfunktion übersteht. Dabei dürfen die festgelegten technischen Grenzen des Netzes und seiner Betriebsmittel nicht verletzt werden, damit es zu keiner Störungsausweitung kommt.“ 52 Ab dem Jahr 2018 müssen die Übertragungsnetzbetreiber der Regulierungsbehörde bis Ende September eines jeden geraden Kalenderjahres einen Umsetzungsbericht zu den Netzausbauvorhaben liefern. Dieser soll den Stand der Umsetzung des zuletzt bestätigten NEP enthalten sowie gegebenenfalls die maßgeblichen Gründe bei Verzögerungen des Netzausbaus. 53 Mindestens alle vier Jahre werden der NEP und der Offshore-Netzentwicklungsplan von der Regulierungsbehörde an die Bundesregierung als Entwurf für den Bundesbedarfsplan übermittelt. 54 Das vom Gesetzgeber verabschiedete Bundesbedarfsplangesetz stellt für die darin aufgeführten Vorhaben die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und den vordringlichen Bedarf zur Gewährleistung eines sicheren und zuverlässigen Netzbetriebs fest. Das Bundesbedarfsplangesetz mit den aktuellen Vorhaben 51 50Hertz et al. (2017), S. 84 52 TC (2007), S. 70 53 § 12d EnWG 54 § 12e EnWG 25

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