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Windenergie Report Deutschland 2016

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Windenergie Report 2016 des Fraunhofer IWES.

WINDENERGIE REPORT

WINDENERGIE REPORT DEUTSCHLAND 2016 Ausfallarbeit [GWh] SAIDI-Wert [min] 5.000 4.000 3.000 Ausfallarbeit [GWh] geschätzte Entschädigungszahlung Mio € gezahlte Entschädigungen Mio € Nachzahlung aus Vorjahr Mio € 314,8 2.000 1.580 200 1.000 82,6 100 421 385 555 93,2 0,8 % 0,7 % 0,9 % 43,7 74 127 33,5 33,1 0,2 % 6 0,3 % 10 0 0 2,4 % 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 25 20 15 10 5 0 Abbildung 4.10: Entwicklung des System Average Interruption Duration Index (SAIDI)-Wertes in der Nieder- und Mittelspannungsebene von 2006 bis 2015. Datenquelle: [37] 5,2 % 4.722 Abbildung 4.9: Ausfallenergie sowie der Anteil abgeregelter Windenergie am gesamten Windenergieertrag und Entschädigungssumme. Datenquelle: [37] Niederspannung Mittelspannung Niederspannung Mittelspannung Gesamt 487 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 500 400 300 250 200 150 100 50 0 Entschädigungszahlungen [Mio €] Unterbrechungen [Tsd.] Versorgungsqualität. Energieversorgungsnetzbetreiber sind gesetzlich verpflichtet der BNetzA über alle in ihrem Netz im letzten Kalenderjahr aufgetretenen Versorgungsunterbrechungen einen Bericht vorzulegen. Der Bericht enthält Zeitpunkt, Dauer, Ausmaß und Ursache jeder Versorgungsunterbrechung, die länger als drei Minuten dauerte. Für das Berichtsjahr 2015 haben 850 Netzbetreiber 177 751 Versorgungsunterbrechungen für 860 Netze zur Berechnung der mittleren Nichtverfügbarkeit (System Average Interruption Duration Index (SAIDI)) für Letztverbraucher übermittelt. Die Anzahl der Versorgungsunterbrechungen entspricht einem leichten Anstieg um 2,26 Prozent. Dies wird auf einen Anstieg des Störungsanlasses »Atmosphärische Einwirkungen« zurückgeführt, die im Vergleich zum Vorjahr zugenommen haben. 2015 wies einige auffällige Wettersituationen auf. Neben verschiedenen Stürmen waren dies vor allem die Hitzewellen im Sommer. Die hohen Temperaturen lösten dabei z. B. Kurzschlüsse oder Überschläge in Trafostationen aus. Der für die Nieder- und Mittelspannung ermittelte Wert von 12,7 Minuten liegt unter dem Mittelwert der vergangenen zehn Jahre (Mittelwert 2006–2015: 15,87 Minuten) [37]. Die Versorgungsqualität bleibt damit in 2015 auf dem konstant hohem Niveau der Vorjahre, vgl. Abbildung 4.10. Das sicherste Stromnetz mit 11,25 Minuten wiesen Dänemark und die Schweiz (15 Minuten) bei einem Vergleich in 2013 auf [53]. Ein maßgeblicher negativer Einfluss der Energiewende und der damit einhergehenden steigenden dezentralen Erzeugungsleistung auf die Versorgungsqualität ist derzeit nicht zu erkennen [37]. Netzausbau onshore. Der am 30. Juni 2016 von der BNetzA genehmigte Szenariorahmen ist der Ausgangspunkt für die Erstellung des Netzentwicklungsplans (NEP) sowie des Offshore- Netzentwicklungsplans (O-NEP) 2030. Der erste Entwurf der ÜNB zum NEP 2030 wurde am 31. Januar 2017 von den ÜNB veröffentlicht. 28

Netzintegration und Netzausbau Wie bereits in den vorherigen Netzentwicklungsplänen, wird zur Bestimmung der notwendigen Maßnahmen das NOVA-Prinzip (Priorisierung von Netzoptimierungs- und -verstärkungsmaßnahmen gegenüber reinen Ausbaumaßnahmen) angewandt. Abbildung 4.11 zeigt die im NEP angegebenen Anfangs- und Endpunkte der neuen Trassen, jedoch keine konkreten Trassenverläufe. Diese werden erst in nachgelagerten Genehmigungsverfahren festgelegt. [15] Laut den Ergebnissen der Netzanalysen der ÜNB steigt der Umfang des Netzentwicklungsbedarfs im NEP 2030 gegenüber dem NEP 2025 an. Zurückzuführen ist dies mitunter auf den fünf Jahre weiter in die Zukunft reichenden Zielhorizont. Bis 2030 wird mit einem weiteren Zuwachs der Stromerzeugung aus Offshore-Windenergie und Photovoltaik gerechnet. Die Entwicklung in der Onshore-Windenergie gilt durch das EEG 2017 als gedämpft und wird bis 2030 in etwa den Annahmen des NEP 2025 entsprechen. Auf dieser Grundlage entsteht ein anwachsender, großräumiger Übertragungsbedarf zwischen den Regionen mit Erzeugungsüberschüssen in Nord- und Ost- deutschland sowie den Regionen mit Erzeugungsdefiziten in Süddeutschland. [15] Nach dem ersten Entwurf des NEP 2030 beträgt das Volumen der Netzverstärkungen auf Bestandstrassen im Leitszenario B 2030 rund 8300 Trassenkilometer. Der Ausbaubedarf neuer Leitungstrassen wird in den Szenarien jeweils gleichermaßen mit rund 3800 km beziffert, davon sind ca. 2600 km Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) und rund 1200 km Wechselstrom-Verbindungen (AC). In diesem Ausbaubedarf ist auch der deutsche Anteil der Gleichstrom-Interkonnektoren nach Belgien, Dänemark, Norwegen und Schweden mit einer Länge von rund 330 km enthalten. Die Übertragungskapazität der HGÜ-Verbindungen wird in den Szenarien jeweils in Summe zu 8 GW ermittelt. [15] Die Investitionskosten für die Zubaunetz-Maßnahmen werden im NEP 2030 überwiegend auf Basis von Standardkosten ermittelt und haben einen vorläufigen Charakter. Das Gesamtvolumen der Investitionen liegt in den Szenarien (Zieljahr 2030) Redispatch und Einspeisemanagement Netzbetreiber sind gesetzlich verpflichtet, die Sicherheit und Zuverlässigkeit des elektrischen Versorgungssystems sicherzustellen. Redispatch und das Einspeisemanagement sind Werkzeuge der Netzbetreiber, um eine hohe Versorgungsqualität in Deutschland zu ermöglichen. Beim Redispatch wird der Fahrplan konventioneller Energieerzeugungskraftwerke vor dem Netzengpass reduziert und um den gleichen Betrag hinter dem Netzengpass wieder hochgefahren, so dass die Summe der Einspeiseleistung gleich bleibt. Beim Einspeisemanagement besteht die Möglichkeit, erneuerbare Energien abzuregeln, um so Netzengpässe (netzkritischen Situationen) zu reduzieren. Durch den zuletzt verstärkten Netz- und Windenergieausbau, sowie durch die Abschaltung des AKW Grafen- rheinfeld, konnten in 2015 Netzengpässe weitestgehend vermieden werden. Hierzu nahmen die Netzbetreiber an 331 Tagen des Jahres 2015 Redispatcheingriffe vor (15 811 Stunden); ein deutlicher Anstieg um 87 Prozent zu 2014. Mit einem Anstieg um mehr als das Dreifache, von 2014 (5197 GWh) auf 2015 (16 000 GWh), haben sich auch die entstanden Kosten von 185,4 Mio € auf 411,9 Mio € erhöht. Diese Kosten werden als Systemdienstleistung auf das Netzentgelt umgeschlagen. In ähnlichem Umfang verhält es sich beim Einspeisemanagement, (Abbildung 4.9). Insgesamt wurden durch Engpässe im Übertragungsnetz rund 89 Prozent der beim Einspeisemanagement abgeregelten Energie (Ausfallarbeit) verursacht [37]. 29

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