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Full text: "Moderne Verteilernetze für Deutschland" (Verteilernetzstudie)

Forschungsprojekt Nr. 44/12

„Moderne Verteilernetze für Deutschland“ (Verteilernetzstudie)
Abschlussbericht Studie im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie (BMWi)
12. September 2014

Forschungsprojekt Nr. 44/12

„Moderne Verteilernetze für Deutschland“ (Verteilernetzstudie)
Dr.-Ing. Jens Büchner Dr.-Ing. Jörg Katzfey (ehemals E-Bridge) Ole Flörcken Univ.-Prof. Dr.-Ing. Albert Moser Dr.-Ing. Henning Schuster Sebastian Dierkes Tobias van Leeuwen Lukas Verheggen Dr.-Ing. Mathias Uslar Marie van Amelsvoort
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INHALT

Management Summary A
A.1 A.2 A.3

I 1
1 2 3

Hintergrund und Ziel der Studie
Hintergrund der Studie Ziele der Verteilernetzstudie Aufbau der Verteilernetzstudie

B
B.1 B.1.1 B.1.2 B.2 B.2.1 B.2.2 B.2.3 B.3

Anforderungen an deutsche Verteilernetze durch die Energiewende
Aktuelle Situation in deutschen Verteilernetzen Verteilernetzbetreiber in Deutschland Erneuerbare Energien in deutschen Verteilernetzen Zukünftige Anforderungen an deutsche Verteilernetze Szenarien Horizontale Verteilung des EE-Zubaus Vertikale Verteilung des EE-Zubaus Zwischenfazit

5
5 5 6 8 8 11 12 15

C
C.1 C.2 C.3 C.3.1 C.3.2 C.3.3 C.4 C.5 C.5.1 C.5.2 C.6 C.6.1 C.6.2

Methodisches Vorgehen und Simulationsmodell
Simulationsansatz Schritt 1: Zuordnung von Verteilernetzbetreibern zu Modellnetzklassen Schritt 2: Entwicklung von Netzmodellen Entwicklung typischer Mittel- und Niederspannungsnetze (Modellnetze) Hochspannungsnetzmodell Datengrundlage Schritt 3: Entwicklungspfade des Zubaus von EE-Anlagen Schritt 4: Simulation des Netzausbaubedarfs Thermische Belastbarkeit von Betriebsmitteln Spannungskriterien Schritt 5: Gesamtwirtschaftliche Bewertung Ermittlung des gesamten Investitionsbedarfs Bestimmung der jährlichen Zusatzkosten

16
16 19 22 23 25 26 28 31 32 32 32 32 34

D
D.1 D.1.1 D.1.2 D.1.3 D.1.4 D.1.5 D.2 D.2.1 D.2.2 D.2.3 D.2.4

Konventioneller Netzausbau (Referenz)
Netzausbauvolumen Ausgestaltung des konventionellen Netzausbaus Netzausbaubedarf bis 2032 Zeitliche Entwicklung des Netzausbaubedarfs Regionale Verteilung des Netzausbaubedarfs Netzausbaubedarf nach Modellnetzklassen Zusatzkosten durch Netzausbau Gesamte Zusatzkosten bis 2032 Zeitliche Entwicklung der Zusatzkosten Regionale Verteilung der Zusatzkosten Abschätzung der Auswirkung auf die Netzentgelte in der Niederspannung

38
38 38 39 40 41 44 48 48 49 51 52

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I I

D.3 D.3.1 D.3.2 D.3.2.1 D.3.2.2 D.4

Sensitivitätsanalysen Erhöhung der Planungssicherheit Regionale und technologische Ausprägung des EE-Zubaus Festlegung der Szenarien Netzausbaubedarf Zwischenfazit zum konventionellen Netzausbau

55 55 57 57 60 63

E
E.1 E.2 E.2.1 E.2.2 E.2.2.1 E.2.2.2 E.2.3 E.2.3.1 E.2.3.2 E.2.3.3 E.2.3.4 E.2.3.5 E.2.3.6 E.2.4 E.2.4.1 E.2.4.2 E.2.4.3 E.2.5 E.2.6 E.3 E.3.1 E.3.2 E.4 E.4.1 E.4.2 E.4.3 E.5 E.5.1 E.5.1.1 E.5.1.2 E.5.2 E.5.2.1 E.5.2.2 E.5.2.3 E.5.3 E.6 E.6.1 E.6.1.1 E.6.1.2 E.6.2

Reduzierter Netzausbau durch Nutzung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien
Übersicht Erzeugungsmanagement in der Netzplanung Abgrenzung zwischen Erzeugungsmanagement in der Netzplanung und im Netzbetrieb Annahmen zur Simulation von Erzeugungsmanagement in der Netzplanung Abbildung in der Netzausbausimulation Annahmen zur abgeregelten Energie Informationstechnische Realisierung Heutige Ausstattung von EE-Anlagen mit IKT Funktionen für das Erzeugungsmanagement Ausstattung von EE-Anlagen mit IKT Kosten der IKT-Ausstattung von EE-Anlagen Auswahl der informations- und kommunikationstechnischen Realisierung Vorgehen zur Standardisierung und Normung Auswirkungen von Erzeugungsmanagement in der Netzplanung Reduktion des Netzausbaubedarfs Beschränkung des Erzeugungsmanagements auf große Anlagen Reduzierung von Zusatzkosten Umsetzung in die Planungspraxis von Verteilernetzen Zwischenfazit zum Erzeugungsmanagement in der Netzplanung Blindleistungsmanagement Ausgestaltung Reduktion des Netzausbaubedarfs durch Blindleistungsmanagement Lastmanagement in der Netzplanung Technische Ausgestaltungsvarianten Informations- und kommunikationstechnische Realisierung Reduktion des Netzausbaubedarfs durch Lastmanagement Intelligente Netztechnologien Untersuchte intelligente Netztechnologien Regelbarer Ortsnetztransformator Spannungslängsregler Informations- und kommunikationstechnische Realisierung Funktionen zur Spannungshaltung Kosten der informations- und kommunikationstechnischen Realisierung Wechsel zwischen Varianten der Spannungsregelung Reduktion des Netzausbaubedarfs durch intelligente Technologien Kombination innovativer Planungskonzepte Untersuchte Kombinationen Technische Ausgestaltung Synergiepotenziale bei der IKT Reduktion des Netzausbaubedarfs durch eine Kombination der Maßnahmen

64
64 65 65 67 67 67 67 67 68 70 71 73 75 76 76 77 78 80 81 81 81 82 84 84 84 85 87 87 87 89 90 90 94 96 99 102 102 102 102 105

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II II

E.7 E.7.1 E.7.2 E.7.2.1 E.7.2.2 E.7.2.3 E.8

Anforderungen an die Sicherheit der IKT und die zukünftigen Rahmenbedingungen Verfügbarkeit und Sicherheit der IKT bei intelligenten Lösungsansätzen Analyse der regulatorischen und ordnungspolitischen Rahmenbedingungen Berücksichtigung des Erzeugungsmanagements in der Netzausbauplanung Stimulanz effizienter Gesamtkosten Zunehmende Heterogenität der Netzbetreiber Zwischenfazit zum Netzausbau mit intelligenten Betriebsmitteln

110 110 115 115 116 120 121

F

Handlungsempfehlungen

125 129 130 137 142 144
144 156 162 169 177 190

Abkürzungsverzeichnis Glossar Abbildungsverzeichnis Tabellenverzeichnis Anhang
Anhang 1 SGAM Modell Anhang 2 Migrationspfade Anhang 3 IKT-Sicherheit Anhang 4 Vorgehen zur Potenzialflächenabschätzung für den EE-Zubau Anhang 5 Detailergebnisse Netzausbaubedarf Anhang 6 Datenabfrage Netzbetreiber

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III III

Management Summary

Management Summary
■ ZIEL UND METHODIK Die deutsche Energieversorgung steht vor einem grundlegenden Wandel. Innerhalb von nur wenigen Jahrzehnten soll die bislang durch nukleare und fossile Energiequellen geprägte Energieerzeugung auf Erneuerbare Energien umgestellt werden. Dazu sind große technische, wirtschaftliche und gesellschaftliche Herausforderungen zu bewältigen. Deutschland spielt eine Vorreiterrolle beim Ausbau und der Integration von Erneuerbaren Energien in elektrische Netze. Bislang sind Anlagen zur Nutzung Erneuerbarer Energien mit einer installierten Leistung von insgesamt ca. 61 GW an das deutsche Stromnetz angeschlossen1. Die besondere Rolle Deutschlands wird insbesondere beim Vergleich mit anderen europäischen Mitgliedsstaaten wie Frankreich (12,9 GW), Italien (21,3 GW) oder auch Großbritannien (9,3 GW) deutlich. Zukünftig wird die Integration von Erneuerbarer Energien-Anlagen (EE-Anlagen) auch weiter zunehmen. Gemäß den Zielen der deutschen Bundesregierung soll ihr Anteil an der deutschen Bruttostromerzeugung von derzeit ca. 23 % auf über 50 % bis 2032 und bis zu 80 % bis 2050 steigen. Vor dem Hintergrund der besonderen Rolle der Verteilernetze für die erfolgreiche Umsetzung der Energiewende wird im Rahmen dieser Studie der Ausbaubedarf in diesen Netzen quantifiziert. Darauf aufbauend wird auch das Einsparpotenzial durch die Nutzung intelligenter Netztechnologien und die Anwendung innovativer Planungs- und Betriebsstrategien untersucht und bewertet. Im Fokus der Studie stehen dabei folgende Fragestellungen: ■ Wie hoch ist der Netzausbaubedarf in den deutschen Verteilernetzen unter Berücksichtigung aktueller Planungsgrundsätze? Wie verteilt sich dieser auf die Verteilernetzebenen und die Regionen? ■ Durch welche Planungs- und Betriebsstrategien und durch Anwendung welcher intelligenten Netztechnologien können der notwendige Netzausbaubedarf und die damit verbundenen Integrationskosten in den Verteilernetzen gesenkt werden? ■ Welche Informations- und Kommunikations-Technologien (IKT) sind dazu notwendig, welche Umsetzungskonzepte sind sinnvoll und welche Konsequenzen für die Versorgungssicherheit sind durch die erhöhte Abhängigkeit von IKT zu erwarten? ■ Welche regulatorischen oder ordnungspolitischen Anpassungen sind erforderlich, um die optimale Integrationsstrategie zu fördern?

1

Stand 2012, BDEW

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I I

Management Summary

90 % der in EE-Anlagen installierten Leistung ist an Verteilernetze angeschlossen. Diese Netze machen mit 1,7 Mio. km Leitungslänge ca. 98 % des gesamten deutschen Stromnetzes aus.
Die deutschen Verteilernetze bilden das Rückgrat der angestrebten Energiewende. Bereits heute ist eine Windkraft- und Photovoltaikleistung von ca. 55 GW – und damit ca. 90 % der installierten Leistung aller Anlagen – an den heterogen aufgebauten Verteilernetzen angeschlossen2. Für die Verteilung der erzeugten Erneuerbaren Energie stehen unter anderem ca. 500.000 Niederspannungsnetze mit einer gesamten Leitungslänge von rund 1,1 Mio. km zur Verfügung. Die Mittelspannungsebene umfasst ca. 4.500 Netze mit einer gesamten Netzlänge von ca. 510.000 km und die Hochspannungsebene ca. 100 Netze mit einer gesamten Netzlänge von ca. 95.000 km. Im Vergleich zum deutschen Übertragungsnetz (ca. 35.000 km Netzlänge) macht das Verteilernetz mit 1,7 Mio. km Leitungslänge den weitaus größten Teil des deutschen Stromnetzes aus. Ca. 75 % aller Netzbetreiber sind bereits heute zumindest punktuell von der Integration dezentraler Einspeisungen betroffen. Die betroffenen Netzbetreiber liegen vorwiegend im ländlichen Raum.

Je nach Ausbauszenario wird sich die installierte Windkraft- und Photovoltaikleistung bis zum Jahr 2032 gegenüber heute mehr als verdoppeln oder sogar verdreifachen.
Die Konsequenzen des EE-Zubaus auf die deutschen Verteilernetze werden anhand von drei Szenarien untersucht. Diese decken die gesamte Spannbreite realistischer Entwicklungsmöglichkeiten bis zum Jahr 2032 ab. ■ Szenario „EEG 2014“: Dieses Szenario gibt die aktuellen politischen Ziele der Bundesregierung wieder, die dem beschlossenen Entwurf für ein „EEG 2014“ vom Bundeskabinett im April 2014 zugrunde liegen. Das Szenario „EEG 2014“ geht von einer installierten Leistung an Erneuerbaren Energien von 128 GW im Jahr 2032 aus (60 GW Wind, 59 GW Photovoltaik, 9 GW Sonstige). Dies entspricht mehr als einer Verdoppelung der heutigen installierten Leistung an EE-Anlagen. ■ Szenario „Netzentwicklungsplan (NEP)“: Dieses Szenario fasst die Einschätzung der Übertragungsnetzbetreiber aus dem Szenario B des Netzentwicklungsplans 2013 zusammen. Es wird angenommen, dass die installierte Leistung an Erneuerbaren Energien auf insgesamt 139 GW (65 GW Wind, 65 GW Photovoltaik, 9 GW Sonstige) bis zum Jahr 2032 ansteigt. ■ Szenario „Bundesländer“: Dieses Szenario spiegelt die kumulierten Ziele und Prognosen der einzelnen Bundesländer wider. Das Szenario „Bundesländer“ führt zu einer installierten Leistung an Erneuerbaren Energien von 206 GW im Jahr 2032 (111 GW Wind, 85 GW Photovoltaik, 10 GW Sonstige). Die heutige installierte EE-Leistung wird damit mehr als verdreifacht. Diese drei Szenarien charakterisieren den Korridor für eine zu erwartende Entwicklung der Erneuerbaren Energien und ermöglichen damit eine belastbare Abschätzung des zukünftigen Netzausbaubedarfs in deutschen Verteilernetzen.

2

Stand 2012, BDEW

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II II

Management Summary

Die Abschätzung des Netzausbaubedarfs erfordert die Abbildung der heterogenen Struktur der Verteilernetze und des lokal differierenden Zubaus von EE-Anlagen.
Die deutschen Nieder- und Mittelspannungsnetze, die bereits heute den Großteil der Energie aus EE-Anlagen aufnehmen, unterscheiden sich vor allem in ihrer Netzstruktur. Hierbei ist zu beachten, dass der Netzausbaubedarf grundsätzlich nicht-linear von der Kombination aus der jeweiligen Netzstruktur, der Versorgungsaufgabe und der Leistung an EE-Anlagen abhängig ist. Eine Durchschnittsbetrachtung ist deshalb nicht ausreichend, sondern erfordert eine individuelle Abbildung der Netze. Zur Ermittlung des Ausbaubedarfs werden deshalb Verteilernetzbetreiber in repräsentative Modellnetzklassen (10 Niederspannungs- und 8 Mittelspannungsmodellnetzklassen) untergliedert, die jeweils eine ähnliche Durchdringung mit EE-Anlagen, bspw. „stark durch Photovoltaikanlagen geprägt“ oder „stark durch Windkraftanlagen geprägt“, aufweisen. Für jede dieser Modellnetzklassen werden typische Netzmodelle erstellt, durch die die heutige heterogene Struktur der Verteilernetze abgebildet wird. Die zur Charakterisierung der typischen Netzmodelle erforderlichen Parameter basieren auf umfangreichen Analysen der heutigen Netze. Über die hohe Anzahl an simulierten Netzen – mehr als 2 Mio. Modellnetze – wird sichergestellt, dass die Heterogenität der einzelnen deutschen Verteilernetze auch bei der Simulation angemessen und sachgerecht berücksichtigt wird. Ein ähnlicher Ansatz wird für die Verteilung der EE-Anlagen gewählt. Hierbei werden die Daten der deutschen Windkraft- und Photovoltaikanlagen ausgewertet und den jeweiligen Verteilernetzen in den Modellnetzklassen zugeordnet. Für die Entwicklung der Anlagengrößen werden historische Entwicklungen zugrunde gelegt und mit prognostizierten Entwicklungen von Fachexperten abgeglichen. Auf diese Weise können für jedes Szenario („EEG 2014“, „NEP“ und „Bundesländer“) mehrere Millionen Kombinationen von Zubauvarianten der EE-Anlagen für die unterschiedlichen Verteilernetze berechnet werden. Durch die große Anzahl der so ermittelten Modellnetze lässt sich der Ausbaubedarf sachgerecht ermitteln und Aussagen über die Häufigkeit „kritischer“, d. h. Netzausbau erfordernder Kombinationen von Netzstrukturen und EE-Zubau treffen. Für die Hochspannungsebene wurden im Rahmen der Studie leitungs- und stationsscharfe Modelle aller deutschen Hochspannungsnetze entwickelt und simuliert. Dies war notwendig, da die individuell vermaschten Netzstrukturen der Hochspannungsnetze und ihre geringe Anzahl eine statistisch belastbare Zuordnung zu Modellnetzklassen nicht zulassen.

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III III

Management Summary ■ UNTERSUCHUNGSERGEBNISSE

UNTER BERÜCKSICHTIGUNG KONVENTIONELLER PLANUNGSMETHODEN ERFORDERT DER EE-ZUBAU EINEN DEUTLICHEN AUSBAU DER DEUTSCHEN VERTEILERNETZE. Bis 2032 sind je nach Szenario zusätzliche Gesamtinvestitionen in Höhe von ca. 23 Mrd. EUR bis 49 Mrd. EUR erforderlich.
Unter Beachtung der aktuellen Planungsgrundsätze müssen bis 2032 zur Integration der EEAnlagen rund 23 Mrd. EUR (Szenario „EEG 2014“), 28 Mrd. EUR (Szenario „NEP“) und sogar 49 Mrd. EUR (Szenario „Bundesländer“) in die Verteilernetze investiert werden. 80 % des Investitionsbedarfs fällt in den Mittel- und Hochspannungsnetzen an. Dabei wird angenommen, dass der Netzzubau in der Hochspannungsebene vollständig mit Erdkabeln durchgeführt wird. Diese Verkabelung ist für rund zwei Drittel der Netzausbaukosten in der Hochspannungsebene und für rund ein Drittel der gesamten Ausbaukosten verantwortlich. Die Netzausbaukosten steigen überproportional im Szenario „Bundesländer“. Dort wird im Vergleich zum Szenario „EEG 2014“ zwar rund 50 % mehr Energie aus EE-Anlagen eingespeist, aber gleichzeitig steigt der Investitionsbedarf in den Verteilernetzen auf mehr als das Doppelte. Der Netzausbaubedarf lässt sich auch in der Länge der zusätzlichen zur Integration der EE-Anlagen erforderlichen Leitungen messen. Die Netzlänge im Jahr 2032 erhöht sich um 5 % in der Nieder-, 14 % in der Mittel- und 11 % in der Hochspannungsebene gegenüber dem Vergleichsjahr 2012. Insgesamt müssen bis 2032 zwischen ca. 130.000 km (Szenario „EEG 2014“) und ca. 280.000 km (Szenario „Bundesländer“) zusätzliche Leitungskilometer gebaut werden.

Die jährlichen Kosten der Verteilernetze erhöhen sich um 10 % bis 20 % in den nächsten 20 Jahren.
Bis 2032 wachsen die jährlichen Zusatzkosten (Kapital- und Betriebskosten) auf ca. 1,8 Mrd. EUR p.a. im Szenario „EEG 2014“. Dies entspricht einer Erhöhung der Netzkosten um rund 10 % gegenüber 2012. Im Szenario „Bundesländer“ wird dieser Wert bereits 2017 erreicht und wächst bis zum Jahr 2032 sogar auf rund 3,8 Mrd. EUR p.a. – oder über 20 % der Netzkosten von 2012.

Bis zu 70 % des identifizierten Netzausbaubedarfs fallen bereits in den kommenden zehn Jahren an.
Bereits bis 2022 müssen bis zu 70 % der identifizierten Netzausbaumaßnahmen erfolgen, nahezu unabhängig vom betrachteten Szenario. Ein wesentlicher Grund für diesen hohen zeitnahen Netzzubau ist der starke EE-Zubau im gleichen Zeitraum, denn es fallen je nach Szenario bis 2022 rund 65 % des EE-Zubaus für den gesamten Zeitraum bis 2032 an. Der schnelle Anstieg des Netzausbaubedarfs zeigt sich auch in der Erhöhung der jährlichen Netzkosten. Im Szenario „EEG 2014“ steigen die jährlichen Kosten viermal schneller als in der darauf folgenden Dekade.

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IV IV

Management Summary

Mehr als ein Drittel der Betreiber von Niederspannungsnetzen und knapp zwei Drittel der Betreiber von Mittelspannungsnetzen sind vom Netzausbau betroffen.
Netzausbaubedarf besteht nicht in allen Modellnetzklassen. Nur ca. 35 % (bzw. 64 %) der Verteilernetzbetreiber sind Modellnetzklassen zugeordnet, in denen nennenswerter Ausbaubedarf in der Niederspannungsebene (bzw. Mittelspannungsnetzen) besteht. Diese Netzbetreiber sind zum Teil allerdings sehr stark vom Netzausbau betroffen. So beträgt bis zum Jahr 2032 im Szenario „EEG 2014“ der Ausbaubedarf in Mittelspannung bei den am stärksten betroffenen Verteilernetzbetreibern bis zu 40 % oder sogar 70 % der Netzlänge von 2012. In der Niederspannungsebene fällt der Ausbaubedarf deutlich geringer aus und liegt bei durchschnittlich bis zu 13 % in den am stärksten betroffenen Modellnetzklassen. In den beiden anderen Szenarien – und insbesondere im Szenario „Bundesländer“ – ist der Ausbaubedarf noch deutlich höher. Der Ausbaubedarf verteilt sich nicht homogen über alle Verteilernetze, sondern konzentriert sich auf wenige Netze. So sind in der Niederspannungsebene nur 8 % der ca. 500.000 deutschen Niederspannungsnetze vom Ausbau betroffen. Netzausbau ist vor allem dort notwendig, wo hohe dezentrale Einspeiseleistungen gerade in solche Netze angeschlossen werden, die – bspw. durch hohe Abgangslängen – nicht zum Anschluss von dezentraler Einspeisung geeignet sind. Diese Situation tritt besonders häufig im ländlichen Raum auf. In der Mittelspannungsebene ist der Netzausbau an den Stellen ausgeprägt, wo Windkraftanlagen direkt an das Mittelspannungsnetz und Photovoltaikanlagen oft in den unterlagerten Niederspannungsebenen angeschlossen sind. Dies betrifft ca. 39 % aller Mittelspannungsnetze.

Der Investitionsbedarf fällt nach Regionen und Spannungsebenen höchst unterschiedlich aus.
Unabhängig vom Szenario wird der Netzausbau in der Niederspannungsebene vor allem in Süddeutschland notwendig werden (ca. 60 %), da diese Region3 auch zukünftig maßgeblich vom Photovoltaik-Ausbau betroffen sein wird. Der identifizierte Netzausbaubedarf im Mittelspannungsnetz ist regional nahezu gleichmäßig verteilt. In der Hochspannungsebene konzentriert sich der Netzausbaubedarf mit ca. 39 % auf Nord- bzw. mit ca. 33 % auf Ostdeutschland. Dies ist im Wesentlichen darauf zurückzuführen, dass in diesen Regionen die Windenergie eine entscheidende Rolle bei der Energieerzeugung spielt und sich ein großflächiger Transport zu den Lastschwerpunkten ergibt. Der Ausbaubedarf hat direkte Auswirkungen auf die regionalen Netzentgelte. Für die Niederspannungsnetzentgelte wird erwartet, dass die Netzentgelte im Szenario „EEG 2014“ für Kunden ohne registrierende Leistungsmessung bis ins Jahr 2022 vor allem in den Regionen Nordund Ostdeutschland um bis zu 16 % ansteigen (Bezugsgröße ist das Netzentgeltvolumen im Jahre 2012 in Höhe von ca. 18 Mrd. EUR). Die Regionen Süddeutschland (10 %) und Westdeutschland (4 %) sind hingegen weniger stark von den Auswirkungen betroffen. Beim Szenario „Bundesländer“ würden die Netzentgelte in Nord- und Ostdeutschland sogar bis zu ca. 30 % ansteigen. Mit

3

Nord: Hansestadt Bremen, Hansestadt Hamburg, Niedersachsen, Mecklenburg-Vorpommern und Schleswig-Holstein / West: Hessen, Nordrhein-Westfalen, Rheinland-Pfalz und Saarland / Ost: Berlin, Brandenburg, Sachsen-Anhalt, Sachsen und Thüringen / Süd: Bayern und Baden-Württemberg.

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V V

Management Summary zunehmender Integration der Erneuerbaren Energien dürften die Netzentgelte noch stärker regional differieren.

Die technologische oder regionale Ausprägung des EE-Zubaus hat einen signifikanten Einfluss auf den Netzausbaubedarf.
Die Konsequenzen eines veränderten technologischen bzw. regionalen EE-Zubaus wurden anhand zweier zusätzlicher Szenarien untersucht, die beide eine vergleichbare jährliche Einspeisemenge aus EE-Anlagen ausweisen. Zum einen wurde der Zubau von EE-Anlagen mit den geringsten Stromerzeugungskosten simuliert. Dazu wurde unterstellt, dass lediglich in die EE-Anlagen investiert werden, die die niedrigsten Stromgestehungskosten haben. Aufgrund der heutigen und aktuell bis 2032 absehbaren Kostenentwicklung würden damit in den nächsten Jahren vor allem Windkraftanlagen an Land und ab 2022 auch zunehmend Photovoltaikanlagen ausgebaut werden. Zur Untersuchung des Potenzials der EE-Technologie wurden die verfügbaren Flächen in Deutschland anhand umfangreicher statistischer Analysen der Bodenbeschaffenheit, Flächennutzung und auch Abstandsauflagen ausgewertet. Die verfügbaren Flächen wurden mit dem jeweiligen lokalen Potenzial bewertet und die günstigsten Flächen identifiziert. Zum anderen wurden die regionale Verteilung und die verwendeten Technologien des Szenarios „Bundesländer“ zugrunde gelegt und so skaliert, dass in Summe die gleiche Energie aus EE-Anlagen eingespeist wurde, wie im Szenario mit den geringsten Stromgestehungskosten. Der resultierende Netzausbaubedarf unterscheidet sich besonders in der Niederspannungsebene. Hier ist der Netzausbau wesentlich durch die angeschlossene PV-Leistung getrieben. Auch der Ausbaubedarf in der Hochspannungsebene unterscheidet sich in den untersuchten Szenarien. Hier ist insbesondere die regionale Konzentration mitbestimmend für den erforderlichen Netzausbau.

INNOVATIVE PLANUNGSKONZEPTE IN VERBINDUNG MIT INTELLIGENTEN TECHNOLOGIEN VERRINGERN DEN PROGNOSTIZIERTEN AUSBAUBEDARF ERHEBLICH.
Diese Studie unternimmt erstmalig den Versuch, den Netzausbaubedarf unter Berücksichtigung der heterogenen Netzstrukturen in den deutschen Verteilernetzen und der zu erwartenden horizontalen und vertikalen EE-Zubauszenarien abzuschätzen sowie den Einfluss innovativer Planungskonzepte unter Verwendung intelligenter Technologien zu quantifizieren. Eine solche umfassende Bewertung existierte bisher nicht. Grundsätzlich gibt es eine große Bandbreite an verschiedenen Lösungsansätzen, um den erwarteten Anforderungen an die Verteilernetze durch die steigende Integration Erneuerbarer Energien gerecht zu werden. Um die gesamte Bandbreite abdecken zu können, wurden nach einer Voranalyse die folgenden Lösungsansätze in der Studie näher untersucht: ■ Erzeugungsmanagement in der Netzplanung

In der Netzausbauplanung wird die gezielte Abregelung der Einspeisungen aus Erneuerbaren Energien-Anlagen für wenige Stunden des Jahres zugelassen, um eine für höchst selten auftretende Belastungsspitzen erforderliche Netzauslegung auf 100 % der Einspeiseleistung zu reduzieren oder zu vermeiden.

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VI VI

Management Summary ■ Blindleistungsmanagement in der Netzplanung

Die Bereitstellung von Blindleistung durch dezentrale Erzeugungsanlagen wird gegenüber den in heutigen Regularien festgelegten Grenzen erweitert. In der Netzausbauplanung wird die gezielte Beeinflussung von Lasten für wenige Stunden des Jahres zugelassen, um die Einspeisung der EE-Anlagen zu kompensieren.

■ Lastmanagement in der Netzplanung

■ Intelligente Netztechnologien

Intelligente Netztechnologien, d. h. regelbare Ortsnetztransformatoren (rONT), Spannungslängsregler und Hochtemperaturleiterseile, kommen umfänglich zum Einsatz.

Die einzelnen Maßnahmen werden zunächst getrennt voneinander analysiert. Darauf aufbauend wird dann die Kombination diverser Maßnahmen untersucht, um Effekte einer gemeinsamen Anwendung unterschiedlicher Lösungsmöglichkeiten herauszufinden und die optimale Kombination von Lösungsansätzen abzuleiten. Schließlich werden auch die notwendigen technischen und regulatorischen Voraussetzungen identifiziert und bewertet.

Bereits ein geringes Maß an abgeregelter Energie von Windkraft- und PV-Anlagen reicht zur signifikanten Reduktion des Netzausbaubedarfs aus.
Bei der Analyse der Auswirkungen des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung wird angenommen, dass auf eine Netzausbauverpflichtung für eine maximale Einspeisung der EE-Anlagen verzichtet wird und stattdessen bei der Netzausbauplanung eine Abregelung der EE-Einspeisungen berücksichtigt werden darf. Dabei wird im Rahmen der Netzplanung eine Abregelung ausschließlich von Windkraft- und PV-Anlagen unterstellt und angenommen, dass nur EE-Anlagen in Netzen mit Netzausbaubedarf abgeregelt werden. Es reicht eine Abregelung der jährlichen Einspeisung dieser EE-Anlagen von 1 % aus, um den Netzausbaubedarf um ca. 30 % zu senken. Eine Abregelung von 3 % der Jahresenergie würde ausreichen, um mehr als 40 % des Netzausbaus einzusparen. Die Effektivität, das ist das Verhältnis der potentiellen Netzausbaueinsparung zur abgeregelten Energie, nimmt ab einer jährlichen abgeregelten Energie von ca. 3 % deutlich ab. Der Verlauf der Effektivität ist unabhängig von den untersuchten EE-Zubauszenarien und auch weitgehend unabhängig davon, ob PV- oder Windkraftanlagen abgeregelt werden. Durch eine selektive Abregelung von EE-Anlagen könnte die Effektivität weiter gesteigert werden.

Durch die Berücksichtigung des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung können die jährlichen Zusatzkosten zur Integration von EE-Anlagen in Verteilernetze um mindestens 15 % reduziert werden.
Die Kosteneinsparungen durch vermiedenen Netzausbau den zusätzlichen Kosten für IKT zur Kommunikation und Steuerung sowie für die Beschaffung von Ersatzenergie gegenübergestellt. Die Kosten für die Ersatzbeschaffung der Energie wird mit den Kosten für zusätzliche EE-Anlagen, d. h. 100 EUR/MWh, bewertet. Durch Berücksichtigung des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung können dann die Gesamtkosten um mindestens 15 % gesenkt werden. Der durch den EE-Zubau induzierte Netzausbaubedarf kann dann um mehr als 40 % gesenkt werden − ca. 55 % in der
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Management Summary Niederspannung, ca. 32 % in der Mittelspannung und noch einmal ca. 45 % in der Hochspannung. Dem stehen allerdings vor allem die Kosten für die abgeregelte Energie gegenüber. Durch das Erzeugungsmanagement wird damit auch der Anteil der variablen Kosten an den Gesamtkosten von 16 % (konventioneller Netzausbau) auf bis zu knapp 40 % (Erzeugungsmanagement) steigen. Durch die Möglichkeit der Abregelung konventioneller Erzeugung im operativen Betrieb können die Kosten der Ersatzenergiebeschaffung gegebenenfalls reduziert werden. Dadurch könnten die Gesamtkosten weiter reduziert und eine weitere Reduktion des Netzausbaus wirtschaftlich werden.

Sowohl eine Weiterentwicklung des Blindleistungsmanagements als auch die Einführung eines Lastmanagements reduzieren den Netzausbaubedarf nur geringfügig.
Ausgehend von einer cos( )-Steuerung mit 0,9 bzw. 0,95 entsprechend der gültigen BDEWRichtlinie „Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz“, der aktuellen VDE-Norm VDE-AR-4105 sowie den technischen Anschlussbedingungen der Netzbetreiber wurde die cos( )-Steuerung auf bis zu 0,7 erhöht. Durch den Einsatz eines erweiterten Blindleistungsmanagements kann zwar der Netzausbau in der Niederspannung reduziert werden, es erhöht sich aber auch der quantitative Bedarf an Transformatoren in den verschiedenen Umspannungsebenen. Eine Erweiterung des Blindleistungsmanagements über eine cos( )-Steuerung von 0,9 hinaus liefert keinen nennenswerten Vorteil für die Gesamtkosten. Zur Reduktion des spannungsbedingten Netzausbaus in der Niederspannungsebene kann eine Erweiterung allerdings sinnvoll sein. Weiterhin trägt das netzdienliche Lastmanagement kaum bis wenig zur Reduktion des Netzausbaus bei. Ein wesentlicher Grund hierfür ist, dass der Ausbaubedarf vor allem in den Netzen auftritt, in denen die installierte EE-Leistung höher als die Lastspitze ist. Diese Netze liegen in der Regel im ländlichen Raum und haben insgesamt geringe Lasten. Der Netzausbau ist durch die installierten Leistungen dezentraler Einspeisungen getrieben und wird auch durch die Netzstruktur, wie Abgangslängen, beeinflusst. Eine Beeinflussung der geringen Last ändert deshalb an den auftretenden Engpässen verhältnismäßig wenig. Netzdienliches Lastmanagement kann dennoch in den Netzen sinnvoll sein, in denen die Last selbst netzausbau- und netzbetriebsrelevant ist. Insbesondere bei einem zukünftig gegebenenfalls durch eine wachsende Beeinflussbarkeit verursachtes steigendes Maß an Gleichzeitigkeit der Lasten könnte ein netzdienliches Lastmanagement zweckmäßig sein. Eine entsprechende Analyse geht allerdings über den Betrachtungsrahmen dieser Studie hinaus.

Der regelbare Ortsnetztransformator reduziert vor allem den Netzausbaubedarf in der Niederspannung und führt zu einer Reduktion der durchschnittlichen jährlichen Zusatzkosten von knapp 10 %.
Durch den Einsatz des regelbaren Ortsnetztransformators können die durchschnittlichen jährlichen Zusatzkosten um knapp 10 % gegenüber den zusätzlichen Kosten beim konventionellen Netzausbau reduziert werden. Dabei kann der Ausbau der Niederspannungsnetze fast vollständig vermieden werden. Das kumulierte Investitionsvolumen im Zeitraum bis 2032 fällt um ca. 15 % gegenüber dem konventionellen Netzausbau. Um das höchste Einsparpotential zu erhalten, müssen rONT in allen Niederspannungsnetzen eingesetzt werden, die von einem Ausbau betroffen sind, d.h. in rund 8 % der ca. 500.000 Niederspannungsnetze in Deutschland. Damit müssen bis zum Jahr 2032 über 45.000

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VIII VIII

Management Summary rONT und bis zum Jahr 2022 immerhin knapp 30.000 rONT verbaut werden. Dies bedeutet, dass in den nächsten Jahren rund 3.000 rONT pro Jahr in Betrieb genommen werden müssen.

Eine optimale Kombination aus innovativen Planungskonzepten unter Verwendung intelligenter Technologien kann die notwendigen Investitionen halbieren und die durchschnittlichen jährlichen Zusatzkosten bis zu 20 % senken.
Bei einem kombinierten Einsatz von Erzeugungsmanagement in der Netzplanung und rONT sind Letztere lediglich in denjenigen Netzen erforderlich, in denen nach dem Einsatz des Erzeugungsmanagements noch verbleibender Netzausbaubedarf vorhanden ist (ca. 2 % der Netze). Durch die Kombination der Maßnahmen reduziert sich der Investitionsbedarf im Betrachtungszeitraum um rund 60 % gleichmäßig in allen Netzebenen. Die durchschnittlichen jährlichen Kosten sinken um ca. 20 %. In diesem Fall müssen anstelle von über 45.000 rONT lediglich rund 10.000 rONT bis 2032 installiert werden. Durch eine optimale Ausgestaltung von Erzeugungsmanagement in der Netzplanung und rONT-Ausbau könnten diese Einsparungen noch weiter gesteigert werden.

Die direkten zusätzlichen IKT-Kosten der intelligenten Lösungen fallen insgesamt moderat aus.
Die IKT-Kosten setzen sich zusammen aus den zusätzlichen Kapitalkosten für die Steuerung der Einzelanlagen und den Betriebskosten für die nötige Kommunikationsinfrastruktur. Es wird dabei unterstellt, dass alle Anlagen, unabhängig von Größe, Ort und Bestands- oder Neuanlagen, entsprechend aus- bzw. nachgerüstet werden. Die höchsten jährlichen IKT-Zusatzkosten treten beim Erzeugungsmanagement auf und betragen durchschnittlich nur etwa 4 % der jährlichen Zusatzkosten. Die Kosten zur leittechnischen Integration des Erzeugungsmanagements sind darin nicht enthalten. Sie richten sich u. a. nach den bereits vorhandenen IT-Systemen und können individuell deutlich höher als die übrigen Investitionskosten für IKT ausfallen. Die bisher entwickelten IKT-Lösungen umfassen keinerlei gemeinsame Kommunikationsinfrastruktur bzgl. der Gewerke und führen zumeist dazu, dass parallele Kommunikationsverbindungen zwischen den Komponenten aufgebaut werden. Mit einer zu erwartenden Etablierung der intelligenten Messsysteme steht bald jedoch eine mit dem Fokus auf Sicherheit entwickelte Lösung als Gateway zur Verfügung, die Verwendung auch für netzdienliche Dienstleistungen finden kann. Dazu müssen eine Analyse aus Sicht der Kommunikationsanforderungen für eine Netzdienlichkeit erfolgen und auch in der Normung noch verschiedene technologische Aspekte koordiniert werden, um bisherige Lösungen zusammenzuführen. Werden diese Aspekte ausreichend adressiert, dürfte eine harmonisierte, standardkonforme und kosteneffiziente Lösung für die Zukunft zu erwarten sein und dabei sowohl die IKT-Sicherheit erhöhen als auch die IKT-Kosten weiter reduzieren.

Der Einsatz innovativer Planungskonzepte und die Verwendung intelligenter Technologien können die wachsende Spreizung der regional differierenden Netzentgelte dämpfen.
Im Fall des konventionellen Netzausbaus fällt der durchschnittliche Netzentgeltanstieg für Kunden ohne registrierende Lastgangmessung und in nicht-großstädtischen Netzen regional sehr unterschiedlich aus und kann bis zu knapp 16 % (in Ostdeutschland) betragen. Der Einsatz innovativer Planungskonzepte und die Verwendung intelligenter Technologien führen nicht nur zu
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Management Summary einer Absenkung des durchschnittlichen Netzentgeltanstieges, sondern auch zu einer Abschwächung der regionalen Unterschiede. Lediglich in Westdeutschland fallen die Auswirkungen auf die Netzentgelte deutlich niedriger aus als in den übrigen Regionen.

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X X

Management Summary ■ HANDLUNGSEMPFEHLUNGEN

Das Erzeugungsmanagement sollte bereits in der Netzausbauplanung Berücksichtigung finden, um einen Netzausbau für die „letzte Kilowattstunde“ zu vermeiden.
Die Berücksichtigung einer gezielten Reduktion der Einspeisung von EE-Anlagen in der Netzplanung kann zu deutlichen Einsparungen beim Netzausbau führen und die Gesamtkosten um mindestens 15 % absenken. Sowohl eine fernsteuerbare als auch eine feste Reduktion der Einspeisung sollten bei der Netzausbauplanung berücksichtigt werden können. Zur entsprechenden Berücksichtigung des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung ist eine Anpassung des Ordnungsrahmens in Bezug auf die Anforderungen nach §§ 12 und 14 EnWG erforderlich. In der Netzplanung sollte nur die Abregelung von Windkraft- und PV-Anlagen berücksichtigt werden. Darüber hinaus könnte zunächst ein beschränktes Maß an abregelbarer Energie von EEAnlagen festgelegt werden. Ein solches Maß (beispielsweise 3 % je Anlage) kann dem Netzbetreiber einen sinnvollen Spielraum zur kostenoptimalen Abregelung der EE-Anlagen in der Netzplanung ermöglichen, ohne die Einspeisung einzelner Anlagen zu stark zu kürzen. Vorgaben zur Beschränkung der abregelbaren Energie kann im Laufe der Zeit mit wachsender Erfahrung angepasst werden. Die operative Umsetzung sollte hinsichtlich der Abschaltreihenfolge nach ökonomischen Gesichtspunkten erfolgen und kann auf den Grundsätzen des Leitfadens zum Einspeisemanagement der Bundesnetzagentur basieren. Diese müssen im Hinblick auf ihre Umsetzbarkeit geprüft und gegebenenfalls weiterentwickelt werden. Die dargestellten Einsparpotenziale durch Erzeugungsmanagement in der Netzplanung wurden unter Berücksichtigung von Bestandsanlagen ermittelt. Um diese Einsparpotenziale zu generieren, sollte daher auch die gezielte Abregelung von Bestandsanlagen in der Netzplanung möglich sein. Die Anwendung des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung führt zu einer Reduktion des Netzausbaus. Dadurch ist erforderlich, dass die operative Umsetzung im Betrieb auch zuverlässig funktioniert. Eine zuverlässige Abregelung der EE-Anlagen muss gewährleistet sein und sollte vom Netzbetreiber eingefordert werden können.

Die Entscheidung über die Ausgestaltung der Planungskonzepte und über die zur Anwendung kommenden intelligenten Technologien sollte beim Netzbetreiber liegen.
Durch eine sachgerechte Kombination aus in der Netzplanung berücksichtigtem Erzeugungsmanagement und der Installation von regelbaren Ortsnetztransformatoren können die Kosten für den Netzausbau um mindestens 20 %, die notwendigen Netzausbaumaßnahmen sogar um mindestens 60 % gesenkt werden. Die Auswahl der richtigen Konzepte und intelligenten Technologien hängt aber stark von den Gegebenheiten im jeweiligen Netz ab und sollte vom Netzbetreiber entschieden werden.

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XI XI

Management Summary Die Umsetzung des Erzeugungsmanagements beinhaltet das Maß innerhalb der vorgegebenen Obergrenze, in dem EE-Anlagen pauschal oder selektiv angesteuert werden sowie Zeitpunkt und Höhe der abzuregelnden Leistung sollte durch den Netzbetreiber vorgegeben werden. Auch sollte der Netzbetreiber weiterhin die Anforderungen an die IKT-Ausstattung vorgeben dürfen, ohne allerdings unzulässige Einschränkungen anderer Marktteilnehmer vorzunehmen. Ebenso sollte die Entscheidung, ob und welche Bestandsanlagen mit fernsteuerbarer IKT bzw. mit einer festen Einspeisebegrenzung nachgerüstet werden sollen, beim Netzbetreiber liegen. Voraussetzung für die richtige Entscheidung durch den Netzbetreiber ist, dass dieser die vollständigen Kosten und Nutzen der Anwendung trägt. Um ein gesamtwirtschaftlich sinnvolles Niveau des Netzausbaus zu erreichen, ist es erforderlich, dass sich die Kosten für die Beschaffung der Ersatzenergie aus EE-Anlagen auch nach den Kosten von virtuellen „EE-Ersatzanlagen“ richten. Auch die Kosten für die IKT-Nachrüstung von EE-Anlagen sollten vom Netzbetreiber getragen werden.

Die Regulierung sollte die Auswahl der jeweils geeigneten Planungskonzepte sowie intelligenten Technologien nach gesamtwirtschaftlicher Kosteneffizienz fördern.
Durch die Anwendung innovativer Planungskonzepte können zwar die Gesamtkosten des Netzausbaus deutlich gesenkt werden. Es findet aber in der Regel auch eine deutliche Verschiebung zu höheren Betriebskosten statt. So erhöht sich der Anteil der Betriebskosten an den Ausbaukosten auf bis zu 40 %, verglichen mit rund 16 % beim konventionellen Netzausbau. Das heutige Anreizsystem ist auf die Einnahmen durch die Eigenkapitalrendite und auf die kurzfristigen Gewinne durch die Kürzung von Betriebskosten ausgerichtet. Maßnahmen, die zu langfristig sinkenden Kapitalkosten und steigenden Betriebskosten führen, sind für einen Verteilernetzbetreiber im aktuellen Regulierungsrahmen weniger interessant, selbst wenn durch diese Maßnahmen die Gesamtkosten sinken. Vom heutigen Regulierungsregime geht deshalb nur bedingt ein ausreichendes Signal zur Kostenoptimierung aus, das zur Erreichung der Einsparungspotentiale bei den Um- und Ausbaukosten in den Verteilernetzen erforderlich wäre. Das heutige Regulierungsregime sollte weiterentwickelt werden, um jede Kosteneffizienz zu stimulieren, unabhängig davon, ob diese durch Kapital- oder Betriebskostensenkungen erreicht wird. Nur wenn seitens der Regulierung ein deutliches Signal zu intelligenten Planungskonzepten gegeben wird, können die ermittelten Vorteile erreicht werden. Dazu muss das betriebswirtschaftliche Optimum für den Netzbetreiber mit dem gesamtwirtschaftlichen Optimum in Übereinstimmung gebracht werden. Aufgrund der langfristigen Lebensdauern und Abschreibungszeiträumen sollte auch der langfristige Nutzen innovativer Konzepte ausreichend berücksichtigt werden.

Netzbetreiber sind von der Energiewende unterschiedlich stark betroffen – das Regulierungssystem muss dementsprechend differenzieren statt pauschalisieren.
Die durch den EE-Zubau induzierten Investitionen in den Verteilernetzen sind ungleichmäßig verteilt. Diese Netze werden von einer großen Anzahl von Netzbetreibern betrieben, deren Netzausbaubedarf damit jeweils sehr unterschiedlich ausfallen kann. Die durchgeführte Kategorisierung der Verteilernetzbetreiber kann gegebenenfalls als Grundlage für die Weiterentwicklung des Regulierungssystems dienen.

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XII XII

Management Summary Wenngleich die Auswirkungen auf die Netzkosten im Durchschnitt moderat ausfallen – durchschnittliche Erhöhung der gesamten Netzkosten der Verteilernetzbetreiber um knapp 10 % bis 2032 – so sind die Auswirkungen auf einzelne Netze doch erheblich. Nur knapp 8 % der circa 500.000 Niederspannungsnetze in Deutschland und knapp 36 % der ca. 4.500 Mittelspannungsnetze sind überhaupt betroffen – diese zum Teil aber erheblich. So wird sich im Szenario „EEG 2014“ die Länge der Mittelspannungsnetze in den besonders betroffenen Modellnetzklassen bis 2032 durchschnittlich um ca. 65 % (konventioneller Netzausbau) und auch im Falle der Anwendung von Erzeugungsmanagement in der Netzplanung noch um immerhin ca. 44 % erhöhen. Für die Auswirkung auf die Kosten der Netzbetreiber ist auch entscheidend, ob EE-Anlagen nachgerüstet werden müssen, ob sie einer festen Abregelung unterliegen etc. Für eine faire Behandlung der Netzbetreiber ist es deshalb entscheidend, dass diese Unterschiede bei der Festlegung der Erlösobergrenze sachgerecht berücksichtigt werden. Insbesondere muss die durch den Zubau an Erneuerbaren Energien verstärkte Heterogenität der Netzbetreiber bei der Entwicklung der Effizienzverfahren abgebildet werden − z. B. durch eine entsprechende Auswahl der Vergleichsparameter.

Eine stärkere Verankerung von intelligenter Netztechnik im Regulierungsrahmen ist notwendig.
Schließlich besteht auch Anpassungsbedarf bei den heutigen Regulierungsinstrumenten. So sollten insbesondere die rONT in die StromNEV aufgenommen werden. Ferner sollten die Betriebskosten im Instrument der Investitionsmaßnahmen entsprechend angepasst werden, da heute bereits zu erwarten ist, dass durch die vermehrte Anwendung von IKT mit einer Steigerung von Betriebskosten bei den Investitionen zu rechnen ist. Besondere Aufmerksamkeit sollte das Erzeugungsmanagement erhalten. Wichtig ist dabei, dass bei der Betrachtung der Kosten für die Beschaffung der Ersatzenergie auf die durchschnittlichen Förderkosten von EE-Anlagen und nicht auf den Großhandelspreis abgestellt wird. Nur dadurch ist gewährleistet, dass EE-Anlagen nicht übermäßig abgeregelt werden und gesamtwirtschaftlich überhöhte Kosten entstehen. Es muss festgelegt werden, wie diese „virtuellen“ Kosten in der Festlegung der Erlösobergrenze und bei der Effizienzbestimmung berücksichtigt werden.

Aufgrund der wachsenden Bedeutung der Fernsteuerbarkeit der EE-Anlagen sollte bei Ausfall der IKT ein Rückfall auf einen leistungsreduzierten Default-Wert vorgesehen werden.
Die Anwendung einer parallelen Infrastruktur zur Umsetzung des Erzeugungsmanagements mit intelligentem Messsystem und dedizierter Steuerbox – etwa nach IEC 618650-7-420 o. Ä. – ist bis zur finalen Festlegung und Normierung bzw. Regulierung von notwendigen Technologien für ein Erzeugungsmanagement vermutlich nötig. Eine Überprüfung der netzdienlichen Anforderungen an eine Kommunikation ist zielführend zur Ermittlung einer möglichen Synergie. Regelmäßige zyklische Überprüfungen der IKT-Ausbaupfade bzgl. neuer Technologieentwicklungen und optionen und die Analyse der Maßnahmenkataloge für die Sicherheit der kritischen Infrastruktur bzgl. der IKT-Aspekte durch die verantwortlichen Gremien sind unbedingt erforderlich. Zur Sicherstellung der Netzintegrität auch im Falle des Ausfalls der IKT sollte ein automatischer Rückfall auf einen reduzierten Default-Wert vorgesehen werden. Im Rahmen der ferngesteuerten EEAnlagen könnte die der Planung zugrunde liegende maximale Einspeisung sein.
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Management Summary

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XIV XIV

A.1 Hintergrund der Studie

A

Hintergrund und Ziel der Studie

Deutsche Verteilernetzbetreiber sind bereits heute maßgeblich an der Integration der Erneuerbaren Energien beteiligt. Im europäischen Vergleich sind die deutschen Verteilernetze schon jetzt mit einer deutlich höheren installierten Leistung (ca. 61 GW) an EE-Anlagen in den verschiedenen Spannungsebenen als in den anderen europäischen Mitgliedstaaten wie Frankreich (12,9 GW), Italien (21,3 GW) oder Großbritannien (9,3 GW) konfrontiert. Für Deutschland wird sich der Anteil der Erneuerbaren Energien auch zukünftig weiter erhöhen, da die politischen Ziele vorsehen, dass der Anteil der Einspeisung aus EE-Anlagen am Bruttostromverbrauch von derzeit 23 % auf über 50 % bis 2032 und bis zu 80 % bis 2050 in Deutschland ansteigen soll. Vor dem Hintergrund der skizzierten Integrationsaufgabe ist das Hauptziel der Verteilernetzstudie, den Ausbaubedarf in deutschen Verteilernetzen zu quantifizieren. Darüber hinaus wird das Einsparungspotenzial von alternativen Lösungsansätzen zur optimalen Integration von Erneuerbaren Energien bis 2032 untersucht und bewertet.

A.1 Hintergrund der Studie
Der steigende Anteil der Erneuerbaren Energien führt in Deutschland zu grundlegend veränderten Anforderungen an die Planung und den Betrieb sicherer und zuverlässiger elektrischer Verteilernetze. Zur Gewährleistung von Sicherheit und Zuverlässigkeit elektrischer Verteilernetze unter Berücksichtigung der zukünftigen Anforderungen durch die Integration Erneuerbarer Energien existieren grundsätzlich verschiedene Lösungsansätze. Neben einer konventionellen Netzverstärkung durch Primärtechnik nach Stand der Technik werden im Rahmen dieser Studie auch Lösungsansätze wie Erzeugungsmanagement in der Netzplanung, Lastmanagement oder auch der Einsatz von intelligenten Netztechnologien untersucht. Hierbei wird davon ausgegangen, dass insbesondere durch den Einsatz von netzdienlichen operativen Maßnahmen das konventionelle Investitionsvolumen reduziert werden kann. Politische Entscheidungen in den nächsten Jahren über Weiterentwicklungen des energiewirtschaftlichen Rechtsrahmens erfordern eine belastbare und breite Datengrundlage, die den zu erwartenden Ausbaubedarf in den elektrischen Verteilernetzen beziffert und das Potenzial von anderen Lösungsansätzen in einer gesamtheitlichen Betrachtung bewertet. Dazu hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) ein Konsortium bestehend aus dem Beratungsunternehmen E-Bridge Consulting (E-Bridge), dem Institut und Lehrstuhl für elektrische Anlagen und Energiewirtschaft (IAEW) der RWTH Aachen sowie dem Oldenburger Institut für Informatik (OFFIS) mit der Durchführung einer Verteilernetzstudie „Moderne Verteilernetze für Deutschland“ (im folgenden „Verteilernetzstudie“) beauftragt. Im Koalitionsvertrag der 18. Legislaturperiode „Deutschlands Zukunft gestalten“ wird die vorliegende Studie als Datenbasis für Entscheidungen zu notwendigen Weiterentwicklungen der Anreizregulierung bezeichnet. Während der Durchführung der Studie fand ein enger Austausch mit den Akteuren der Arbeitsgemeinschaft „Intelligente Netze und Zähler“ der Netzplattform statt. Über die Arbeitsgemeinschaft konnte auch ein Datenaustausch mit Verteilernetzbetreibern organisiert werden. An diesem Datenaustausch nahmen 29 Netzbetreiber teil, welche mit ca. 32 Mio.
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A.2 Ziele der Verteilernetzstudie Entnahmestellen einen großen Teil der gesamten Entnahmestellen ausmachen. Durch den Datenaustausch und die konstruktive Diskussion mit den Teilnehmern wurde eine sachgerechte Parametrierung des angewendeten Simulationsmodells ermöglicht. Das Plenum der Netzplattform regte insbesondere an, auch die Auswirkungen von innovativen Planungs- und Betriebsgrundsätzen zu untersuchen und zu bewerten, die teilweise über den aktuellen Rechtsrahmen hinausgehen. Insbesondere die Bewertung eines Erzeugungsmanagements in der Netzplanung, bei dem eine gezielte Abregelung von Anlagen auf Basis Erneuerbarer Energien (EE-Anlagen) in der Netzplanung Berücksichtigung findet und eine Auslegung auf die 100%-ige Einspeisung der Anlagen ablöst, wurde mit Interesse verfolgt. Im Bereich der Smart Grids sind bereits eine Vielzahl von Initiativen gestartet und Studien durchgeführt worden, um den Umwandlungsprozess von konventionellen Netzen zu Smart Grids zu untersuchen und zu unterstützen. Hierbei konzentrieren sich diese auf die Betrachtung von einzelnen technologischen Sachverhalten und schaffen keine umfassende Auswirkungsbetrachtung aller Lösungsmöglichkeiten, um die bestehenden Verteilernetze auf die zukünftigen Herausforderungen vorzubereiten.

A.2 Ziele der Verteilernetzstudie
Das Hauptziel der Verteilernetzstudie ist es daher, den gesamten Netzausbaubedarf in den deutschen elektrischen Verteilernetzen bei den zukünftigen Anforderungen bis 2017, 2022 und 2032 nach aktuellem Stand der Technik zu quantifizieren und das Potenzial von alternativen Lösungsansätzen zur Integration Erneuerbarer Energien zu bewerten. Für die Studie werden die zukünftigen Anforderungen an deutsche Verteilernetze durch ein Spektrum von drei Szenarien modelliert. Dies schafft die Möglichkeit, die Unsicherheit bezüglich der Entwicklung der installierten Leistungen von Erneuerbaren Energien und Lastsituation umfassend abzubilden. Dabei werden sowohl die aktuellen politischen Ziele zum Ausbau der Erneuerbaren Energien (Szenario „EEG 2014“), das Leitszenario des Netzentwicklungsplans 2013 der deutschen Übertragungsnetzbetreiber (Szenario „Netzentwicklungsplan (NEP)“) als auch die regionalen politischen Ziele der Bundesländer (Szenario „Bundesländer“) betrachtet. Im Fokus der Studie stehen die folgenden Fragestellungen: ■ Wie hoch ist der Netzausbaubedarf in den deutschen Verteilernetzen unter Berücksichtigung aktueller Planungsgrundsätze? Wie verteilt sich dieser auf die Verteilernetzebenen und die Regionen? ■ Wie wirkt sich eine höhere Prognosesicherheit bzgl. des Entwicklungspfades der installierten Leistungen der Erneuerbaren Energien auf den notwendigen Netzausbau aus? ■ Welche Auswirkungen hat die technologische und regionale Ausprägung des EE-Zubaus auf den Netzausbau in deutschen Verteilernetzen? ■ Durch welche Planungs- und Betriebsstrategien unter Anwendung intelligenter Netztechnologien können der notwendige Netzausbaubedarf und die damit verbundenen Integrationskosten in den Verteilernetzen gesenkt werden? ■ Welche Informations- und Kommunikations-Technologien (IKT) sind dazu notwendig, welche Umsetzungskonzepte sind sinnvoll und welche Konsequenzen für die Versorgungssicherheit sind durch die erhöhte Abhängigkeit von IKT zu erwarten?

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2 2

A.3 Aufbau der Verteilernetzstudie ■ Welche regulatorischen oder ordnungspolitischen Anpassungen sind erforderlich, um die optimale Integrationsstrategie zu fördern?

A.3 Aufbau der Verteilernetzstudie
Das methodische Vorgehen der Studie gliedert sich in insgesamt fünf weitere Kapitel; Kapitel B „Anforderungen an deutsche Verteilernetze durch die Energiewende“, Kapitel C „Methodisches Vorgehen und Simulationsmodell“, Kapitel D „Konventioneller Netzausbau“, Kapitel E „Reduzierter Netzausbau durch Nutzung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien“ sowie Kapitel F „Handlungsempfehlungen“.

A
Hintergrund und Ziel der Studie

B
Anforderungen an die deutschen Verteilernetze durch die Energiewende

C
Methodisches Vorgehen und Simulationsmodell

D
Konventioneller Netzausbaubedarf

E
Reduzierter Netzausbaubedarf durch Nutzung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien

F
Handlungsempfehlungen

Abbildung 1: Übersicht Berichtsstruktur

Im Kapitel B liegt der Fokus auf der Identifikation und Analyse der Ausgangssituation sowie der Festlegung von zukünftigen Entwicklungen der Rahmenbedingungen für Verteilernetzbetreiber in Deutschland. Hierzu werden auf Basis umfassender Analysen die strukturellen Unterschiede der deutschen Verteilernetzbetreiber herausgearbeitet. In der ersten Phase wird neben der Ermittlung des Status Quo die Analyse der zukünftigen Anforderungen einen Schwerpunkt darstellen. Mit Hilfe von drei unterschiedlichen Szenarien wird die Unsicherheit bezüglich der Entwicklung der installierten Leistungen an Erneuerbaren Energien und die Lastsituation in deutschen Verteilernetzen erfasst. Der Zubau der Erneuerbaren Energien wird sowohl horizontal auf Regionen als auch vertikal auf Spannungsebenen allokiert, um auf dieser Basis die Entwicklungspfade aller Verteilernetze in Deutschland abzuleiten. Das Kapitel C dient der Beschreibung des methodischen Vorgehens und des Simulationsmodells. Zur Simulation des Netzausbaubedarfs wurde ein stochastischer Ansatz gewählt. Da eine gesamtheitliche Simulation aller deutschen Mittel- und Niederspannungsnetze auf Grund der hohen Anzahl nicht sachgerecht erscheint, werden diese auf Basis von vergleichbaren Versorgungsaufgaben zu sogenannten Modellnetzklassen zusammengefasst und über ein statistisches Verfahren (Monte-Carlo-Simulation) in deren Struktur sowie konkreter Versorgungsaufgabe variiert, um die Realität der Netze weitestgehend abbilden zu können. Die
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A.3 Aufbau der Verteilernetzstudie deutschen Hochspannungsnetze werden hingegen in einem realitätsorientierten Netzmodell nachgebildet und simuliert. In Kapitel D wird der Netzausbaubedarf unter Berücksichtigung konventioneller Planungs- und Betriebsmethoden berechnet. Basis bilden die in Kapitel B hergeleiteten Szenarien und die in Kapitel C beschriebene Modellierung. Es werden die erwarteten Netzausbauvolumen für die verschiedenen Spannungs- und Umspannebenen ermittelt. Darauf aufbauend wird der regionale Netzausbaubedarf bestimmt. Auf Basis der ermittelten Ausbauvolumen werden die resultierenden Investitionsvolumen und die jährlichen Kosten ermittelt. Schließlich wird auch der Einfluss der Netzausbaumaßnahmen auf die Netzentgelte berechnet. Damit wird eine umfängliche Basis geschaffen, den Netzausbaubedarf bei unterschiedlichen EE-Zubauszenarien bis zum Jahr 2032 abzuschätzen. Kapitel E dient zur Quantifizierung des Einflusses innovativer Planungskonzepte sowie intelligenter Technologien auf den in Kapitel D ermittelten Ausbaubedarf. Jeder dieser Lösungsansätze, wie das Erzeugungsmanagement, das Blindleistungsmanagement, das Lastmanagement oder der Einsatz von regelbaren Ortsnetztransformatoren, wird sowohl separat als auch in Kombination bewertet, um auch übergreifende Effekte der einzelnen Technologien auf den Netzausbaubedarf zu spezifizieren. Für jede der untersuchten Umsetzungsvarianten erfolgt eine gesamtwirtschaftliche Bewertung auf Basis einer Kosten-Nutzen-Analyse. Im Sinne einer Grenzwohlfahrtsbetrachtung werden zusätzliche Kosten und Nutzen der Varianten gegenüber einem konventionellen Netzausbau abgeschätzt. Schließlich wurden sowohl die in Zusammenhang mit der Einführung intelligenter Technologien stehenden Fragen der IKT-Sicherheit als auch die Anforderung an den zukünftigen ordnungspolitischen und regulatorischen Rahmen diskutiert. Im abschließenden Kapitel F werden Handelsempfehlungen zur Implementierung der Lösungsansätze abgeleitet. Dies umfasst die Identifizierung des notwendigen Handlungsbedarfs aus technischer, ordnungspolitischer und regulatorischer Sicht. Im Anhang der Studie werden Detailergebnisse und weiter führende Betrachtungen zu ausgewählten Themen dargestellt. Zunächst wird in das Smart Grid Architecture Model (SGAM) detailliert vorgestellt. Dieses wird für die Untersuchung der IKT-Komponenten des Erzeugungsmanagements in Kapitel E.2 und der intelligenten Netztechnologien in Kapitel E.5 genutzt. Während im Hauptteil der Studie die Darstellung auf die Funktions- und Komponentenebene beschränkt wird, erfolgt im Anhang die Modellierung aller Technologievarianten auf allen fünf SGAM-Ebenen. Anhang 2 ergänzt mit den Migrationspfaden die Synergiepotenziale der identifizierten IKT Komponenten aus Kapitel E. In Anhang 3 werden mit der IKT-Sicherheit die Untersuchungen zu der Verfügbarkeit und Sicherheit der IKT bei intelligenten Lösungsansätzen aus Kapitel E.7.1 um die Erläuterung der dazugehörigen Methodik ergänzt. In Anhang 4 wird das Vorgehen zur Ermittlung der Flächen für eine mengenorientierte technologieneutrale Förderung der Erneuerbaren Energien beschrieben. Hierzu werden weiterführende Annahmen zur Sensitivitätsuntersuchung in Kapitel D.3 dargestellt, Untersuchungsschritte ausgeführt und die Ergebnisse weiter detailliert. In Anhang 5 wird der detaillierte technische Netzausbaubedarf aufgelistet, der die aggregierten Werte der Studie ergänzt. Schließlich wird in Anhang 6 die Thematik der Modellnetzklassen erörtert. In diesem Kapitel werden die zusätzlichen Informationen bzgl. Anzahl der Verteilernetzbetreiber, Leitungslänge, Verkabelungsgrad, mittlere Abgangslänge und mittlere installierte Leistung bereitgestellt.
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B.1 Aktuelle Situation in deutschen Verteilernetzen

B

Anforderungen an deutsche Verteilernetze durch die Energiewende

Im Folgenden werden zunächst die aktuelle Situation in deutschen Verteilernetzen analysiert und anschließend die zukünftigen Anforderungen an die Verteilernetze beschrieben, die durch den EEZubau zu erwarten sind. Dazu werden drei Szenarien entwickelt, die den möglichen Ausbaukorridor von EE-Anlagen abbilden.

B.1 Aktuelle Situation in deutschen Verteilernetzen B.1.1 Verteilernetzbetreiber in Deutschland
Die ca. 500.000 Niederspannungs-, ca. 4.500 Mittelspannungs- und 100 Hochspannungsnetze in Deutschland werden von 888 Verteilernetzbetreibern4 betrieben. Diese versorgen über 49 Mio. Letztverbraucher, davon ca. 46 Mio. Haushaltskunden und ca. 3 Mio. Industrie- und Gewerbekunden. Neben den Niederspannungs- und Mittelspannungsnetzen zählen auch die Hochspannungsnetze zu den Verteilernetzen. Die deutschen Hochspannungsnetze (110 kV) haben eine Gesamtleitungslänge von ca. 95.000 km und sind meist als Freileitung ausgeführt. Die 4.500 deutschen Mittelspannungsnetze (1 kV - 30 kV) umfassen eine gesamte Leitungslänge von ca. 510.000 km und die deutschen Niederspannungsnetze (230 V - 400 V) eine Gesamtleitungslänge von ca. 1.150.000 km (siehe Abbildung 2).

1.600.000

Leitungslänge

1.200.000 km 800.000

1.149.973

507.953 95.425

400.000
0

Hochspannung

Mittelspannung

Niederspannung

Abbildung 2: Gesamtleitungslängen der Spannungsebenen in deutschen Verteilernetzen (Stand 2012)

Im Vergleich zum deutschen Übertragungsnetz (ca. 35.000 km) macht das Verteilernetz mit seinen 1,7 Mio. km den weitaus größten Anteil am deutschen Stromnetz aus.
Die Struktur der Verteilernetzbetreiber ist sehr heterogen. Nur knapp 2 % der Verteilernetzbetreiber betreiben Netze mit einer gesamten Länge von mehr als 10.000 km, und rund 12 % der Netzbetreiber betreiben Verteilernetze mit einer Leitungslänge zwischen 1.000 km und 10.000 km. Der größte Teil der Netzbetreiber (66 %) verantwortet Netze mit Leitungslängen

4

Monitoringbericht 2013, Bundesnetzagentur/Bundeskartellamt.
5 5

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B.1 Aktuelle Situation in deutschen Verteilernetzen zwischen 100 km und 1.000 km. Netze mit einer Länge von weniger als 100 km werden immerhin noch von rund 20 % der Verteilernetzbetreiber betrieben. In Abbildung 3 ist die von den einzelnen Verteilernetzbetreibern betriebene Stromkreislänge, gegliedert nach Nieder-, Mittel- und Hochspannungsnetzen, logarithmisch skaliert abgebildet. Dabei wurden 789 der 888 Verteilernetzbetreiber ausgewertet. Diese Verteilernetzbetreiber umfassen 91 % des gesamten Mengengerüstes und 96 % der installierten Leistung aller an die Verteilernetze angeschlossenen EE-Anlagen.
Netzlängen der Verteilernetzbetreiber in Deutschland
1.000.000 6

5 100.000

Datenreihen3 Hochspannung Datenreihen2 Mittelspannung

10.000 4

Datenreihen1 Niederspannung

1.0003

100 2

10 1

0

Verteilernetzbetreiber in Deutschland

789

Abbildung 3: Von Verteilernetzbetreibern betriebene Netze nach Stromkreislängen

Man erkennt, dass in der Regel die Netzbetreiber, die große Hochspannungsnetze betreiben, die Netze mit der größten Gesamtlänge betreiben. 14 % der Verteilernetzbetreiber sind für den Betrieb von mehr als 85 % der gesamten Verteilerstromkreislänge in Deutschland verantwortlich.

B.1.2 Erneuerbare Energien in deutschen Verteilernetzen
Die deutschen Verteilernetze bilden das Rückgrat der angestrebten Energiewende. Bereits heute ist eine Windkraft- und Photovoltaikleistung von ca. 61 GW – und damit ca. 98 % aller EE-Anlagen – an die Verteilernetze angeschlossen. Die höchste Anzahl an EE-Anlagen ist dabei an die Niederspannungsnetze angeschlossen.

Die deutschen Verteilernetze integrieren bereits heute ca. 90 % der gesamten installierten EE-Leistung und rund 98 % aller EE-Anlagen.
Ca. 1.000.000 Photovoltaikanlagen sind an Niederspannungsnetze angeschlossen und haben eine installierte Erzeugungsleistung von insgesamt ca. 16 GW. Weitere 610 MW sind direkt in der Umspannung zwischen der Mittel- und Niederspannungsebene angeschlossen. Die durchschnittliche Leistung von Photovoltaikanlagen beträgt in der Niederspannungsebene 14,2 kW. Windkraftanlagen sind i.d.R. nicht in der Niederspannungsebene vorzufinden.

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6 6

B.1 Aktuelle Situation in deutschen Verteilernetzen In der Mittelspannungsebene ist die höchste Einspeiseleistung aus Erneuerbaren Energien angeschlossen. Hierbei machen die Windkraftanlagen mit einer Leistung von 14,5 GW, zusammen mit den Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von 5,5 GW, einen Anteil von 80 % an der gesamten installierten Leistung von EE-Anlagen aus. Die übrigen 20 % in Höhe von rund 25 GW entfallen auf Biomasse- und sonstige Erzeugungsanlagen. Darüber hinaus sind ca. 4 GW an Windkraftanlagen und 216 MW an Photovoltaikanlagen direkt in der Umspannebene zwischen Hochspannung und Mittelspannung installiert. Die durchschnittliche Leistung von Photovoltaikanlagen beträgt in der Mittelspannungsebene rund 268 kW und die von den dort angeschlossenen Windkraftanlagen etwa 1,3 MW. In der Hochspannungsebene sind nur wenige große Photovoltaikanlagen und in erster Linie Windparks angeschlossen. Die Gesamtleistung beider Technologien beträgt zusammen ca. 10 GW. Die durchschnittliche Leistung der Photovoltaikanlagen liegt bei 2,7 MW und die von Windkraftanlagen bei 1,8 MW.

Rund 75 % aller Netzbetreiber sind bereits heute zumindest punktuell vom Netzausbau durch die Integration von EE-Anlagen betroffen, wenige ländliche Netzbetreiber sind massiv und in der Fläche betroffen.
Die installierte Leistung ist somit nicht gleichmäßig auf alle Verteilernetzbetreiber in Deutschland aufgeteilt. Eine gegenüber der Last hohe Einspeiseleistung aus EE-Anlagen ist ein Indiz dafür, wie stark der Lastfluss in einem Verteilernetz durch EE-Anlagen beeinflusst und wie stark ein Netzbetreiber durch den EE-Ausbau betroffen ist. In Abbildung 4 ist deshalb das Verhältnis der durchschnittlichen installierten Leistung von EE-Anlagen und der jeweiligen Last je Entnahmestelle5 exemplarisch für die Niederspannungsebene dargestellt.
10 3

Installierte Leistung / Jahreshöchstlast pro Entnahmestelle in der Niederspannungsebene

2,5

2
5%

1,5

1

0,5

0

612
Verteilernetzbetreiber in Deutschland

Abbildung 4: Durchschnittliche Leistung von EE-Anlagen je Entnahmestelle und Verteilernetzbetreiber (Niederspannung)

5

Definition siehe Glossar.
7 7

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B.2 Zukünftige Anforderungen an deutsche Verteilernetze Es wird deutlich, dass die Verteilernetzbetreiber ein sehr unterschiedliches Verhältnis von installierter Leistung der EE-Anlagen zur Jahreshöchstlast pro Entnahmestellen aufweisen. Bei rund 5 % der deutschen Verteilernetzbetreiber übersteigt bereits heute die Leistung von EE-Anlagen die Jahreshöchstlast an den Entnahmestellen. Diese 5 % der deutschen Netzbetreiber versorgen nur eine Fläche von ca. 10.000 km² und ca. 1,2 Mio. Entnahmestellen und damit nur ca. 2,5 % der Entnahmestellen in Deutschland. Es handelt sich damit um relativ gesehen unterdurchschnittlich kleine Verteilernetzbetreiber. Eine große Anzahl weiterer Netzbetreiber haben signifikante Erzeugungsleistungen an EE-Anlagen installiert, so dass auch dort lokal in einzelnen Netzen hohe Verhältnisse der Erzeugungsleistung zur Jahreshöchstlast je Entnahmestelle auftreten können. Bei 276 Verteilernetzbetreibern sind keine EE-Anlagen in der Niederspannung installiert.

B.2 Zukünftige Anforderungen an deutsche Verteilernetze
Um die zukünftigen Anforderungen an die Verteilernetze möglichst vollständig zu erfassen, wurden drei Szenarien festgelegt, welche die unterschiedlichen Prognosen für die installierte Leistung an EE-Anlagen abbilden. Die Szenarien unterscheiden sich neben der Höhe der installierten Gesamtleistung auch in der regionalen Verteilung und in der Netzanschlussebene der EE-Anlagen. Der zeitliche Betrachtungsbereich reicht bis zum Jahr 2032. Um die zeitliche Entwicklung adäquat abzubilden, wird der EE-Zubau nicht nur für jedes Szenario für 2032, sondern auch für die Jahre 2017 und 2022 (sogenannte Stützjahre) ermittelt. Auf dieser Basis wird die große Bandbreite relevanter EE-Zubauszenarien abgebildet.

B.2.1 Szenarien
Unter einem „Szenario“ wird die zeitliche Entwicklung der Einflussgrößen auf den Netzausbaubedarf in Verteilernetzen verstanden. Dies umfasst insbesondere die zeitliche Entwicklung der installierten Leistung an EE-Anlagen.

Je nach EE-Ausbauszenario wird sich die installierte Windkraft- und Photovoltaikleistung bis zum Jahr 2032 verdoppeln oder sogar verdreifachen.
Um die Bandbreite der möglichen Entwicklungspfade für die installierten Leistungen der Erneuerbaren Energien sowie zu erwartende Auswirkungen auf den Investitionsbedarf im Verteilernetz abschätzen zu können, werden drei unterschiedliche Szenarien betrachtet. ■ Szenario „EEG 2014“ Dieses Szenario spiegelt die Entwicklung der installierten Leistung an EE-Anlagen in Deutschland wider, wie sie dem beschlossenen Entwurf für ein EEG 2014 vom Bundeskabinett im April 2014 zugrunde liegt. Abbildung 5 zeigt den Entwicklungspfad der installierten Leistungen an EE-Anlagen.

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8 8

B.2 Zukünftige Anforderungen an deutsche Verteilernetze

Installierte Leistung in Deutschland

160

GW 120
80

interpoliert

interpoliert

40
0

Windkraftanlagen

Photovoltaikanlagen

Biomasseanlagen

Abbildung 5: Installierte Leistungen an Windenergie-, Photovoltaik- und Biomasseanlagen im Szenario „EEG 2014“ (interpoliert) und im Szenario A des Netzentwicklungsplans

Es wird deutlich, dass in diesem Szenario ein stetiger Anstieg der Leistungen dezentraler Einspeisungen angenommen wird. Die installierte Leistung an Windkraftanlagen, welche im Jahr 2032 in Verteilernetzen angeschlossen ist, wird auf ca. 60 GW geschätzt. Die Prognose der installierten Leistung von Photovoltaikanlagen liegt mit ca. 59 GW in der gleichen Größenordnung. Zusammen mit der prognostizierten Leistung von Biomasseanlagen beträgt damit die installierte Leistung in Verteilernetzen ca. 128 GW. Das Szenario „EEG 2014“ wurde aus dem Szenario A des Netzentwicklungsplans 2013 deutscher Übertragungsnetzbetreiber abgeleitet. Da dort lediglich Prognosen der installierten Leistungen für das Stützjahr 2023 dargestellt werden, erfolgt eine Interpolation der Leistungen für die betrachteten Stützjahre 2017 und 2022 sowie das Jahr 2032. ■ Szenario „Netzentwicklungsplan (NEP)“ Das Szenario „NEP“ stellt das Leitszenario des Szenariorahmens des Netzentwicklungsplans deutscher Übertragungsnetzbetreiber von 2013 dar 6, wie es im Rahmen einer öffentlichen Konsultation abgestimmt wurde. Mit einer aggregierten Leistung im Jahr 2032 in Höhe von ca. 139 GW übersteigt diese Prognose die des Szenarios „EEG 2014“ um 12 GW, also um ca. 10 %. Das Szenario geht davon aus, dass die energie- und klimapolitischen Ziele der Bundesregierung hinsichtlich der Kapazitätsentwicklung der einzelnen Energieträger übertroffen werden. Die im Netzentwicklungsplan 2013 der deutschen Übertragungsnetzbetreiber festgelegten installierten Leistungen an EE-Anlagen werden für die hier betrachteten Stützjahre 2017 und 2022 sowie das Jahr 2032 linear interpoliert.

6

Netzentwicklungsplan Strom 2013 der deutschen Übertragungsnetzbetreiber, Berlin, 2013.
9 9

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interpoliert

B.2 Zukünftige Anforderungen an deutsche Verteilernetze ■ Szenario „Bundesländer“ Dieses Szenario aggregiert die regionalen Ausbauziele der Bundesländer in Deutschland und übersteigt die Prognosen von Szenario „EEG 2014“ und „NEP“ deutlich. Die Bundesländer in Deutschland geben – unabhängig voneinander und ohne weitergehende Koordination – zum Teil eigene Zielsetzungen bezüglich des Ausbaus Erneuerbarer Energien an. In einigen Bundesländern geht die Planung des Zubaus Erneuerbarer Energien weit über die Ziele der Bundesregierung hinaus. Mit Hilfe des Szenarios ist es nun möglich, die Auswirkungen der unterschiedlichen und teils hohen Zielsetzungen der Länder auf den Investitionsbedarf in deutschen Verteilernetzen hin zu untersuchen. Die aggregierte installierte Leistung in EE-Anlagen in den Verteilernetzen beträgt im Szenario „Bundesländer“ 207 GW und übersteigt damit die Prognose des Szenarios „EEG 2014“ um 63 %. Für die hier betrachteten Stützjahre 2017 und 2022 sowie das Jahr 2032 erfolgt ebenfalls eine lineare Interpolation der installierten Leistungen aus den Stützjahren 2020 und 2030, die in der dena-Verteilernetzstudie im Rahmen des dort definierten „Bundesländerszenarios“ ermittelt wurden.

Das Szenario „Bundesländer“ geht in 2032 von 90 % mehr Windkraftanlagen und 47 % mehr Photovoltaikanlagen als im Szenario „EEG 2014“ aus.
Eine Gegenüberstellung der Szenarien ist in Abbildung 6 dargestellt und zeigt das betrachtete Spektrum der installierten Leistungen im Jahr 2032. Es wird deutlich, dass die Szenarien „EEG 2014“ und „NEP“ in der Größenordnung der von der Bundesregierung festgelegten Entwicklung liegen. Die Aggregation der regionalen Prognosen Szenario „Bundesländer“ übersteigt die EEAusbauprognose des „EEG 2014“-Szenarios um ca. 61 %.

Installierte Leistung in Deutschland

250 200 GW 150 100 50 0

,,EEG 2014´´

,,NEP´´

,,Bundesländer´´

Windkraftanlagen

Photovoltaikanlagen

Biomasseanlagen

Abbildung 6: Übersicht Szenarien – Installierte Leistungen an EE-Anlagen in Deutschland im Jahre 2032

Durch die zugrunde gelegten drei Szenarien wird das gesamte Spektrum des zu erwarteten EEZubaus abgebildet und die Konsequenzen unterschiedlicher EE-Zubaugeschwindigkeiten auf den Netzausbaubedarf können ermittelt werden.

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10 10

B.2 Zukünftige Anforderungen an deutsche Verteilernetze

B.2.2 Horizontale Verteilung des EE-Zubaus
Um die Auswirkungen des EE-Zubaus auf die Verteilernetze analysieren zu können, müssen zusätzliche Annahmen zur regionalen Verteilung der installierten Leistung in EE-Anlagen getroffen werden. Zunächst wird dazu die gesamte installierte Leistung an EE-Anlagen technologiescharf auf die einzelnen Bundesländer aufgeteilt. Die regionale Zuordnung des Zubaus an EE-Anlagen wird auf Basis der aktuell installierten Leistungen und den technologieabhängigen Wachstumsraten für jedes Bundesland abgeleitet 7. Diese Schlüsselung führt für jedes Szenario zu einer eigenen regionalen Allokation der installierten Leistung in EE-Anlagen. Auf diese Weise werden nicht nur unterschiedliche gesamtdeutsche EEEntwicklungspfade analysiert, sondern auch jedem Entwicklungspfad spezifische regionale EEEntwicklungspfade entwickelt. Für das Jahr 2032 ergibt sich die in Tabelle 1 dargestellte Aufteilung der installierten Leistung von Windkraft- und Photovoltaikanlagen auf die deutschen Bundesländer. Die Entwicklung der Biomasse wurde auf gleiche Weise simuliert, aufgrund der deutlich niedrigeren Zuwachsraten allerdings nicht dargestellt.
Szenario „EEG 2014“ WindkraftPVanlagen Anlagen 2,5 GW 10 GW 2,7 GW 14,5 GW 6,6 GW 3,2 GW 2,1 GW 3,9 GW 5,2 GW 2,6 GW 11,1 GW 6,6 GW 6,9 GW 5,7 GW 3,9 GW 3,4 GW 0,2 GW 0,8 GW 1,2 GW 1,9 GW 4,6 GW 1,3 GW 8,5 GW 2,2 GW 3,7 GW 2,2 GW Szenario „NEP“ WindkraftPVanlagen Anlagen 2,9 GW 11,2 GW 3 GW 15,7 GW 6,9 GW 3,5 GW 2,4 GW 4,5 GW 5,9 GW 3 GW 11,6 GW 7,4 GW 7,6 GW 6,3 GW 4,4 GW 3,8 GW 0,4 GW 0,9 GW 1,3 GW 2,2 GW 4,8 GW 1,4 GW 9,4 GW 2,4 GW 4,2 GW 2,4 GW Szenario „Bundesländer“ WindkraftPVanlagen Anlagen 5,2 GW 12,9 GW 6 GW 22,2 GW 10,4 GW 5,1 GW 6,2 GW 5,7 GW 7,6 GW 3,4 GW 19,2 GW 7,6 GW 12,6 GW 8,7 GW 8,3 GW 6,4 GW 1 GW 1,6 GW 1,9 GW 1,7 GW 7,8 GW 1,6 GW 16,9 GW 5 GW 8,8 GW 3,9 GW

Leistung an Baden-Württemberg Bayern Brandenburg Hessen Mecklenburg-Vorpommern Niedersachsen Nordrhein-Westfalen Rheinland-Pfalz Saarland Sachsen Sachsen-Anhalt Schleswig-Holstein Thüringen

Summe West Summe Nord Summe Ost Summe Süd Summe

13,1 GW 24,8 GW 16,1 GW 5,2 GW 59,2 GW

13,8 GW 11,4 GW 8,6 GW 24,5 GW 58,3 GW

14,8 GW 26,9 GW 17,2 GW 5,9 GW 64,8 GW

15,5 GW 12,8 GW 9,5 GW 26,9 GW 64,7 GW

28,1 GW 43,7 GW 28,9 GW 11,2 GW 111,9 GW

22,4 GW 16 GW 12,3 GW 35,1 GW 85,8 GW

Tabelle 1: Erwartungswert der installierten Leistungen je Bundesland und Technologie für jedes Szenario im Jahre 2032

7

Beispiel: Ein Netzbetreiber hat in seinen Netzen 10 MW Leistung an Windkraftanlagen und 10 MW Leistung an Photovoltaikanlagen. Aus den Szenarien ergibt sich für sein Bundesland eine Steigerungsrate der Leistung an Windkraftanlagen von 10 % und der Leistung an Photovoltaikanlagen von 25 % bis 2017. Folglich sind in seinem Netz im Jahr 2017 11 MW Leistung an Windkraftanlagen und 12,5 MW Leistung an Photovoltaikanlagen angeschlossen.
11 11

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B.2 Zukünftige Anforderungen an deutsche Verteilernetze Der spezifische Anteil der Windkraftanlagen in den süddeutschen Bundesländern, wie Bayern und Baden-Württemberg, ist im Szenario „Bundesländer“ am höchsten. Im Szenario „EEG 2014“ sind in diesen Bundesländern 5,2 GW an Windkraftleistung installiert. Dies entspricht ca. 8,7 % der in ganz Deutschland installierten Windkraft. Im „Bundesländer“-Szenario steigt der Anteil auf 11,2 GW oder 10 % der deutschlandweit installierten Windleistung. Die horizontale Verteilung der installierten Leistung in EE-Anlagen für das Jahr 2032 dient als Grundlage zur Ableitung der Entwicklungspfade der installierten Leistungen an Erneuerbaren Energien eines jeden Verteilernetzbetreibers.

Der höchste EE-Ausbau findet in allen Szenarien im Norden statt. Im „Bundesländer“Szenario wächst der EE-Ausbau stärker im Westen als im Süden.
Die pro Bundesland ermittelte installierte Leistung in EE-Anlagen stellt einen Erwartungswert dar. Zur Berechnung des Netzausbaubedarfs werden später die installierten Leistungen in EE-Anlagen durch ein stochastisches Simulationsmodell variiert8. Eine Betrachtung lediglich des Erwartungswertes wäre unzureichend und würde – aufgrund des nicht-linearen Zusammenhangs zwischen installierter Leistung an Erneuerbaren Energien und Netzausbau – zu einer Unterschätzung des notwendigen Netzausbaubedarf führen. Erst wenn ein kritischer EEAusbauzustand überschritten wird, an dem die technischen Randbedingungen verletzt werden, wird ein Netzausbau notwendig.

B.2.3 Vertikale Verteilung des EE-Zubaus
Durch die verstärkte Integration der Erneuerbaren Energien ist es zur Bewertung der zukünftigen Anforderungen an die Netzplanung und den Netzbetrieb notwendig, den prognostizierten Zubau an EE-Anlagen auf die einzelnen Spannungsebenen aufzuteilen. Auf Basis einer Analyse des Zubaus von EE-Anlagen auf die einzelnen Spannungsebenen der vergangenen Jahre wird die zukünftige vertikale Allokation prognostiziert. Zur Bestimmung der Aufteilung des jährlichen Leistungszubaus der Photovoltaikanlagen je Spannungsebene wurde der jährliche Zubau in der Vergangenheit analysiert (siehe Abbildung 7). Betrachtet man die Entwicklungspfade, so fällt auf, dass sich in den letzten Jahren der Anteil der Photovoltaikanlagenleistung in der Niederspannungsebene bei ca. 60 % und in der Mittelspannungsebene bei ca. 30 % bewegte. Dieses Verhältnis wird auch für den Zubau der PVAnlagen in den drei Stützjahren bis 2032 zugrunde gelegt. Dies führt gegenüber heute zu einem im Laufe der Zeit leicht steigenden Anteil installierter Photovoltaikleistung in der Mittelspannungsebene.

8

Vgl. Kapitel C.
12 12

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B.2 Zukünftige Anforderungen an deutsche Verteilernetze

Aufteilung der jährlich zugebauten Leistung an PV-Anlagen auf Spannungsebenen

100%
90% 80%

70%
60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

NS

MS/NS

MS

HS/MS

HS

HöS/HS

HöS

Abbildung 7: Prozentuale Aufteilung des jährlichen Zubaus von Photovoltaikanlagen auf die einzelnen Spannungsebenen in den Jahren 1990-2012

Analog dazu wird in Abbildung 8 die Aufteilung des jährlichen Zubaus an Windkraftanlagen auf die einzelnen Spannungsebenen gezeigt. Bei Windkraftanlagen ist ebenfalls eine zeitliche Veränderung des Anteils der an einer bestimmten Netzebene angeschlossenen Windkraftanlagenleistung zu erkennen. Der Anteil der in der Hochspannungsebene angeschlossenen Windkraftanlagen nimmt im Laufe der Jahre zu. In den letzten Jahren wurden ca. 42 % des jährlichen Zubaus an Windkraftanlagen in der Mittelspannungsebene und ca. 37 % in der Hochspannungsnetzebene angeschlossen. Diese Aufteilung des jährlichen Zubaus wird bei der Ermittlung der vertikalen Verteilung der installierten Leistungen in Zukunft fortgeschrieben.
Aufteilung der jährlich zugebauten Leistung an Windkraftanlagen auf Spannungsebenen

100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

NS

MS/NS

MS

HS/MS

HS

HöS/HS

HöS

Abbildung 8: Prozentuale Aufteilung des jährlichen Zubaus an Windkraftanlagen auf die einzelnen Spannungsebenen in den Jahren 2000-2012

Aus der vertikalen Aufteilung des EE-Zubaus kann die installierte Leistung in den EE-Technologien für die beiden Stützjahre und 2032 ermittelt werden. Die prognostizierten Gesamtleistungen für PV- und Windkraftanlagen, aufgeteilt in die verschiedenen Spannungsebenen, sind in Abbildung 9
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B.2 Zukünftige Anforderungen an deutsche Verteilernetze und Abbildung 10 dargestellt. Es wird deutlich, dass durch Berücksichtigung des identifizierten Trends der Anteil der in der Mittelspannungsebene angeschlossenen Photovoltaikleistung bzw. der in der Hochspannung angeschlossene Windkraftleistung bis 2032 weiter steigen wird. Dieser Trend könnte durch die geringeren durchschnittlichen Erzeugungskosten von PV-Großanlagen begründet werden. Allerdings handelt es sich hierbei um eine mögliche Abschätzung der Aufteilung des Zubaus auf Spannungsebenen. Wie Abbildung 9 zeigt, ist die gesamte Aufteilung der Leistung an PV-Anlagen auf Spannungsebenen relativ stabil, und es sind keine signifikanten Änderungen erkennbar.
Aufteilung der Leistung an PV-Anlagen auf Spannungsebenen

Prognose 100%
90% 80% 70% 60%

50%
40% 30% 20% 10% 0%

2012 NS MS/NS

2017 MS HS/MS

2022 HS HöS/HS

2032 HöS

Abbildung 9: Prognostizierte prozentuale Aufteilung der installierten Leistungen von Photovoltaikanlagen je Spannungsebene für das Szenario „NEP“
Aufteilung der Leistung an Windkraftanlagen auf Spannungsebenen

Prognose 100%
90% 80% 70% 60%

50%
40% 30% 20% 10% 0%

2012 NS MS/NS

2017 MS HS/MS

2022 HS HöS/HS

2032 HöS

Abbildung 10: Prognostizierte prozentuale Aufteilung der Windkraftanlagen je Spannungsebene für das Szenario „NEP“

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14 14

B.3 Zwischenfazit

B.3

Zwischenfazit

In deutschen Verteilernetzen ist bereits heute eine hohe Anzahl an EE-Anlagen verschiedenster Größen und Technologien integriert. Die deutschen Verteilernetzbetreiber haben mit ca. 61 GW ca. 98 % aller EE-Anlagen in ihren Netzen angeschlossen und betreiben diese sicher und zuverlässig. Die installierte Leistung ist jedoch heute nicht gleichmäßig auf alle Verteilernetzbetreiber in Deutschland aufgeteilt. Wenige ländliche Netzbetreiber (5 % aller Netzbetreiber) haben eine installierte Leistung an EE-Anlagen pro Entnahmestelle, die höher ist, als die jeweilige Jahreshöchstlast. Rund 75 % der Netzbetreiber sind zumindest punktuell von der Integration der Erneuerbaren Energien betroffen. Nach aktuellen Prognosen wird sich die installierte Leistung in EE-Anlagen bis 2032 mehr als verdoppeln, wenn die Ziele der Bundesregierung umgesetzt werden und sogar mehr als verdreifachen, wenn jedes Bundesland seine selbst gesetzten und in der Regel ambitionierten Ziele umsetzt. Im Rahmen der Studie können die Konsequenzen der unterschiedlichen EEZubauszenarien auf die deutschen Verteilernetze untersucht werden. Zur Abdeckung realistischer Entwicklungsmöglichkeiten wurden die Szenarien „EEG 2014“ (aktuelle politische Ziele Bundesregierung), „NEP“ (Prognosen Übertragungsnetzbetreiber) und „Bundesländer“ (aggregierte Ziele der Bundesländer) herangezogen. Das Szenario „Bundesländer“ geht dabei in 2032 von 90 % mehr Windkraftanlagen und 47 % mehr Photovoltaikanlagen aus als das Szenario „EEG 2014“. Das sich die Szenarien neben der installierten Leistung auch in der Allokation und der Netzanschlussebene der EE-Anlagen unterscheiden, ist eine belastbare Abschätzung des zukünftigen Netzausbaubedarfs möglich.

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15 15

C.1 Simulationsansatz

C
C.1

Methodisches Vorgehen und Simulationsmodell
Simulationsansatz

Die Quantifizierung des Netzausbaubedarfs erfordert eine sachgerechte Berücksichtigung der Heterogenität der Verteilernetze sowie der Verteilung von EE-Anlagen.
Das Ziel des Simulationsmodells ist die Quantifizierung des Netzausbaubedarfs in deutschen Verteilernetzen unter Berücksichtigung unterschiedlicher Planungsgrundsätze und intelligenter Netztechnologien. Die methodischen Ansätze unterscheiden sich dabei zwischen der Hochspannungsebene und der Mittel- und Niederspannungsebene. Der Ansatz des Simulationsmodells für Nieder- und Mittelspannungsnetze basiert auf einer stochastischen Simulation des Netzausbaubedarfs. Auf diese Weise können die unterschiedlichen Entwicklungspfade der Versorgungsaufgabe, insbesondere regionale Konzentrationen an EEAnlagen, sowie strukturelle Unterschiede bei der Vielzahl von Verteilernetzen in Deutschland berücksichtigt werden. Der Netzausbaubedarf wird so für jedes Netz individuell bestimmt und berücksichtigt die individuelle Netzstruktur und EE-Integrationsaufgabe. Eine Betrachtung von durchschnittlichen Netzen wäre nicht sachgerecht, da dies den Netzausbaubedarf unterschätzen würde. Für die Hochspannungsebene wird auf Grund der mangelnden Vergleichbarkeit von Hochspannungsnetzen ein abweichendes Vorgehen gewählt. Das Verfahren basiert dabei nicht auf dem Modellnetzansatz. Stattdessen werden leitungs- und stationsscharfe Netzmodelle der deutschen Hochspannungsnetze verwendet. Damit kann das gesamte deutsche Hochspannungsnetz detailliert abgebildet werden. Eine Beschreibung des Hochspannungsnetzmodells ist in Kapitel C.3.2 zu finden. Auch für das Hochspannungsnetz werden die möglichen Entwicklungspfade des Zubaus von EE-Anlagen durch ca. 50.000 Simulationen berücksichtigt. Zunächst gilt es, die aktuelle Situation der Verteilernetze in Deutschland abzubilden. Es gibt mehr als 500.000 Nieder-, Mittel und Hochspannungsnetze mit unterschiedlicher Netzstruktur, die von 888 Unternehmen betrieben werden. Ein Verteilernetzbetreiber verantwortet somit i.d.R. eine Mehrzahl an Nieder-, Mittel- und Hochspannungsnetzen, in denen der Zubau EE-Anlagen erwartet wird. Auf Grund der hohen Anzahl an Netzen und einer nicht vorhandenen Datenbasis jedes einzelnen Netzes ist es nicht möglich, alle realen Netze gesondert abzubilden und Netzsimulationen durchzuführen. Auch die Simulation von einer geringen Anzahl realer Netze ist nicht zielführend, da aufgrund von nicht erfassten strukturellen Unterschieden eine Hochrechnung nicht verifiziert erfolgen kann. Stattdessen wird im Simulationsmodell eine Vielzahl von typisierten Netzmodellen erstellt, um alle möglichen strukturellen Unterschiede abzubilden. In Abbildung 11 wird das methodische Vorgehen im Simulationsmodell dargestellt.

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16 16

C.1 Simulationsansatz

Um eine Simulation der deutschen Verteilernetze zu ermöglichen, werden Verteilernetzbetreiber auf Basis der heutigen Leistung an EE-Anlagen und deren Entwicklung sogenannten Modellnetzklassen zugeordnet.
Für jede Modellnetzklasse werden auf Basis der Verteilernetzbetreiberdaten typische Netzstrukturen erstellt. Für die Hochspannungsebene wird ein deutschlandweites Modell ermittelt. Damit wird der heutigen Stand der Verteilernetze in Deutschland abgebildet.

Modellnetzklassen in Deutschland
Mittelspannung
Niederspannung

Modellnetzklassen 8 Klassen für MS-Netze 10 Klassen für NS-Netze

4 3 1 2 6 5 8 7

4 3 1 2

7 6 5

10 9 8

Modellnetz

Modellnetze Auf Basis realer Netzstrukturparameter werden mehrere 100.000 Modellnetze je Modellnetzklasse erstellt Entwicklungspfad Erneuerbarer Energien Simulation von 100.000 mögl. Entwicklungspfaden je Modellnetz
Simulation des Netzausbaus für jedes Modellnetz und jeden möglichen Entwicklungspfad Erneuerbarer Energien Ergebnis jeder Modellnetzklasse ist eine stochastische Verteilung des Netzausbaus

Ausgehend vom heutigen Stand der Netze wird die zeitliche Zubauentwicklung der Erneuerbaren Energien-Anlagen für jedes Modellnetz bis 2032 entwickelt. Für jeden Entwicklungspfad werden Lastflussberechnungen durchgeführt und wenn nötig der Netzausbau ermittelt. Alternative Planungsgrundsätze können dabei berücksichtigt werden. Ergebnisse der Modellnetzklassen werden zusammengefasst, um den Netzausbaubedarf in Deutschland zu bestimmen. Anschließend werden die gesamtwirtschaftlichen Kosten berechnet.
Abbildung 11: Übersicht methodisches Vorgehen

Zubau Erneuerbarer Energien
2015 2027

2025

Netzausbaubedarf einer Modellnetzklasse
10%
Häufigkeit

Mittelwert: 16,4 % 5%

0%
0% 6% 12% 18% 24% 30% 36% 42% 48% 54% 60%

Netzausbaubedarf in Bezug auf bestehendes Netz

66%

Netzausbaubedarf aller Modellnetzklassen
Rel. Netzausbaubedarf

15 10% 5 0

Zusammenfassung der Simulationsergebnisse aus Modellnetzklassen

1 1

2 2

33

44 2017

55

6 6 2022

7 7 2032

8 8

9 9

10 10

Schritt 1: Zuordnung von Verteilernetzbetreibern zu Modellnetzklassen Der erste Schritt des Simulationsansatzes ist es, Verteilernetzbetreiber für Mittel- und Niederspannungsnetze auf Basis der heutigen installierten Leistung an EE-Anlagen und deren zukünftiger Entwicklung sogenannten Modellnetzklassen zuzuordnen. Den größten Einfluss auf die zukünftigen Herausforderungen der Verteilernetzbetreiber hat dabei die Entwicklung der installierten Leistung an Windkraft- und Photovoltaikanlagen an den Entnahmestellen der Verteilernetze. Im Rahmen dieser Studie werden auf Basis ähnlicher EE-Entwicklungspfade 10 Modellnetzklassen für die Niederspannungsebene und 8 Modellnetzklassen für die Mittelspannungsebene unterschieden (Kapitel C.2).

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17 17

C.1 Simulationsansatz Schritt 2: Entwicklung von Netzmodellen Für jede ermittelte Modellnetzklasse werden im zweiten Simulationsschritt typische Netzmodelle erstellt. Durch diese typischen Netzmodelle (Modellnetze) wird die heutige Struktur der Verteilernetze in Deutschland abgebildet. Die Modellnetze für die Mittel- und Niederspannung einer Modellnetzklasse sind durch typisierte Netztopologien9 charakterisiert. Durch Variation der Netzstrukturparameter, die auf einer Analyse realer Daten von Verteilernetzbetreiben beruht, wird eine große Anzahl an Modellnetzen erstellt. Die Entwicklung der Netzmodelle wird in Kapitel C.3 aufgezeigt. Dabei werden die unterschiedlichen Eigenschaften der Verteilernetze berücksichtigt. Die notwendigen Daten wurden durch eine umfängliche Datenerhebung gewonnen, die in Kapitel C.3.3 näher erläutert wird. Für die Hochspannungsebene wird auf Grund der geringen Grundgesamtheit unterschiedlicher Netze und individueller Netzstrukturen ein deutschlandweites Netzmodell erstellt (Kapitel C.3.2). Schritt 3: Bestimmung von Entwicklungspfaden des Zubaus von EE-Anlagen für jedes Modellnetz Ausgehend von den Netzmodellen, die den heutigen Stand der Verteilernetze auch in Bezug auf die Integration von EE-Anlagen abbilden, wird der spezifische Zubau von EE-Anlagen für jedes untersuchte Verteilernetz im dritten Simulationsschritt simuliert. Der Zubau der EE-Anlagen wird stochastisch für jedes Modellnetz auf Basis der zugrunde liegenden EE-Zubauszenarien sowie deren abgeleitete horizontale, vertikale und zeitliche Verteilung ermittelt (siehe Kapitel B.2). Über die Vielzahl der untersuchten Entwicklungspfade für jedes Modellnetz wird erreicht, dass die unterschiedlichsten lokalen Konzentrationen von EE-Anlagen erfasst werden. Denn diese Konzentrationen haben den größten Einfluss auf die Netzbelastungen und damit auf die Netzausbaunotwendigkeiten. Diese Variationen der Entwicklungspfade des Zubaus an EE-Anlagen werden in Kapitel C.4 weiter erläutert, auch für die Hochspannungsebene. Schritt 4: Simulation des Netzausbaubedarfs Für jedes Modellnetz und für jeden Entwicklungspfad werden Lastflussberechnungen durchgeführt und im vierten Simulationsschritt der notwendige zusätzliche Netzausbau ermittelt. Bei der Berechnung des Netzausbaus können unterschiedlichste Planungsgrundsätze simuliert werden. So werden neben dem konventionellen Netzausbau auch der Einsatz von z.B. intelligenten Netztechnologien oder die netzdienliche Abregelung von EE-Anlagen berücksichtigt. Das Ergebnis der hohen Anzahl an Netzsimulationen, die auf Grund der unterschiedlichen Netzstrukturen in Deutschland und einer Vielzahl möglicher Entwicklungspfade zwingend notwendig sind, ist eine statistische Verteilung des Netzausbaus in jeder Modellnetzklasse. Dieser Schritt wird in Kapitel C.5 erläutert. Schritt 5: Gesamtwirtschaftliche Bewertung des Netzausbaus Die Simulationsergebnisse der einzelnen Modellnetzklassen werden im fünften Simulationsschritt zusammengeführt und es wird für den Erwartungswert des Netzausbaus eine gesamtwirtschaftliche Bewertung durchgeführt. Dabei wurden sowohl die Investitionskosten bestimmt als auch die durchschnittlichen zusätzlichen jährlichen Kosten und die zu erwartende

9

Niederspannung: Strahlennetz, Mittelspannung: Offen betriebene Ringnetze.
18 18

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C.2 Schritt 1: Zuordnung von Verteilernetzbetreibern zu Modellnetzklassen Erhöhung der Netzentgelte. Die der wirtschaftlichen Bewertung zugrunde liegende Methodik und die wesentlichen Annahmen werden in Kapitel C.6 beschrieben.

C.2

Schritt 1: Zuordnung von Verteilernetzbetreibern zu Modellnetzklassen
Verteilernetze ist nicht möglich, daher werden ihrer Versorgungsaufgabe zu Modellnetzklassen

Eine Simulation aller deutschen Verteilernetzbetreiber auf Basis zusammengefasst.

Die Versorgungsaufgabe ist durch die Verteilung von Verbrauchslasten und Einspeisungen aus EEAnlagen bestimmt. Als entscheidender Parameter zur Zuordnung der Verteilernetzbetreiber zu den Modellnetzklassen wurden deshalb die folgenden Parameter gewählt: ■ Durchschnittliche Leistung der Photovoltaikanlagen je Entnahmestelle eines Verteilernetzbetreibers. ■ Durchschnittliche Leistung der Windkraftanlagen je Entnahmestelle eines Verteilernetzbetreibers . ■ Durchschnittliche Jahreshöchstlast je Entnahmestelle eines Verteilernetzbetreibers. Die Versorgungsaufgaben der einzelnen Verteilernetzbetreiber unterscheiden sich je nach Spannungsebene. Für die Niederspannungsebene wurden die Modellnetzklassen auf Basis der Leistungen von Photovoltaikanlagen und der Höchstlast pro Entnahmestelle (ES) gebildet. Der Anteil angeschlossener Windkraftanlagen blieb unberücksichtigt, da dieser zu gering ist. In Abbildung 12 sind die jeweiligen der Klasseneinteilung zugrundeliegenden Grenzen eingetragen.

1,5 kW

4 (21 VNB) 3 (47 VNB)
2 (94 VNB)
1 kW

7 (80 VNB)

10 (61 VNB)

0,5 kW

6 (127 VNB)
5 (83 VNB)
2 kW

9 (54 VNB)
8 (33 VNB)
1 - (17 VNB)

Abbildung 12: Modellnetzklassen für die Niederspannungsebene, einschließlich der Anzahl der zugeordneten Verteilernetzbetreiber mit homogener Versorgungsaufgabe

In der Mittelspannungsebene wurden sowohl die durchschnittliche Leistung an angeschlossenen Windkraftanlagen als auch von Photovoltaikanlagen zur Klassifizierung herangezogen. Dabei wird auch die durchschnittliche Leistung der angeschlossenen Photovoltaikanlagen in den nachgelagerten Niederspannungsnetzen beachtet. In Abbildung 13 sind die Modellnetzklassen der Mittelspannungsebene dargestellt.

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19 19

C.2 Schritt 1: Zuordnung von Verteilernetzbetreibern zu Modellnetzklassen

4 (40 VNB ) 0,6

0,3

3 (99 VNB)

6 (35 VNB)

8 (19 VNB)

1 (7)
0

2 (148)
1

5 (48 VNB)
2

7 (48 VNB)

Abbildung 13: Modellnetzklassen für die Mittelspannungsebene, einschließlich der Anzahl der zugeordneten Verteilernetzbetreiber mit homogener Versorgungsaufgabe

Bei der Klasseneinteilung der Verteilernetzbetreiber darf nicht nur die installierte Leistung der EE-Anlagen im Jahr 2012 zugrunde gelegt, sondern es muss auch der erwartete EE-Entwicklungspfad berücksichtigt werden. Auf Basis der in Kapitel B.2.2 und B.2.3 abgeleiteten vertikalen und horizontalen Verteilung der prognostizierten installierten Leistungen von EE-Anlagen kann für jeden Verteilernetzbetreiber ein eigener EE-Entwicklungspfad abgeleitet werden. So kann beispielsweise für einen bayrischen Niederspannungsnetzbetreiber mit heute 100 MW installierter Leistung an Photovoltaikanlagen der EE-Entwicklungspfad berechnet werden, da der Ausbaupfad der Erneuerbaren Erzeugungstechnologien in Bayern sowie die Verteilung der Anlagen in den jeweiligen Spannungsebenen bekannt sind. Somit wird bspw. im Szenario „EEG 2014“ ein Zubau von 40,2 MW für diesen bayrischen Niederspannungsnetzbetreiber erwartet.

Für jeden Verteilernetzbetreiber muss ein eigener EE-Entwicklungspfad abgeleitet werden. Die unterschiedlichen Netzbetreiber lassen sich dann gemäß dem erwarteten EE-Zubau in gemeinsame Modellnetzklassen gliedern.
Abbildung 14 veranschaulicht die Entwicklung der Versorgungsaufgabe für alle Verteilernetzbetreiber exemplarisch für die Mittelspannungsebene und das EE-Ausbauszenario „EEG 2014“ bis zum Jahre 2032. Der größte Einflussfaktor auf die erweiterte Versorgungsaufgabe ist insbesondere der Zuwachs der installierten Leistung an Photovoltaik- und Windkraftanlagen, da diese den bei weitem größten Anteil an dezentralen Einspeisungen darstellen.

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20 20

C.2 Schritt 1: Zuordnung von Verteilernetzbetreibern zu Modellnetzklassen
Entwicklungspfad der Versorgungsaufgabe eines Verteilernetzbetreibers

3

2032

Modellnetzklassen

2022 2017

1

2
3

2

2012

4 5 6

1

7
8

0 0 1 2 3 4

Abbildung 14: Entwicklungspfad der Versorgungsaufgaben von deutschen Verteilernetzbetreibern bis 2032 für das Szenario „EEG 2014“

Die Darstellung verdeutlicht, dass Verteilernetzbetreiber bezüglich des Zubaus an EE-Anlagen teilweise ähnliche Entwicklungen aufweisen. In allen Netzbereichen sind Photovoltaikanlagen installiert. Allerdings zeichnen sich einige, insbesondere kleine Verteilernetzbetreiber mit einem besonders hohen Verhältnis der Leistung an Photovoltaikanlagen zur Höchstlast aus (gelb). Diese sind in ländlichen süddeutschen Bereichen zu finden. Daneben existieren, insbesondere in Norddeutschland, auch Verteilernetzbetreiber mit einer besonders hohen Prägung an installierter Leistung an Windkraftanlagen (blau). Die Anzahl dieser Netzbetreiber ist jedoch im Vergleich zur Kategorie der von Photovoltaikanlagen geprägten Netzbetreiber relativ gering. Auch gemischte Prägungen in Bezug auf die installierten Leistungen an Photovoltaik- und Windkraftanlagen konnten identifiziert werden (grün). Die Abbildung verdeutlicht weiter, dass innerhalb der gruppierten Versorgungsaufgaben deutlich unterschiedliche Ausprägungen vorzufinden sind. Verteilernetzbetreiber mit einer eher städtischen Versorgungsaufgabe (gering installierte Leistung an Erneuerbaren Energien bei gleichzeitig hoher Last) liegen in der Nähe des Ursprungs (rot). Die resultierende Kategorisierung könnte auch in die Weiterentwicklung des regulatorischen Rahmens einfließen, da sie Verteilernetzbetreibern mit einer ähnlichen Aufgabe bzgl. der Integration von EE-Anlagen zusammenfasst. Die geografische Verteilung der so gegliederten Verteilernetzbetreiber ist in Abbildung 15 dargestellt.

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21 21

C.3 Schritt 2: Entwicklung von Netzmodellen
Mittelspannung
Niederspannung

4 3 1 2

6 5

8 7

4 3 2

7 6 5

10 9 8 1

Abbildung 15: Geografische Verteilung der Verteilernetzbetreiber nach Modellnetzklassen

Die geographische Verteilung der Modellnetzklassen verdeutlicht, dass zwar bspw. im Süden Deutschlands Modellnetzklassen mit starker PV-Prägung häufiger auftauchen, eine scharfe regionale Abgrenzung, bspw. nach Bundesländern, jedoch nicht möglich ist. Der Nord-Osten Deutschlands, welcher gemeinhin durch sehr viele Windkraftanlagen geprägt ist, ist im Bereich der Mittelspannung nicht den Modellnetzklassen mit höchster Windleistung zugeordnet. Dies ist darauf zurückzuführen, dass die Windkraft dort maßgeblich in der Hochspannungsebene angeschlossen ist. Städtische Netzbetreiber in bspw. Berlin oder Hamburg sind der Modellnetzklasse 1 zugeordnet. Wenn im Folgenden von städtischen Netzbetreibern gesprochen wird, sind Verteilernetzbetreiber dieser Modellnetzklasse gemeint. Detaillierte Informationen der Modellnetzklassen, wie Anzahl Verteilernetzbetreiber oder Netzlängen, sind Anhang 6 zu entnehmen. der zugeordneten

C.3

Schritt 2: Entwicklung von Netzmodellen

Die heutige Struktur der Verteilernetze in Deutschland wird durch Netzmodelle abgebildet. In der Mittel- und Niederspannungsebene werden für jede Modellnetzklasse typisierte Netze entwickelt. Für die Hochspannungsebene wird ein deutschlandweites Netzmodell entwickelt.

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22 22

C.3 Schritt 2: Entwicklung von Netzmodellen

C.3.1

Entwicklung typischer Mittel- und Niederspannungsnetze (Modellnetze)

Als Modellnetz wird in der Niederspannungsebene ein Strahlennetz unterstellt. Diese Netztopologie ist auf Grund ihrer Kostenstruktur die bevorzugte Netztopologie in Niederspannungsnetzen in Deutschland, insbesondere in ländlichen Gebieten. In der Mittelspannungsebene wird ein offen betriebenes Ringnetz unterstellt. Circa 84,3 %10 der Mittelspannungsnetze in Deutschland sind offen betriebene Ringnetze.

Die Verteilernetze in einer Modellnetzklasse können durch charakteristische Strukturparameter beschrieben werden, die in Verbindung mit einem möglichen EEZubau maßgeblich für den zu erwartenden Ausbaubedarf sind.
Die Modellnetze werden durch die folgenden Netzstrukturparameter beschrieben, die sich zwischen den Netzen unterscheiden: ■ Anzahl der Abgänge an einer Sammelschiene; ■ Abgangslänge; ■ Abstand zwischen Entnahmestellen (NS) bzw. Abstand zwischen Umspannungen in unterlagerte Niederspannungsnetze (MS); ■ Betriebsmitteltyp (Verkabelungsgrad). In Abbildung 16 ist die typisierte Struktur der simulierten Mittel- und Niederspannungsnetze dargestellt.
Mittelspannungsnetz
Niederspannungsnetz

Kabel Freileitung

NS-Netz

Abbildung 16: Typisierte Nieder- und Mittelspannungsnetze

Zur Abbildung der ausgeprägten Diversität der Verteilernetze in einer Modellnetzklasse werden die Variationen der Netzstrukturparameter über den Monte-Carlo Ansatz simuliert und damit eine Vielzahl von verschiedenen Mittel- und Niederspannungsnetzen für jede Modellnetzklasse erstellt. Über den Monte-Carlo Ansatz können die statischen Verteilungen der unterschiedlichen Strukturparameter abgebildet und eine Vielzahl möglicher Netzkonfigurationen berechnet werden. Für jeden in der Modellierung variierten Netzstrukturparameter, die Abgangslängen und der Verkabelungsgrad, wird ein Erwartungswert aus der Datenbasis abgeleitet. Dies wird für jede

10

VDE (ETG); Die aktuelle Situation der Sternpunktbehandlung in Netzen bis 100 kV, 2010.
23 23

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C.3 Schritt 2: Entwicklung von Netzmodellen Modellnetzklasse separat durchgeführt. Die Datenbasis ergibt sich aus den Daten der Verteilernetzbetreiber einer jeden Modellnetzklasse11. Tabelle 2 und Tabelle 3 zeigen die Erwartungswerte der Netzstrukturparameter jeder Modellnetzklasse der Nieder- und Mittelspannungsebene. Der Netzstrukturparameter „Anzahl der Abgänge“ ist in allen Modellnetzklassen gleich und beträgt in Niederspannungsebene 4 und in der Mittelspannungsebene 8. Jeder Abgang hat in der Niederspannung 16 Entnahmestellen und in der Mittelspannung 15 Entnahmestellen.
Modellnetzklasse Niederspannungsebene 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 Anzahl VNBs 17 94 47 21 83 127 80 33 54 61 Mittlere Abgangslänge [m] 248 237 460 733 226 345 727 339 509 643 Anzahl Abgänge 4 4 4 4 4 4 4 4 4 4 Verkabelungsgrad [%] 96 83 85 69 95 93 83 84 85 79

Tabelle 2: Erwartungswert der Netzstrukturparameter der Modellnetzklassen in der Niederspannungsebene Modellnetzklasse Mittelspannungsebene 1 2 3 4 5 6 7 8 Anzahl VNBs 7 148 99 40 48 35 48 19 Mittlere Abgangslänge [km] 4,8 7,4 9,7 15,7 7,7 16 9,9 11,9 Anzahl Abgänge 8 8 8 8 8 8 8 8 Verkabelungsgrad [%] 95 90 85 75 81 70 75 40

Tabelle 3: Erwartungswert der Netzstrukturparameter der Modellnetzklassen in der Mittelspannungsebene

Ausgehend von diesen Erwartungswerten eines jeden Netzstrukturparameters in jeder Modellnetzklasse wird eine Verteilungsfunktion des Netzstrukturparameters parametriert, die analytisch abgeleitet wurde. Durch diese Verteilung wird die Gesamtheit aller Nieder- und Mittelspannungsnetze und damit der heutige Stand der Netze abgebildet. Eine solche Verteilung ist in Abbildung 17 exemplarisch für den Netzstrukturparameter „Abgangslänge“ für Niederspannungsnetze von ländlich und städtisch geprägten Verteilernetzbetreibern dargestellt. Die mathematische Beschreibung dieser Verteilung entspricht dabei einer Weibull-Verteilung, wobei sich die explizite Verteilung zwischen dem städtischen und ländlichen Bereich bezüglich der Abgangslängen deutlich unterscheidet. In der Simulation wird daher ebenfalls eine Weibull-

11

Quelle: Eigene Recherche auf Basis der Veröffentlichung von Netzbetreibern nach StromNEV und StromNZV sowie Befragung von Verteilernetzbetreibern im Rahmen der Netzplattform des BMWi.
24 24

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C.3 Schritt 2: Entwicklung von Netzmodellen Verteilung angewendet, welche sich zwischen den Modellnetzklassen in deren Erwartungswert unterscheidet.
Häufigkeit

30% 25% 20%

ländlich

(vor)städtisch

15%
10%

5%
0%
Abgangslänge in Niederspannungsnetzen
Abbildung 17: Verteilungsfunktion der Abgangslängen in Niederspannungsnetzen

Die Verteilungsfunktion „ländlich“ repräsentiert hier den Verlauf für alle Modellnetzklassen 2 - 8 in Mittelspannungsebene und 2 - 10 in der Niederspannung. Die einzelnen Verteilungen unterscheiden sich allerdings in der Höhe des Erwartungswertes der Abgangslänge. Die Verteilungsfunktion „(vor)städtisch“ beschreibt den Verlauf der Verteilungskurve für die Modellnetzklasse 1 in der Nieder- und Mittelspannungsebene.

C.3.2

Hochspannungsnetzmodell

Für die Hochspannungsebene wurde im Rahmen der Studie ein deutschlandweites Netzmodell entwickelt.
Auf Grund der individuell vermaschten Netzstruktur der Hochspannungsnetze ist der in Kapitel C.3.1 beschriebene Ansatz zur Simulation des Netzausbaus der Hochspannungsnetze nicht geeignet. Im Vergleich zur Mittel- und Niederspannungsebene werden in Deutschland nur eine geringe Anzahl an Hochspanungsnetzen betrieben, so dass eine Zuordnung zu Modellnetzklassen statistisch nicht gesichert durchgeführt werden kann12.

Daher wurde im Rahmen der Studie ein leitungs- und stationsscharfes Modell aller deutschen Hochspannungsnetze abgeleitet und simuliert. Dieses Modell ermöglicht erstmalig aussagekräftige Simulationen des gesamtdeutschen Hochspannungsnetzes.
Abbildung 18 zeigt das entwickelte leitungs- und stationsscharfe Netzmodell mit einer aggregierten Stromkreislänge von 92.000 km, 4.000 Hochspannungsschaltanlagen und rund 2.700 Verzweigungspunkten. Als Datengrundlage für die Modellierung der deutschen Hochspannungsnetze wurden die nach KraftNAV, § 3, Abs. 1 veröffentlichen Netzschemagrafiken sowie veröffentlichte Trassenverläufe
12

Wesentlicher Grund ist eine zu geringe Grundgesamtheit.
25 25

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C.3 Schritt 2: Entwicklung von Netzmodellen analysiert13. Im Rahmen der Studie erfolgte zudem eine Plausibilisierung der Hochspannungsnetze durch große deutsche Hochspannungsnetzbetreiber14. Das Netzmodell wurde nicht stochastisch erstellt. Lediglich die inhomogene und unsichere Verteilung des Zubaus an EE-Anlagen wurde durch eine Variation abgebildet. Dabei ist der Zubau jedoch nicht gleichverteilt, sondern korreliert mit den bereits heute installierten Leistungen von EE-Anlagen an Hochspannungsnetzknoten.

Abbildung 18: Leitungs- und stationsscharfes Netzmodell deutscher Hochspannungsnetze

C.3.3

Datengrundlage

Als Datengrundlage für die Netzstrukturparameter und Versorgungsaufgaben wurden unterschiedliche Datenquellen herangezogen. Die Abbildung 19 fasst diese in einer Übersicht zusammen.

13 14

http://www.openstreetmap.de/. Konsultation mit 24 Hochspanungsnetzbetreibern im Rahmen der AG „Intelligente Netze und Zähler“ der Netzplattform.
26 26

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C.3 Schritt 2: Entwicklung von Netzmodellen
Abstimmung mit VNB EEG-Anlagenregister •Installierte Leistung von Photovoltaik, Wind, Biomasse, Laufwasser •Verteilung der Anlagengrößen je Primärenergietyp •Anzahl Abgänge (NS) bzw. Ringe (MS) •Verbaute Betriebsmitteltypen •Altersverteilungen der Betriebsmittel Veröffentlicht nach StromNEV •Stromkreislänge Kabel und Freileitungen •Installierte Leistung Umspannebene •Anzahl Entnahmestellen •Versorgte Einwohner und Fläche

Veröffentlicht nach StromNZV •Jahreshöchstlast

Klasse von Verteilernetzbetreibern mit ähnlichen Versorgungsaufgaben

Modellnetze für Netzsimulationen

•Simulationen einzelner Netze •Variation von Netztopologie, Last, Leistung Erneuerbarer Energien, Allokation Erneuerbarer Energien

Abbildung 19: Datengrundlage für Netzsimulationen

Deutsche Verteilernetzbetreiber sind nach der Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV) verpflichtet, Kennzahlen ihrer Netze zu veröffentlichen. Dazu gehören die Jahreshöchstlast und der Lastverlauf als viertelstündige Leistungsmessung. Aus dem EEG-Anlagenregister15 wurden Informationen zur installierten Leistung von EE-Anlagen und zur Verteilung der Anlagengröße je Primärenergietyp entnommen. Die aufgeführten EE-Anlagen sind Photovoltaik-, Windkraft-, Wasserkraft- und Biomasseanlagen. Basierend auf diesen Daten erfolgte eine Zuordnung der EE-Anlagen zu den Verteilernetzbetreibern. Zusätzlich verpflichtet die Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV) zur Veröffentlichung von Strukturmerkmalen, wie die Stromkreislänge von Kabeln und Freileitungen in den jeweiligen Spannungsebenen, die installierte Leistung der Umspannebenen, die Anzahl der Entnahmestellen, sowie die Anzahl versorgter Einwohner und die dazugehörige versorgte Fläche. Darüber hinaus fand im Rahmen der Studie eine Konsultation mit Verteilernetzbetreibern statt, um nicht öffentliche Daten, wie der Erwartungswert der Abgangslänge in Nieder- und Mittelspannungsnetzen oder die Anzahl der Abgänge an Niederund Mittelspannungssammelschienen für die Simulation nutzen zu können. Diese Daten bildeten Eingangsdaten für das Simulationsmodell und verbesserten die Aussagekraft der Simulationsergebnisse. Dabei decken die Verteilernetzbetreiber, die im Rahmen dieser Studie Daten bereitgestellt haben16, einen sehr großen Anteil des deutschen Verteilernetzes ab.

15

Energymaps, EEG-Anlagenregister, http://www.energymap.info/download/eeg_anlagenregister_2014.07.utf8.csv.zip. 16 Die Abfrage der Daten erfolgte im Rahmen der Arbeitsgemeinschaft „Intelligente Netze und Zähler“ der Netzplattform des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie. Es wurden 24 Netzbetreiber mit insgesamt 32 Mio. ES befragt.
27 27

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C.4 Schritt 3: Entwicklungspfade des Zubaus von EE-Anlagen

C.4

Schritt 3: Entwicklungspfade des Zubaus von EE-Anlagen

Regionale Konzentrationen und inhomogene Verteilungen der Einspeisung aus Erneuerbaren Energien sind einer der relevantesten Treiber für den Handlungsbedarf in Verteilernetzen. Das ist darauf zurückzuführen, dass lokal konzentrierte und (bspw. am Ende eines Niederspannungsabgangs) schon vergleichbar geringe Leistungen ausreichen, um technische Randbedingungen zu verletzen und damit einen Ausbaubedarf zu erzeugen. Durch die Variation der Versorgungsaufgabe wurde die Abbildung solcher lokalen Konzentrationen ermöglicht. Für jedes Modellnetz werden rund 100.000 unterschiedliche Entwicklungspfade des Zubaus an EEAnlagen simuliert. Dazu wird in jedem Stützjahr (2017 und 2022) und im Jahr 2032 eines Szenarios jedem Modellnetz (Mittel- und Niederspannung) der Zubau folgender Technologien stochastisch zugeordnet: ■ ■ ■ ■ ■ Photovoltaikanlagen; Windkraftanlagen; Wasserkraftanlagen; Geothermieanlagen; Biomasseanlagen.

Aus den in Kapitel B dargestellten Szenarien wird für jede Modellnetzklasse der Erwartungswert der mittleren Leistung je Entnahmestelle jeder Technologie bestimmt. In Kapitel C.2 wird dafür gezeigt, wie der Entwicklungspfad der installierten Leistung an EE-Anlagen für jeden Verteilernetzbetreiber bestimmt wird. Für jede Modellnetzklasse wird anschließend der Mittelwert der zugeordneten Verteilernetzbetreiber berechnet. Tabelle 4 zeigt diese Erwartungswerte der installierten Leistungen an PV-Anlagen für die Modellnetzklassen in der Niederspannungsebene für das Szenario „EEG 2014“. Es wird deutlich, dass insbesondere die Modellnetzklassen 4, 7 und 9 relativ hohe installierte Leistungen aufweisen. Über die Erwartungswerte der installierten Leistungen jeder Modellnetzklasse werden die drei unterschiedlichen betrachteten Szenarien „EEG 2014“, „NEP“ und „Bundesländer“ abgebildet.

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28 28

C.4 Schritt 3: Entwicklungspfade des Zubaus von EE-Anlagen
Modellnetzklasse Mittlere Leistung an Photovoltaikanlagen je Entnahmestelle [kW] Status Quo 0,11 0,10 0,36 0,63 0,09 0,34 1,39 0,11 0,65 1,09 Mittlere Leistung an Photovoltaikanlagen je Entnahmestelle [kW] 2017 0,17 0,14 0,62 1,04 0,14 0,53 1,85 0,15 1,04 1,51 Mittlere Leistung an Photovoltaikanlagen je Entnahmestelle [kW] 2022 0,22 0,18 0,83 1,38 0,18 0,69 2,22 0,18 1,37 1,86 Mittlere Leistung an Photovoltaikanlagen je Entnahmestelle [kW] 2032 0,24 0,20 0,93 1,54 0,20 0,77 2,41 0,19 1,52 2,03

1 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Tabelle 4: Erwartungswert der installierten Leistung an PV-Anlagen in Modellnetzklassen der Niederspannungsebene (Szenario „EEG 2014“)

In Tabelle 5 und in Tabelle 6 werden die Erwartungswerte der installierten Leistungen an PV- und Windkraftanlagen dargestellt, um die Unterschiede zwischen den einzelnen Modellnetzklassen aufzuzeigen. Insbesondere die Modellnetzklassen 7 und 8 zeichnen sich durch besonders hohe installierte Leistungen an Photovoltaikanlagen aus, die Modellnetzklassen 4 und 6 sind im relativen Vergleich durch hohe Leistungen an Windkraftanlagen geprägt.
Modellnetzklasse Mittlere Leistung an Photovoltaikanlagen je Entnahmestelle [kW] Status Quo 8,1 15,5 25,4 58,1 46,1 51,3 124,1 95,1 Mittlere Leistung an Photovoltaikanlagen je Entnahmestelle [kW] 2017 12,1 24,2 41,9 88,2 70,2 83,6 176,6 126,2 Mittlere Leistung an Photovoltaikanlagen je Entnahmestelle [kW] 2022 15,4 31,5 55,6 113,4 90,2 110,6 220,3 152,2 Mittlere Leistung an Photovoltaikanlagen je Entnahmestelle [kW] 2032 16,8 34,9 61,7 125,3 100,1 123,2 241,5 165,0

1 2 3 4 5 6 7 8

Tabelle 5: Erwartungswert der installierten Leistung an Mittelspannungsebene (Szenario „EEG 2014“)

PV-Anlagen in Modellnetzklassen der

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29 29

C.4 Schritt 3: Entwicklungspfade des Zubaus von EE-Anlagen
Modellnetzklasse Mittlere Leistung an Windkraftanlagen je Entnahmestelle [kW] Status Quo 2,4 0,0 6,6 84,5 0,0 61,6 0,0 38,5 Mittlere Leistung an Windkraftanlagen je Entnahmestelle [kW] 2017 3,3 0,0 9,2 102,8 0,0 94,6 0,0 47,1 Mittlere Leistung an Windkraftanlagen je Entnahmestelle [kW] 2022 4,0 0,0 11,4 118,1 0,0 122,1 0,0 54,2 Mittlere Leistung an Windkraftanlagen je Entnahmestelle [kW] 2032 5,5 0,0 16,6 153,6 0,0 178,9 0,0 70,5

1 2 3 4 5 6 7 8

Tabelle 6: Erwartungswert der installierten Leistung an Windkraftanlagen in Modellnetzklassen der Mittelspannungsebene (Szenario „EEG 2014“)

Aus der Analyse von realen Versorgungsaufgaben17 ist deutlich geworden, dass sich eine WeilbullVerteilung für die Abbildung der realen Verteilung der installierten Leistung an EE-Anlagen auf die Vielzahl an Mittel- und Niederspannungsnetze eignet. Auf Basis dieser Verteilung werden für jedes Modellnetz unterschiedliche Entwicklungspfade abgeleitet. Sukzessive werden diskrete dezentrale Erzeugungsanlagen im Modellnetz verteilt, bis die gesamte installierte Leistung des simulierten Entwicklungspfades erreicht wurde. Die Anlagengröße basiert ebenfalls auf Analysen des EEG-Anlagenregisters. Die Standorte der dezentralen Erzeugungsanlagen werden durch die Ziehung einer Zufallsvariable aus einer Gleichverteilung bestimmt. Dadurch ist die Wahrscheinlichkeit, dass einer Entnahmestelle eine Einspeisung zugeordnet wird, immer gleich groß. Die Ziehung erfolgt stochastisch unabhängig, so dass auch mehrere Erzeugungsanlagen an eine Entnahmestelle angeschlossen werden können. Dies ermöglicht die Abbildung aller möglichen Entwicklungspfade des Zubaus Erneuerbarer-Energien-Anlagen. Der Zubau im Hochspannungsnetz ist nicht gleichverteilt, sondern korreliert mit der bereits heute installierten Leistung der EE-Anlagen an Hochspannungsnetzknoten, wie Abbildung 20 illustriert.
Status Quo Zukünftige Entwicklung

Ländlich

Ländlich

Wahrscheinlichkeit für Zubau von EE-Anlagen

Städtisch
Hochspannungsnetz

Städtisch

Abbildung 20: Zubau von EE-Anlagen im Hochspannungsnetz

17

Energymaps, EEG-Anlagenregister.
30 30

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C.5 Schritt 4: Simulation des Netzausbaubedarfs Die Wahrscheinlichkeit eines Zubaus an EE-Anlagen ist in den Bereichen höher, in denen schon heute Leistungen installiert sind, beispielsweise in ländlichen Bereichen. In städtischen Bereichen dagegen ist die Wahrscheinlichkeit eines Zubaus beispielsweise von Windkraftanlagen deutlich geringer. Die Verbraucher werden in dem vorgestellten Verfahren als homogen verteilt und konstant angenommen. Daher kann die Verteilung der Lasten im Modellnetz anhand der Anzahl der Entnahmestellen und anhand der Jahreshöchstlast der Verbraucherleistung bestimmt werden.

C.5

Schritt 4: Simulation des Netzausbaubedarfs

Um den Netzausbaubedarf sachgerecht abschätzen zu können, werden die in den vorherigen Kapiteln dargestellten EE-Entwicklungspfade pro Netzbetreiber ermittelt und anschließend die Einhaltung technischer Randbedingungen mittels Lastflussberechnung überprüft. Dies ist in Abbildung 21 dargestellt.
Hohe Anzahl an Iterationen Modellnetz für 2012 wird entwickelt für die Stützjahre 2017, 2022 und das Jahr 2032
Leistung an EE-Anlagen für Modellnetz wird gezogen
Zufallsvariablen
Abgangslänge Anzahl Abgänge

EE-Anlagengröße

EE-Leistung 2012

EE-Anlagen werden im Modellnetz verteilt
EE-Leistung 2017 EE-Leistung 2022

ggf. Einsatz von intelligenten Netztechnologien

bis alle technische Randbedingungen erfüllt sind
Netzausbaumaßnahmen

EE-Leistung 2032

Abbildung 21: Ablaufdiagramm der Netzsimulationen (Nieder- und Mittelspannung)

Ausgehend vom Verteilernetz, welches im Status Quo alle technischen Randbedingungen einhält, wird zunächst der Zubau an EE-Anlagen bis zum jeweils nächsten Stützjahr stochastisch ermittelt. Anschließend werden durch komplexe Lastflussberechnungen die technischen Randbedingungen überprüft. Bei Verletzung technischer Randbedingungen wird in Abhängigkeit der unterstellten Planungsgrundsätze der Einsatz intelligenter Netztechnologien sowie Netzausbau simuliert. Für die Hochspannungsnetzsimulation erfolgt eine geringfügig abweichende Simulation, da hier das Netz nicht stochastisch erstellt wird. Lediglich die Standorte zugebauter EE-Anlagen stellen eine Zufallsvariable dar. Das angewendete Verfahren ermöglicht die Simulation und Bewertung verschiedenster intelligenter Maßnahmen zur Integration Erneuerbarer Energien in Verteilernetze, da beispielsweise jede einzelne dezentrale Einspeisung mit ihren Parametern abgebildet wird. Durch komplexe Lastflussberechnungen kann auch die Wirkung von Maßnahmen zur Spannungshaltung und zum Blindleistungsmanagement bewertet werden.
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C.6 Schritt 5: Gesamtwirtschaftliche Bewertung Für einen sicheren Netzbetrieb müssen technische Randbedingungen eingehalten werden. Zu den wichtigsten technischen Randbedingungen zählen die thermische Belastbarkeit von Betriebsmitteln und einzuhaltende Betriebsspannungen. Auf diese Randbedingungen wird in den folgenden Kapiteln im Einzelnen eingegangen.

C.5.1

Thermische Belastbarkeit von Betriebsmitteln

Betriebsmittel müssen so ausgelegt sein, dass im Normalbetrieb der thermische Grenzstrom nicht überschritten wird. Werden maximale Strombelastbarkeiten nicht eingehalten, führt dies zur Betriebsmittelschädigung oder zu einer vorzeitigen Alterung dieser Betriebsmittel. Eine kurzzeitige Überlastung ist im Störfall aufgrund der thermischen Trägheit und der geringen Wahrscheinlichkeit für das gleichzeitige Auftreten von Jahreshöchstlast und Fehlerfall zulässig.

C.5.2

Spannungskriterien

Zur Gewährleistung der Spannungsqualität für die Letztverbraucher dürfen minimale und maximale Spannungsgrenzen nicht verletzt werden. Diese Grenzen sind in der Norm DIN EN 50160 definiert. Danach müssen 95 % der 10-Minuten-Mittelwerte des Effektivwertes der Versorgungsspannung jedes Wochenintervalls im Bereich ±10 % des Nennwertes liegen. Zusätzlich müssen 99 % der 10-Minuten-Mittelwerte des Effektivwertes der Versorgungsspannung jedes Wochenintervalls im Bereich +10/-15 % des Nennwertes liegen. Für den Anschluss von Erzeugungsanlagen sind zur Sicherstellung der Anforderungen an die maximale Spannungsänderung weitere Richtlinien formuliert. In den technischen Richtlinien für Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz des BDEW wird die zulässige Spannungsänderung durch Einspeisung auf der Mittelspannungsebene festgelegt. Diese besagt, dass im ungestörten Betrieb die von allen Erzeugungsanlagen mit Anschlusspunkt in einem Mittelspannungsnetz verursachte Spannungsänderung an keinem Verknüpfungspunkt einen Wert von 2 % gegenüber der Spannung ohne Erzeugungsanlagen überschreiten darf. Vom VDE wurde in der Anwendungsregel VDE-AR-N 4105 eine maximale Spannungsänderung von 3 % für Erzeugungsanlagen mit Anschlusspunkt in der Niederspannung festgelegt.

C.6

Schritt 5: Gesamtwirtschaftliche Bewertung

Nachdem der aus technischer Sicht notwendige Ausbaubedarf für die verschiedenen Lösungsansätze durch umfängliche Simulationen bestimmt wird, erfolgt eine gesamtwirtschaftliche Bewertung mit zwei Untersuchungsschwerpunkten. Neben der Ermittlung des gesamten Investitionsbedarfs steht hierbei vor allem die Berechnung der jährlichen Zusatzkosten (Kapitalund Betriebskosten) im Mittelpunkt. Im folgenden Kapitel werden dazu in einem ersten Schritt das Vorgehen und die Annahmen zur Ermittlung des gesamten Investitionsbedarfs vorgestellt, bevor in einem zweiten Schritt die Methodik und die eingehenden Annahmen zur Berechnung der jährlichen Zusatzkosten diskutiert werden.

C.6.1

Ermittlung des gesamten Investitionsbedarfs

Zur Ermittlung des Investitionsbedarfs aller Verteilernetze in Deutschland wird einerseits auf das technische Mengengerüst der Simulationen und andererseits auf die Annahmen zu spezifischen Investitions- und Betriebskosten zurückgegriffen. Der gesamte Bedarf bestimmt sich dabei aus der
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C.6 Schritt 5: Gesamtwirtschaftliche Bewertung Aggregation der identifizierten Investitionsmaßnahmen der Niederspannungs-, Mittelspannungsund Hochspannungsebene sowie den jeweiligen Umspannebenen der einzelnen Modellnetzklassen über den Betrachtungszeitraum bis 2032. Der Investitionsbedarf in den Umspannebenen Niederspannung/Mittelspannung beziehungsweise Mittelspannung/Hochspannung wird jeweils der niedrigeren Netzebene in diesem Fall der Niederspannung bzw. Mittelspannung hinzugerechnet. Abweichend zur Darstellung des Investitionsbedarfs in der Nieder- und Mittelspannung wird der identifizierte Bedarf in der Hochspannung in eine Ausführung mit Freileitungen und einem zusätzlichen Aufschlag für eine vollständige Umsetzung der Ausbaumaßnahmen mit Hochspannungskabeln unterschieden. Zur Festlegung der spezifischen Kostenannahmen sind umfangreiche Datenanalysen vorangegangen. Die interne gutachterliche Datenbank umfasst dabei Informationen aus öffentlichen und internen Quellen sowie Informationen von einzelnen Herstellern. In der Tabelle 7 werden die verschiedenen Bandbreiten der spezifischen Investitionskosten wiedergegeben, wobei im Rahmen der Studie grundsätzlich auf den Durchschnittswert abgestellt wird.
Spezifische Kosten [in TEUR] Minimum Maximum Basis für die Berechnung in der Studie 75 105 420 1.000 12 8 1.000 900 27 0,5 22 (Quelle: Interne

Niederspannung Kabel [pro km] Mittelspannung Kabel [pro km] Hochspannung Freileitung [pro km] Hochspannung Kabel [pro km] Transformator 630 kVA [pro Stk.] Transformator 400 kVA [pro Stk.] Transformator 40 MVA [pro Stk.] Transformator 31.5 MVA [pro Stk.] Regelbarer Ortsnetztransformator [pro Stk.] IKT Kontroller [pro Stk.] Spannungslängsregler [pro Stk.] Tabelle 7: Annahmen Daten/Herstellerangaben) zu spezifischen Kosten

68 99 395 940 10 6 940 846 26 10 von

86 112 450 1.070 15 10 1070 963 56 30 Netzbetriebsmitteln

Abhängig von den Netzbetriebsmitteln werden dabei unterschiedliche Bestandsteile in den spezifischen Investitionskosten berücksichtigt. Neben den Kosten für das Betriebsmittel und Gemeinkosten (i.S. von Personal- und Planungskosten) sind zusätzliche Kostenpositionen abhängig von der Spannungsebene in die Annahmen eingeflossen. In der nachfolgenden Tabelle werden die berücksichtigten Bestandteile den übergeordneten Anlagengruppen Freileitungen, Kabeln, Transformatoren sowie Ortsnetztransformatoren zugeordnet.

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33 33

C.6 Schritt 5: Gesamtwirtschaftliche Bewertung

Betriebsmittel Gemeinkosten Verlegung Erdarbeiten Erdschlusskompensation

Sekundärtechnik Schaltanlage Mittelspannung
Verteilung Niederspannung Gebäude Grund und Boden
Gilt nicht für die NS-Ebene

Tabelle 8: Übersicht Daten/Herstellerangaben)

Bestandteile

der

spezifischen

Investitionskosten

Ortsnetzstationen

Transformatoren

Freileitungen

Kabel

(Quelle:

Interne

Für die Ermittlung des Investitionsbedarfs wird von einer Berücksichtigung eines Inflationseffektes für die spezifischen Investitionspreise abgesehen, um die Komplexität bei der Aussagefähigkeit der Ergebnisse nicht durch weitere Annahmen zu erschweren. Im Fall einer Berücksichtigung von zeitlichen Preisveränderungen wird die Implementierung von Zinseffekten unabdingbar. Für eine entsprechende notwendige Barwertbetrachtung würden daher neben den Annahmen zur spezifischen Inflationsentwicklung auch Annahmen zu internen Zinssätzen der jeweiligen Netzbetreiber notwendig sein.

C.6.2

Bestimmung der jährlichen Zusatzkosten

Zur Bewertung der verschiedenen Lösungsansätze werden neben der Ermittlung des gesamten Investitionsbedarfs auch die jährlichen Zusatzkosten berechnet. Hierbei wird in der Studie zwischen drei Kostenelementen differenziert: Kapitalkosten im Sinne von kalkulatorischen Kosten, Betriebskosten und im Falle eines Erzeugungsmanagements in der Netzplanung auch die Kosten für die Vergütung der abgeregelten Energie. Die Ermittlung der kalkulatorischen Kosten orientiert sich am bestehenden Rahmen der Kostenkalkulation für Netzentgelte (StromNEV) und ergibt sich aus der Summe der Eigen- und Fremdkapitalverzinsung, den kalkulatorisch-regulatorischen Abschreibungen sowie den kalkulatorischen Gewerbesteuern. Effekte durch die Anreizregulierung, insbesondere Effizienzvorgaben, bleiben bei dieser Betrachtung unberücksichtigt. Es wird unterstellt, dass die Modellnetze in einer effizienten Form betrieben werden.

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34 34

C.6 Schritt 5: Gesamtwirtschaftliche Bewertung
Kostenkategorie Kalkulatorische Kosten Annahmen  Zinsannahmen bis 2032: Eigenkapitalzins 9,05 % Fremdkapitelzins 3,12 %  Eigenkapitalanteil 40 %  Gewerbesteuerannahmen bis 2032: Hebesatz 370 % Steuermesszahl 3,5 %  Ermittlung der Restbuchwerte, Abschreibungen und Gewerbesteuer auf Basis der Anreizregulierung und Stromnetzentgeltverordnung  Annahmen für Nutzungsdauern basieren auf Stromnetzentgeltverordnung (siehe auch Abschreibungstabelle) Betriebskosten  Jährliche pauschale Betriebskostenzuschläge für konventionelle Netzbetriebsmittel (bezogen auf Investitionsvolumen) Kabel 1 %/a Sonstige Anlagen 2 %/a  Spezifische Betriebskostenannahmen für IKT liegen bei 30 EUR pro Anlage pro Jahr für Kommunikation  Regelbare Ortsnetztransformatoren: 600 EUR/a pro Anlage Abgeregelte Energie  Kosten für abgeregelte Energie entsprechend einem mittleren EEGVergütungssatz von 100 EUR/MWh Tabelle 9: Übersicht Annahme zur Berechnung der jährlichen Zusatzkosten
18

Zur Berechnung der kalkulatorisch-regulatorischen Abschreibungen wird auf die Berechnungsmethodik nach § 6 StromNEV sowie den Untergrenzen der Abschreibungsdauern aus der Anlage 1 der StromNEV aufgesetzt. Aufgrund bislang nicht vorliegender Annahmen bzgl. der betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauern zum regelbaren Ortsnetztransformator sowie dem Smart Meter Gateway wird auf die Informationen von verschiedenen Herstellern abgestellt. Im Fall des regelbaren Ortsnetztransformators liegt die betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer für die intelligente Netzkomponente bei 20 Jahren. Für das Smart Meter Gateway wird entsprechend den Herstellerangaben von einer betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauer von 15 Jahren ausgegangen. In der nachfolgenden Tabelle 10 sind die betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauern zur Ermittlung der jährlichen Zusatzkosten zusammengefasst.

18

Annahmen basieren auf internen Recherchen sowie einer Erhebung bei Herstellern und Verteilernetzbetreibern.
35 35

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C.6 Schritt 5: Gesamtwirtschaftliche Bewertung
Anlagengruppe Niederspannungsnetz Kabel Mittelspannungsnetz Kabel Hochspannungsnetz Freileitung Hochspannungsnetz Kabel Transformator MS/NS und HS/MS Regelbarer Ortsnetztransformator Smart Meter Gateway Controller Betriebsgewöhnliche Nutzungsdauer in Jahren 40 40 40 40 30 20 15 20

Tabelle 10: Annahmen für die betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauern (Quelle: StromNEV / Interne Recherche)

Die Berechnung der kalkulatorischen Eigen- und Fremdkapitalverzinsung erfolgt analog zum § 6 sowie § 7 StromNEV. Es wird für den Betrachtungszeitraum bis 2032 unterstellt, dass die Zinssätze für das Eigenkapital bei 9,05 % und das Fremdkapital bei 3,12 % liegen. Die Eigenkapitalquote beträgt 40 %. Die Berechnung der kalkulatorischen Gewerbesteuer erfolgt näherungsweise durch die Annahme eines Hebesatzes von 370 % sowie einer Steuermesszahl von 3,5 % gemäß § 11 des Gewerbesteuergesetzes. Die jährlichen zusätzlichen Betriebskosten für Betrieb und Instandhaltung werden je Anlagengruppe über pauschale Zuschläge (bezogen auf die ursprünglichen Errichtungskosten) bzw. bei den intelligenten Netztechnologien über anlagenscharfe Annahmen ermittelt. Die Bewertung der Betriebskosten basiert auf der Annahme, dass die jährlichen Betriebskosten für Netzinvestitionen bei Kabeln 1 % der Anschaffungs- und Herstellungskosten betragen. Für die übrigen Netzinvestitionen ist der prozentuale Betriebskostenabschlag auf 2 % festgelegt. Im Fall der Kommunikationsanbindung zur Steuerung von dezentralen Erneuerbaren Einheiten wird auf Basis von Herstellerangaben von einer Betriebskostenpauschale von ca. 7 % ausgegangen. Das dritte Kostenelement sind die Kosten für die Bewertung der abgeregelten Energie im Falle eines Erzeugungsmanagements in der Netzplanung. Bei der Wahl der Option einer Wirkleistungsregelung für Erneuerbare Energien wird im Rahmen der Studie modelltheoretisch unterstellt, dass die Menge der abgeregelten Energie energetisch vollständig ausgeglichen wird (Ersatzbeschaffung). Für diese Ersatzbeschaffung wird unterstellt, dass eine zusätzliche Leistung an EE-Anlagen installiert wird, um die EE-Ausbauziele auch bei Abregelung von EE-Anlagen in einer Gesamtjahresbetrachtung erreichen zu können. Die Kosten der gesetzlichen EEG-Vergütung bei Bestandsanlagen sind allerdings vom Einsatz des Einspeisemanagements unabhängig. Bestandsanlagen erhalten demnach eine EEG-Vergütung, die sich aus Summe der eingespeisten und der möglicherweise abgeregelten Energiemengen multipliziert mit dem jeweiligen EEG-Vergütungssatz ergibt. Für die Kostenermittlung der Ersatzbeschaffung wird von einem konservativen Ansatz ausgegangen. Dieser Ansatz sieht vor, dass die Kosten für die abgeregelte Energie auf Basis des jährlichen EEG-Vergütungssatzes entsprechend den Regelungen aus dem Jahr 2012 für die Windkraft und Photovoltaik ermittelt werden. Ausgehend von der EE-Anlagenstruktur im Bereich der Windkraft und der Photovoltaik aus dem Jahr 2012 sowie des Anteils der Windkraft und Photovoltaik an der zu erwartenden jährlichen Bruttostromerzeugung, ergibt sich ein

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36 36

C.6 Schritt 5: Gesamtwirtschaftliche Bewertung durchschnittlicher Ersatzbeschaffungspreis für die abgeregelte Energie von 100 EUR/MWh für den Zeitraum 2013 bis 2032. Hierbei ist zu beachten, dass das Erzeugungsmanagement nicht die Kosten der EEG-Vergütung bei Bestandsanlagen erhöht, sondern zu zusätzlichen Kosten durch die Ersatzbeschaffung führt.

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37 37

D.1 Netzausbauvolumen

D
D.1

Konventioneller Netzausbau (Referenz)
Netzausbauvolumen Ausgestaltung des konventionellen Netzausbaus

D.1.1

Konventioneller Netzausbau stellt eine nachhaltige und dauerhafte Möglichkeit dar, die Netzkapazität zur Integration Erneuerbarer Energien zu erhöhen. Der Ersatz vorhandener Betriebsmittel durch Betriebsmittel mit einer höheren Kapazität oder der parallele Zubau zusätzlicher Betriebsmittel sind zwei mögliche Varianten des konventionellen Netzausbaus und führen zur Verstärkung des bestehenden Netzes. Die Verstärkung schafft zum einen eine höhere thermische Transportkapazität, kann sich aber auch zeitgleich durch eine Senkung der Netzimpedanz positiv auf die Spannungshaltung auswirken. Neben dem Zubau und Austausch von Betriebsmitteln stellt die Anpassung der Netzstruktur einen weiteren Freiheitsgrad im konventionellen Netzausbau dar. So kann durch eine Erhöhung des Vermaschungsgrades der Netze ebenfalls eine Verringerung der Netzimpedanz erreicht werden. Eine spannungsebenenübergreifende Netzplanung, bei der neue Umspannstationen einen Freiheitsgrad darstellen, ermöglicht ein weiteres Netzverstärkungspotenzial. Eine Abschätzung von spannungsübergreifenden Maßnahmen erfordert weitergehende Information für jeden einzelnen Netzbetreiber und geht über den Rahmen dieser Studie hinaus. Der ermittelte Netzausbaubedarf stellt somit eine konservative Abschätzung dar. Konventioneller Netzausbau ist mit hohem Investitionsbedarf und Zeitaufwand verbunden. Die Planung und der Bau einer 110 kV-Freileitung kann beispielsweise bis zu 10 Jahre dauern. Im Rahmen der Studie erfolgt beim konventionellen Netzausbau eine Netzplanung nach Status Quo der Planungsgrundsätze unter Berücksichtigung aktueller Regularien zur Blindleistungseinspeisung von dezentralen Erzeugungsanlagen in Verteilernetzen. Neben der Auslegung von elektrischen Netzen auf zeitgleiche Jahreshöchstlast wird zunehmend auch die maximale Einspeisung von EE-Anlagen auslegungsrelevant. Bei der Auslegung auf EE-Einspeisung erfolgt die Dimensionierung auf einen auslegungsrelevanten Netznutzungsfall mit maximaler Einspeisung von EE-Anlagen und gleichzeitigem Schwachlastfall. Die Reduktion der EE-Einspeisung durch Einspeisemanagement darf nicht in der Netzplanung berücksichtigt werden (da nur zur Gewährleistung der Netzsicherheit vorgesehen – § 14 EEG 2014). Die Möglichkeit der festen Begrenzung der Einspeisung (§ 9 EEG 2014 Abs. 2 Nummer 2, „70 %“) findet in der heutigen Netzplanung in der Regel keine Anwendung und somit auch nicht in den durchgeführten Simulationen. Bei Verletzung technischer Randbedingungen erfolgt beim konventionellen Netzausbau ein Zubau neuer Leitungen und Transformatoren zur Erhöhung der Übertragungskapazität der elektrischen Netze. Eine (n-1)-sichere Versorgung ist dabei stets gewährleistet, während die Rückspeisung nur in der Hochspannungsebene (n-1) sicher ist. Die Umspannebene zwischen dem Verteilernetz und dem Übertragungsnetz stellt in dieser Studie keinen Freiheitsgrad dar.

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38 38

D.1 Netzausbauvolumen

D.1.2

Netzausbaubedarf bis 2032

Der notwendige Ausbaubedarf in deutschen Verteilernetzen zur Integration Erneuerbarer Energien bei einem rein konventionellen Netzausbau beträgt im Szenario „EEG 2014“ bis zum Jahr 2032 insgesamt rund 131.000 km Leitungslänge und rund 48.000 MVA Transformatorenkapazität.

Im Ausbauszenario „EEG 2014“ muss das Verteilernetz bis 2032 um insgesamt mehr als 50.000 km in der Nieder-, mehr als 70.000 km in der Mittel- und knapp 11.000 km in der Hochspannungsebene ausgebaut werden. Dies entspricht einer Vergrößerung der Netze um ca. 5 %, 14 % und 11 % in den Nieder-, Mittel- und Hochspannungsebenen.
In der Niederspannungsebene müssen im Szenario „EEG 2014“ bis zum Jahr 2032 Kabel mit einer Gesamtlänge von 50.393 km zur vorhandenen Infrastruktur zugebaut werden, um vor allem Verletzungen des Spannungsbandes zu beseitigen. In Relation zum heutigen Niederspannungsnetz entspricht dies einem Ausbau von 4,5 % der heute bestehenden Leitungslänge. Infolge von Rückspeisungen in überlagerte Spannungsebenen müssen zudem in der Umspannebene Mittelspannung/Niederspannung zusätzliche Transformatoren mit einer Kapazität von 14.978 MVA installiert werden. In der Mittelspannungsebene ist im Szenario „EEG 2014“ der Ausbau von 70.104 km Leitungslänge zur Integration der Erneuerbaren Energien bis zum Jahr 2032 erforderlich. Das entspricht aus technischer Sicht einem Zubau von 13,8 % der Leitungslänge bis zum Jahr 2032 gegenüber dem Status Quo. Zusätzlich müssen Transformtorkapazitäten in Höhe von 32.971 MVA in der Umspannebene Hochspannung/Mittelspannung installiert werden. In der Hochspannungsebene ist im Szenario „EEG 2014“ bis zum Jahr 2032 die Verlegung von 10.820 km Kabeln erforderlich. Gegenüber der vorhandenen Infrastruktur der Hochspannungsebene entspricht dies der Notwendigkeit des Zubaus von Kabel um 11,3 %. Eine Gegenüberstellung der Ausbaubedarfe in den verschiedenen Szenarien ist in Abbildung 22 dargestellt.
300.000 140
120 GVA 100 80 60

250.000 km

200.000
150.000

100.000
50.000

40
20

0

0

Leitung

Trafo

Leitung

Trafo

Leitung

Trafo

,,EEG 2014´´
NS MS

,,NEP´´
HS NS/MS

,,Bundesländer´´
MS/HS

Abbildung 22: Konventioneller Netzausbaubedarf bis zum Jahr 2032 in deutschen Verteilernetzen

Ausbaubedarf Transformatoren
39 39

Ausbaubedarf Leitungen

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D.1 Netzausbauvolumen

Bis zum Jahr 2032 ist zur Erreichung der politischen Ausbauziele für Erneuerbare Energien ein Netzausbau in allen Spannungsebenen des Verteilernetzes erforderlich. Im Szenario „Bundesländer“ verdoppelt sich die Leitungslänge und nahezu verdreifacht sich die notwendige Transformatorenkapazität gegenüber dem Szenario „EEG 2014“.
Bei den Szenarien „NEP“ und „Bundesländer“ steigt der notwendige Ausbau überproportional mit der EE-Einspeisung an. Zur Erreichung der Ausbauziele des Szenarios „NEP“ müssen insgesamt 165.885 km Kabel bis zum Jahr 2032 verlegt und 62.396 MVA Transformatorkapazität installiert werden. Besonders groß ist der Netzausbaubedarf im Szenario „Bundesländer“. Zur Integration der im Vergleich zum Szenario „EEG 2014“ rund 60 % höheren installierten Leistung an EE-Anlagen besteht in diesem Szenario die Notwendigkeit des Zubaus von 279.315 km Leitungen sowie 129.226 MVA Transformatorkapazitäten und damit deutlich mehr als das doppelte Ausbauvolumen verglichen mit dem Szenario „EEG 2014“. Der Netzausbaubedarf steigt überproportional mit der EE-Einspeisung. Im „NEP“-Szenario wird eine um 8,6 % und im „Bundesländer“-Szenario sogar eine um 60,9 % höher installierte EE-Leistung im Vergleich zum „EEG 2014“-Szenario unterstellt. Die Netzausbaukosten fallen aber um 21,6 % („NEP“-Szenario) oder sogar um 110,8 % („Bundesländer“-Szenario) höher aus als beim „EEG 2014“-Szenario. Auch der überproportionale Ausbau in den kommenden Jahren könnte durch eine Verlangsamung des Zubaus verzögert und der Handlungsbedarf verstetigt werden.

D.1.3

Zeitliche Entwicklung des Netzausbaubedarfs

Abbildung 22 verdeutlicht die Aufteilung des Netzausbaubedarfs auf die kommenden Dekaden. Abhängig von der Spannungsebene und dem zugrunde liegenden Szenario sind zwischen 58 % und 76 % der notwendigen Netzausbaumaßnahmen bereits bis zum Jahr 2022 notwendig.
100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

Anteil am Netzausbaubedarf

76% 64%

65%

64%

61% 39%

61% 39%

58% 42%

64%

60% 40%

36% 24%

35%

36%

36%

NS

MS ,,EEG 2014´´

HS

NS

MS ,,NEP´´

HS

NS

MS

HS

,,Bundesländer´´

2013-2022

2023-2032

Abbildung 23: Zeitlicher Hochspannungsebene

Entwicklungspfad

des

Netzausbaus

in

der

Nieder-,

Mittel-

und

Handlungsbedarf besteht bezüglich des notwendigen Netzausbaus vor allem in den kommenden zehn Jahren. Die durchschnittlichen jährlichen Investitionen in der nächsten Dekade betragen im Szenario „EEG 2014“ das Drei- bis Vierfache der jährlichen Investitionen in der darauffolgenden Dekade.
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D.1 Netzausbauvolumen In der bevorstehenden Dekade bis 2022 besteht vor allem im Szenario „EEG 2014“ ein überdurchschnittlicher Netzausbaubedarf. In der Niederspannungsebene fallen in diesem Zeitraum mehr als drei Viertel aller bis 2032 erforderlichen Investitionen an. In den Mittel- und Hochspannungsebenen sind dies noch immerhin mehr als zwei Drittel. Dies führt zu durchschnittlichen jährlichen Investitionen, die in der ersten Dekade das Drei- bis Vierfache der darauffolgenden Dekade betragen. In absoluten Zahlen müssen bis zum Jahr 2022 rund 90.500 km Leitungslänge im Szenario „EEG 2014“, 103.800 km im Szenario „NEP“ und sogar etwa 170.000 km im Szenario „Bundesländer“ im Verteilernetz ausgebaut werden. Der absolute Zubaubedarf pro Spannungsebene ist in Abbildung 24 dargestellt.

100.000

Anteil am Netzausbaubedarf

km 80.000 60.000
40.000 20.000 0

NS

MS
,,EEG 2014´´

HS

NS

MS
,,NEP´´

HS

NS

MS

HS

,,Bundesländer´´

2013-2022

2022-2032

Abbildung 24: Zeitlicher Hochspannungsebene in km

Entwicklungspfad

des

Netzausbaus

in

der

Nieder-,

Mittel-

und

Beim konventionellen Netzausbau ist eine durchschnittliche jährliche Erweiterung des Mittelspannungsnetzes – abhängig vom zugrundeliegenden EE-Zubauszenario – von 1 % - 1,8 % p.a. bis 2022 erforderlich.
In der Niederspannung müssen bis 2022 im Szenario „EEG 2014“ rund 4.000 km pro Jahr und im Szenario „Bundesländer“ sogar rund 7.000 km pro Jahr zugebaut werden. Dies entspricht einer jährlichen Erweiterung des Niederspannungsnetzes von 0,4 % - 0,7 % über einem Zeitraum von 10 Jahren. Am stärksten betroffen ist die Mittelspannung. Hier wird im Szenario „EEG 2014“ ein jährlicher Zubau von rund 4.500 km und im Szenario „Bundesländer“ ein jährlicher Zubau von knapp 9.000 km erforderlich. Dies bedeutet eine jährliche Erweiterung des Mittelspannungsnetzes von knapp 1 % - 1,8 % über einen Zeitraum von 10 Jahren.

D.1.4

Regionale Verteilung des Netzausbaubedarfs

Eine Aufteilung des erforderlichen Netzausbaus auf Regionen innerhalb Deutschlands verdeutlicht die regionalen Unterschiede des Handlungsbedarfs. Der verwendete methodische Ansatz erlaubt auf Grundlage von strukturell ähnlichen Merkmalen eine Aufteilung des Netzausbaubedarfs auf folgende Regionen:

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41 41

D.1 Netzausbauvolumen ■ Region Nord: Bremen, Hamburg, Mecklenburg-Vorpommern, Niedersachsen, SchleswigHolstein; ■ Region West: Hessen, Rheinland-Pfalz, Saarland, Nordrhein-Westfalen; ■ Region Ost: Berlin, Sachsen, Sachsen-Anhalt, Thüringen; ■ Region Süd: Bayern, Baden-Württemberg. Durch die Analyse dieser Regionalisierung können so Erzeugungstechnologien identifiziert werden, die ursächlich für den Ausbaubedarf in den unterschiedlichen Spannungsebenen sind. Diese Analyse ist an dieser Stelle für das Szenario „NEP“ durchgeführt worden. Die Ergebnisse sind jedoch infolge der gleichen vertikalen Allokation auf die Szenarien „EEG 2014“ und „Bundesländer“ übertragbar. Darüber hinaus können Regionen ermittelt werden, die aufgrund ihrer strukturellen Beschaffenheit besonders vom Netzausbau in der Verteilernetzebene betroffen sind. Abbildung 25 zeigt die Aufteilung des Netzausbaubedarfs der Nieder-, Mittel- und Hochspannungsebene auf die Regionen Süd, Ost, West und Nord.
Anteil der Region am gesamten Netzausbaubedarf
100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30%

20%
10% 0% Niederspannung Mittelspannung Hochspannung

Nord

West

Ost

Süd

Abbildung 25: Aufteilung des Netzausbaubedarfs auf Regionen Süd, Ost, West und Nord (Szenario „NEP“)

Allgemein ist der Netzausbaubedarf in der Niederspannungsebene durch die Integration von Photovoltaikanlagen getrieben und konzentriert sich in den südlichen Bundesländern.
Für das Szenario „NEP“ entfällt in der Niederspannungsebene ca. 60 % des Handlungsbedarfs auf Süddeutschland. Der Anteil vom Norden und Westen Deutschlands beträgt rund 17 % bzw. 20 %. In der Region „Ost“ beträgt der Anteil am gesamten Netzausbaubedarf der Niederspannungsebene nur rund 3 %. Der geringe Anteil des Ausbaubedarfs ist insbesondere auf das geringe Netzmengengerüst in dieser Region zurückführen.

Der Netzausbaubedarf in der Mittelspannungsebene ist sowohl durch Rückspeisungen aus der Niederspannungsebene als auch durch Einspeisungen der direkt in der Mittelspannungsebene angeschlossenen Windkraftanlagen getrieben und verteilt sich etwa homogen über die Bundesrepublik.
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D.1 Netzausbauvolumen In der Mittelspannungsebene ist der Ausbaubedarf relativ homogen über Gesamtdeutschland verteilt. So entfällt der größte Anteil des Ausbaubedarfs auf Norddeutschland mit etwa 30 %. Hier fällt die Integration von Windkraft- und Photovoltaikanlagen zusammen. Am geringsten ist der Anteil im Süden Deutschlands mit rund 21 %, da hier die zu integrierende Leistung an Windkraftanlagen relativ gering ist.

39 % des gesamten Ausbaubedarfs in der Hochspannungsebene konzentrieren sich in den norddeutschen Bundesländern.
Der größte Handlungsbedarf in der Hochspannungsebene besteht im Norden Deutschlands mit etwa 39 % anteilig am gesamten Ausbaubedarf. Am geringsten fällt der Anteil in Westdeutschland mit rund 10 % aus und lässt sich durch die ohnehin schon starke Netzstruktur in diesem Teil des Landes erklären. Werden diese Ergebnisse mit der installierten Leistung an EE-Anlagen in Verbindung gesetzt, so lässt sich die Windenergie als wesentlicher Treiber für den Ausbaubedarf in der Hochspannungsebene identifizieren. Die detailliertere Regionalisierung des Ausbaubedarfs in Abbildung 26 zeigt überdies, welche Bundesländer besonders vom Netzausbaubedarf in der Hochspannungsebene betroffenen sind. Der größte absolute Netzausbaubedarf im Szenario „EEG 2014“ ist in Schleswig-Holstein (2.300 km), Brandenburg (1.500 km), Bayern (1.400 km) sowie in Hessen (1.300 km) zu verzeichnen, also in Ländern mit großen Netzen (Bayern) oder hoher prognostizierter installierter Leistung an EE-Anlagen (Schleswig-Holstein, Brandenburg, Hessen). Diese Korrelation lässt sich ebenso in dem Szenario „Bundesländer“ sowie dem Szenario „NEP“ feststellen und ist an dieser Stelle jedoch nicht gesondert abgebildet.
Ausbau je Bundesland in km/10 Tsd. Einwohner
43 43

2,3

0,6

8,2

4

Ausbau je Bundesland in 1.000 km

1,2

1,6 0,2 1,3 1,5 0,2 0,6 0,1 1,4 0,6 0,7 5,8

6
1,4

0,4
0,4 0,1

0,7

0,7

1,1

Gesamt 10.820 km

1,33 [km/10 Tsd. Einwohner]

Abbildung 26: Aufteilung des Netzausbaubedarfs in der Hochspannungsebene bis 2032 auf Bundesländer (Szenario „EEG 2014“)

Wird der absolute Netzausbaubedarf auf die Einwohnerzahl der jeweiligen Bundesländer bezogen, zeigt sich, dass Bundesländer mit geringer Bevölkerungsdichte überproportional vom Netzausbaubedarf betroffen sind. Dies trifft vor allem auf Bundesländer im norddeutschen

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D.1 Netzausbauvolumen Bundesgebiet zu. So beträgt der durchschnittliche Netzausbaubedarf in Schleswig-Holstein rund 8,2 km pro 10 Tsd. Einwohner und in Rheinland-Pfalz etwa 0,1 km pro 10 Tsd. Einwohner.

D.1.5

Netzausbaubedarf nach Modellnetzklassen

Der berechnete Netzausbaubedarf wird aus einer Vielzahl von Berechnungen für jedes Modellnetz und jede Modellnetzklasse ermittelt. Das Ergebnis der Simulation ist eine Verteilung des Netzausbaus, wie in Kapitel C.1 hergeleitet wird. Zu dessen Verdeutlichung sollen an dieser Stelle beispielhafte Ergebnisse für die Mittel- und Niederspannungsebene im Szenario „EEG 2014“ gezeigt werden. Ergebnisse für die anderen Szenarien sind in Anhang 5 dargestellt. Für sie können die Schlussfolgerungen entsprechend übertragen werden. Für die weiteren Szenarien sind diese Auswertungen implizit für eine aggregierte Darstellung des Netzausbaubedarfs durchgeführt worden.
10% 9% 8%
7%

Mittelwert: 16,4 %

Häufigkeit

6% 5% 4% 3% 2% 1% 0% 0% 4% 8% 12% 16% 20% 24% 28% 32% 36% 40% 44% 48% 52% 56% 60% 64% 68%

Netzausbaubedarf in Bezug auf bestehendes Netz

Abbildung 27: Netzausbaubedarf Mittelspannungsmodellnetzklasse

in

einer

stark

von

Photovoltaikanlagen

geprägten

Abbildung 27 zeigt den Netzausbaubedarf in einer stark von Photovoltaikanlagen geprägten Modellnetzklasse (Modellnetzklasse 8). Die Verteilungsfunktion zeigt, dass in einigen Netzen kein Netzausbaubedarf zu verzeichnen ist (6,5 % – erster Balken). Demgegenüber besteht für eine Vielzahl der Netze ein über dem Erwartungswert von 16,4 % hinausgehender Netzausbaubedarf. Der Netzausbaubedarf in den Netzen ist sehr ungleich verteilt und ist von vielen Einflussfaktoren abhängig. Durch das hier angewendete Simulationsmodell, welches auf den oben beschriebenen Modellnetzklassen19 beruht, können relevante Einflussfaktoren auf den Netzausbau abgeleitet werden. Abbildung 28 zeigt den Netzausbaubedarf der Modellnetzklassen in der Mittelspannung für das Szenario „EEG 2014“.

19

Modellnetzklasse: Gruppe von Verteilernetzbetreibern mit vergleichbarer Prägung durch EE-Anlagen.
44 44

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D.1 Netzausbauvolumen
Netzausbaubedarf in Relation zur bestehenden Netzlänge

80
70 % 60 50 40 30 20
1 4 6 2 5 8 7

3

10
0 2 2 1 1 3 3 5 5 7 7 8 8 4 4 6 6

2017

2022

2032

Abbildung 28: Netzausbaubedarf der Modellnetzklassen (Mittelspannung, Szenario "EEG 2014")

Sowohl Windkraftanlagen als auch Photovoltaikanlagen sind ein Treiber für den Netzausbaubedarf. Das wird dadurch deutlich, dass in den Modellnetzklassen 7, 8 (stark PVgeprägt) und 4 (stark windgeprägt) ein hoher Netzausbau zu verzeichnen ist. Der höchste relative Netzausbaubedarf in Bezug auf die bestehende Netzlänge ist jedoch in der Modellnetzklasse 6 zu sehen. In dieser Modellnetzklasse tritt eine gemischte Prägung sowohl von Windkraftanlagen als auch von Photovoltaikanlagen auf.

Der Netzausbau in der Mittelspannung wird wesentlich durch die Höhe der gesamten installierten Leistung in EE-Anlagen bestimmt und ist weitgehend unabhängig davon, ob diese durch Windkraft- oder PV-Anlagen erzeugt wird.
Die in den Mittelspannungs-Modellnetzen durchschnittlich installierten Leistungen an EE-Anlagen betragen im Jahre 2032 78,4 MW in Modellnetzklasse 8 (23,4 MW Leistung an Windkraftanlagen und 55 MW Leistung an Photovoltaikanlagen), 92,9 GW in Modellnetzklasse 4 (51,2 MW an Windkraft und 41,7 MW an Photovoltaikanlagen) und 100,7 MW in Modellnetzklasse 6 (59,6 MW an Windkraft und 41,1 MW an Photovoltaikanlagen). Man erkennt, dass der Ausbaubedarf in Mittelspannungsnetzen im Wesentlichen durch die Höhe der gesamten installierten Leistung in EE-Anlagen und weniger durch die EE-Technologie geprägt ist. Des Weiteren ist festzustellen, dass hohe Einspeisungen in den Modellnetzklassen 6, 4 und 8 auf Netzstrukturen mit den längsten durchschnittlichen Abgangslängen treffen20. Der Zubau von EE-Anlagen wird deshalb in vorwiegend ländlich geprägten Netzen stattfinden, die auf Grund ihrer Netzstruktur nicht für die Integration geeignet sind. Abbildung 29 zeigt den Netzausbedarf der Modellnetzklassen in der Niederspannungsebene. Der relative Netzausbaubedarf in Bezug auf die bestehende Netzlänge ist in der Niederspannung

20

Vgl. Werte in Kapitel C.3.1.
45 45

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D.1 Netzausbauvolumen geringer als in der Mittelspannung. Der höchste Netzausbedarf ist in den Modellnetzklassen 4, 7 und 10 zu verzeichnen und zeigt, dass dieser durch die Integration von Photovoltaikanlagen getrieben wird. Die Erwartungswerte der jeweils installierten Leistungen von PV-Anlagen pro Niederspanungs-Modellnetz betragen 98 kW in der Modellnetzklasse 4, 130 kW in der Modellnetzklasse 10 und 154 kW in der Modellnetzklasse 7. Dort ergeben sich durch hohe Wachstumsraten Erneuerbarer Energien zusätzliche Anforderungen an die Netze.
Netzausbaubedarf in Relation zur bestehenden Netzlänge

14

% 12
10 8

4 3 2

7 6 5

10 9 8 1

6
4 2 0 1 2 2 5 5 8 8 1
2017

6 6
2022

3 3
2032

9 9

4 4

10 10

7 7

Abbildung 29: Netzausbaubedarf der Modellnetzklassen (Niederspannung, Szenario „EEG 2014")

In den Modellnetzklassen 1, 2, 5 und 8 ist dagegen kein Netzausbaubedarf zu verzeichnen. Städtische Verteilernetze wurden historisch im Vergleich zu ländlichen Regionen mit stärkeren Betriebsmitteln ausgelegt und sind daher auf Grund ihrer Netztopologie21 schon heute besser zur Integration Erneuerbarer Energien geeignet.

Der Netzausbaubedarf in der Mittel- und Niederspannungsebene findet beinahe ausschließlich in ländlichen Regionen statt, in denen die vorhandene Netzinfrastruktur historisch auf geringe Verbraucherlasten ausgelegt wurde.
Die Nutzung von Modellnetzklassen lässt bei den Netzsimulationen einen direkten Schluss auf die Verteilung des Netzausbaubedarfs auf die Modellnetzregionen, wie städtische oder ländliche Regionen, zu. So zeigt sich, dass lediglich 0,23 % (Leitungen) bzw. 0,45 % (Transformatoren) der erforderlichen Netzausbaumaßnahmen in städtischen Netzen (Modellnetzklasse 1) durchgeführt werden müssen, wie in Abbildung 30 beispielhaft für das Szenario „NEP“ dargestellt ist. In den Szenarien „EEG 2014“ sowie „Bundesländer“ ergeben sich aufgrund äquivalenter Wirkungszusammenhänge ähnliche Ergebnisse.

21

kürzere Abgänge, stärkere Betriebsmittel.
46 46

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D.1 Netzausbauvolumen
Leitungslänge
0,23%

Transformatoren
0,45%

(vor)städtisch
Abbildung 30: Verteilung des Netzausbaubedarfs Mittelspannungsnetze (Szenario „NEP“) auf

ländlich

ländliche

und

städtische

Nieder-

und

Durch die Zuordnung von Verteilernetzbetreibern zu Modellnetzklassen lässt sich der Anteil derjenigen Netzbetreiber abschätzen, denen Modellnetzklassen mit Netzausbaubedarf zugeordnet sind. In der Niederspannungsebene sind das beispielsweise die Netzbetreiber der Modellnetzklassen 9, 4, 7 und 10.

Der Netzausbau betrifft nur 8 % der Nieder- und 35 % der Mittelspannungsnetze. Dadurch ist ein hoher Anteil der Netzbetreiber vom Netzausbau betroffen, allerdings nur in einem Teil ihrer Netze.
Abbildung 31 zeigt den Anteil der von Netzausbau betroffenen Netzbetreiber in der Nieder- und Mittelspannung für das Szenario „EEG 2014“.
Niederspannungsnetze
8%

Mittelspannungsnetze
39%

35%

64%

Netzbetreiber

Netzbetreiber

Netzausbaubedarf
Kein Netzausbaubedarf

Abbildung 31: Anteil der von Netzausbau betroffenen Netzbetreiber (Szenario „EEG 2014“)

Es wird deutlich, dass obwohl nur in wenigen der 500.000 Nieder- und 4.500 Mittelspannungsnetze ein Netzausbau erforderlich ist, ein hoher Anteil der Netzbetreiber vom Ausbau betroffen ist (39 % vom Ausbau in der Nieder- und 64 % vom Ausbau in der Mittelspannungsebene). Abbildung 32 zeigt den Anteil von Niederspannungsnetzbetreibern, die vom Netzausbau im Laufe der Zeit und in den verschiedenen Ausbauszenarien betroffen sind.
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D.2 Zusatzkosten durch Netzausbau

Anteil von Niederspannungsnetzbetreibern mit Netzausbaubedarf an allen Niederspannungsnetzbetreibern

70% 60% 50%

40%
30% 20% 10% 0%

2012-2017 ,,EEG 2014´´

2012-2022 ,,NEP´´ ,,Bundesländer´´

2012-2032

Abbildung 32: Anteil Niederspannungsnetzen

von

Niederspannungsnetzbetreibern

mit

Netzausbaubedarf

in

allen

Mit zunehmender Integration von EE-Anlagen wächst der Anteil der vom Netzausbau betroffenen Verteilernetzbetreiber. Im Szenario „Bundesländer“ werden bis 2032 mehr als die Hälfte aller Niederspannungsnetzbetreiber vom Netzausbau betroffen sein.

D.2 D.2.1

Zusatzkosten durch Netzausbau Gesamte Zusatzkosten bis 2032

Bei konventioneller Netzplanung sind bis 2032 kumulierte Investitionskosten für den durch den EE-Zubau verursachten Netzausbau in Höhe von 23,2 Mrd. EUR (Szenario „EEG 2014“) bis 48,9 Mrd. EUR (Szenario „Bundesländer“) zu erwarten.
Ausgehend von den technischen Simulationsergebnissen für einen konventionellen Netzausbau und den vorgestellten Annahmen aus Kapitel C.6 liegt der gesamte Investitionsbedarf für die deutschen Verteilernetze bis zum Jahr 2032 für den Fall der Ausführung des Hochspannungsnetzausbaus als Kabel im Szenario „EEG 2014“ bei 23,2 Mrd. EUR, bei dem Szenario „NEP“ bei 28,1 Mrd. EUR und bei dem an den Zielen der Bundesländer ausgerichteten Szenario „Bundesländer“ bei 48,9 Mrd. EUR. Eine Gegenüberstellung des bis 2032 kumulierten Investitionsbedarfs ist in Abbildung 33 dargestellt.

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48 48

D.2 Zusatzkosten durch Netzausbau
60 Mrd. 50 Euro 40 30 20

Investitionsbedarf in Verteilernetze bis 2032

10 -

,,EEG 2014´´ NS MS HS

,,NEP´´

,,Bundesländer´´

HS (Zusatz bei Verkabelung)

Abbildung 33: Kumulierter Investitionsbedarf in Verteilernetze bis 2032 bei konventionellem Netzausbau

Die Verteilung des Investitionsvolumens auf die Netzebenen ist bei den drei betrachteten Szenarien nahezu identisch: In der Niederspannung sind dies ca. 20 %, in der Mittelspannung ca. 35 % und in der Hochspannung ca. 45 %. Der hohe Anteil der Hochspannungsebene an dem Investitionsvolumen wird vor allem durch die Forderung nach einer Verkabelung zusätzlicher Leistungen getrieben.

D.2.2

Zeitliche Entwicklung der Zusatzkosten

Tabelle 11 zeigt die zeitliche Verteilung des Investitionsbedarfs im Betrachtungszeitraum für die verschiedenen Szenarien.
Investitionsbedarf in den Jahren 2013-2022 15,4 Mrd. EUR 17,3 Mrd. EUR 29,6 Mrd. EUR Anteil an Gesamtinvestition 2013-2032 66 % 62 % 61 %

Szenario „EEG 2014“ Szenario „NEP“ Szenario „Bundesländer“

Tabelle 11: Identifizierter Investitionsbedarf bis 2022 und Anteil an Gesamtinvestitionen bis 2032

Ein Großteil des identifizierten konventionellen Netzausbaubedarfs erfolgt bedingt durch die Entwicklung der Erneuerbaren Energien in der ersten Dekade des Betrachtungszeitraums. Im Mittel über alle Netzebenen fallen bis zu 66 % der bis zum Jahr 2032 notwendigen Gesamtinvestitionen in den kommenden 10 Jahren an. Abbildung 34 zeigt die zeitliche Entwicklung der jährlichen Zusatzkosten, aufgeschlüsselt nach den in den einzelnen Netzebenen anfallenden Kapital- und Betriebskosten. Basis der Berechnung bildet der konventionelle Netzausbau für das Szenario „EEG 2014“. Zum Vergleich ebenfalls dargestellt sind die aggregierten jährlichen Zusatzkosten für die Szenarien „NEP“ und „Bundesländer“.

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49 49

D.2 Zusatzkosten durch Netzausbau
Mrd. EUR4,00 p.a. 4,0 3,5 3,50 3,0 3,00
„Bundesländer“

Jährliche Zusatzkosten

2,5 2,50 2,0 2,00 1,5 1,50 1,0 1,00 0,5 0,50
0,0

„NEP“ „EEG 2014“

Abbildung 34: Zeitliche Entwicklung der jährlichen Zusatzkosten für die Szenarien „EEG 2014“, „NEP“ und „Bundesländer“

Die jährlichen Zusatzkosten setzen sich zusammen aus den kalkulatorischen Kapitalkosten je Spannungsebene (NS, MS und HS) sowie den aufwandsgleichen Betriebskosten (OPEX), die aufgrund des geringen Anteils an den Gesamtkosten über alle Spannungsebenen aggregiert dargestellt sind.

Die durch den Netzausbau induzierte Erhöhung der jährlichen Netzkosten beträgt im Jahr 2032 rund 1,8 Mrd. EUR (Szenario „EEG 2014“) bzw. 3,8 Mrd. EUR (Szenario „Bundesländer“). Rund 80 % des Anstieges der jährlichen Kosten findet bereits bis 2022 statt.
Im Szenario „EEG 2014“ wachsen die jährlichen Zusatzkosten bis zum Jahr 2032 auf 1,8 Mrd. EUR an. Im Jahr 2022 betragen sie bereits rund 1,3 Mrd. EUR. Damit erreichen die jährlichen Zusatzkosten bereits 2022 rund 75 % des Niveaus von 2032. Besonders stark steigen die jährlichen Kosten im Szenario „Bundesländer“. Sie wachsen etwa doppelt so schnell wie die jährlichen Kosten im Szenario „EEG 2014“ und erreichen bereits 2017 eine Höhe von mehr als 1,5 Mrd. EUR p.a.. Die durchschnittlichen jährlichen Zusatzkosten im Szenario „EEG 2014“ betragen im gesamten Zeitraum knapp 1,2 Mrd. EUR p.a.. Im Fall keiner Verkabelung des Netzausbaus in der Hochspannungsebene reduziert sich dieser Investitionsbedarf. Im Szenario „EEG 2014“ sinkt dieser von 23,2 Mrd. EUR auf 16,9 Mrd. EUR. Die durchschnittlichen jährlichen Zusatzkosten würden sich auf 0,85 Mrd. EUR reduzieren (Reduktion um ca. 27 %). Aufgrund des erwarteten Ausbaubedarfs in der Hochspannungsebene hat der Verkabelungsgrad einen wesentlichen Einfluss auf die Kosten.

2013 2013 2014 2014 2015 2015 2016 2016 2017 2017 2018 2018 2019 2019 2020 2020 2021 2021 2022 2022 2023 2023 2024 2024 2025 2025 2026 2026 2027 2027 2028 2028 2029 2029 2030 2030 2031 2031 2032 2032

Niederspannung

Mittelspannung

Hochspannung

OPEX

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50 50

D.2 Zusatzkosten durch Netzausbau

D.2.3

Regionale Verteilung der Zusatzkosten

Die regionale Verteilung der Investitionskosten ist in Abbildung 35 für alle drei Szenarien dargestellt. Dabei wurden Investitionsvolumen für Nieder-, Mittel- und Hochspannungsebene unterschieden.
100% 90% 80% 70% 60% 50% 40% 30% 20% 10% 0%

Anteil am regionalen Investitionsbedarf

HS MS NS

"NEP"

"NEP"

"NEP"

"EEG 2014"

"EEG 2014"

"EEG 2014"

"Bundesländer"

"Bundesländer"

"Bundesländer"

"EEG 2014"

"NEP"
Süd

Nord

West

Ost

in Mrd. EUR "EEG 2014" "NEP" "Bundesländer"

Nord 7,5 8,5 14,9

West 3,6 4,4 7,8

Ost 5,7 6,5 11,8

Süd 6,4 8,8 14,4

Gesamt 23,2 28,1 48,9

Abbildung 35: Regionale Zuordnung des Investitionsbedarfs bis zum Jahr 2032 bei einem konventionellen Netzausbau

Es zeigt sich, dass in den südlichen Bundesländern (Bayern und Baden-Württemberg) vor allem der Ausbau der Niederspannungsnetze den Netzausbaubedarf bestimmt. Die Niederspannung macht allein 40 % der gesamten Netzausbaukosten in diesen Ländern aus. 60 % des gesamten Netzausbaus in der Niederspannung in der Bundesrepublik findet in den südlichen Ländern statt, während in der Region Ost kaum Investitionen in der Niederspannung erforderlich sind.

Der bis 2032 kumulierte Investitionsbedarf ist in den nördlichen und östlichen Bundesländern durch die Hochspannungsebene und in den west- und südlichen Bundesländern vor allem durch die Nieder- und Mittelspannungsebenen geprägt.
In der Mittelspannung zeigt sich eine recht homogene Verteilung über die Regionen, da der Ausbau in dieser Spannungsebene sowohl Windkraft als auch Photovoltaik getrieben ist. Die größten Investitionsvolumina in der Hochspannung finden in den Regionen Nord und Ost statt, hier vor allem durch den Windausbau getrieben. Dies führt dazu, dass in den nördlichen und östlichen Bundesländern der Anteil der Niederspannung an den zusätzlichen Investitionskosten sehr niedrig ausfällt und in allen Szenarien weniger als 10 % des gesamten Investitionsbedarfs ausmacht. Gerade in diesen Bundesländern ist der Anteil der Hochspannung besonders ausgeprägt und beträgt – ebenfalls unabhängig von den Szenarien – über 50 % des Investitionsvolumens.
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"Bundesländer"

D.2 Zusatzkosten durch Netzausbau Die niedrigsten Investitionen sind in den westlichen Bundesländern zu erwarten. Um die spezifische Belastung der Bundesländer durch die zu erwartenden Netzausbaukosten abzuschätzen, werden die Investitionsvolumen ins Verhältnis zu den Einwohnern der Bundesländer gesetzt. Es lässt sich damit eine stark vereinfachte Kostenträgersicht simulieren. Tabelle 12 gibt eine Übersicht über die regionale Verteilung der spezifischen Investitionsvolumen:
Region Nord West Ost Süd „EEG 2014“ 514 EUR/EW 126 EUR/EW 398 EUR/EW 276 EUR/EW Investition je Einwohner (EW) „NEP“ 582 EUR/EW 154 EUR/EW 452 EUR/EW 382 EUR/EW „Bundesländer“ 1.023 EUR/EW 272 EUR/EW 823 EUR/EW 626 EUR/EW

Tabelle 12: Regionale EE-bedingte Netzausbauinvestitionen in Verteilernetze bezogen auf Einwohner (konventioneller Netzausbau, Szenario „EEG 2014“, kumulierte Investition bis 2032)

Diese Kostenträgersicht verdeutlicht die signifikant höhere Belastung der Regionen Nord und Ost aufgrund der hohen Investitionen und der geringen spezifischen Einwohnerzahlen. Es ist bei der Interpretation dieser Zahlen zu berücksichtigen, dass einwohnerbezogene Investitionskosten und nicht die Höhe der Netzentgelte verglichen werden. Tabelle 12 gibt damit eine durchschnittliche Belastung der Einwohner in einem Bundesland aufgrund des erwarteten Netzausbaus an. Um die Belastung der Haushaltskunden zu bestimmen, wird im folgenden Kapitel die Auswirkung der Investitionen auf die Netzentgelte abgeschätzt.

D.2.4

Abschätzung der Auswirkung auf die Netzentgelte in der Niederspannung

Um die Auswirkungen der aus dem Netzausbau resultierenden jährlichen Zusatzkosten auf die von den Netznutzern zu entrichtenden Netzentgelte abschätzen zu können, werden folgende Annahmen getroffen: ■ Betrachtet werden die Auswirkungen für das Jahr 2022. In der ersten Dekade des Betrachtungszeitraums (2013-2022) fallen bis zu 66 % der notwendigen Investitionen an (bezogen auf den Gesamtbetrachtungszeitraum 2013-2032). Ein Großteil des dadurch bedingten Entgeltanstiegs wird dann entsprechend bereits bis zum Jahr 2022 erfolgt sein. ■ Das berechnete Investitionsvolumen bezieht sich ausschließlich auf Erweiterungsinvestitionen. Ersatzmaßnahmen bzw. Umstrukturierungen werden nicht explizit betrachtet. Zur Abschätzung dieser erweiterungsbedingten Kosten auf die Netzentgelte wird unterstellt, dass die heutige Kostenbasis bis zum Jahr 2022 unverändert auf dem heutigen Niveau bleibt, d. h. sich die Mittelabflüsse und -zuflüsse die Waage halten. ■ Es wird die zuvor durchgeführte Regionalisierung in die Regionen Nord, West, Ost und Süd zugrunde gelegt. Auf dieser Ebene erfolgt die Untersuchung zu den Auswirkungen auf die Netzentgelte, insbesondere da im Rahmen der Verteilernetzstudie nicht reale Unternehmen betrachtet wurden, sondern der Netzausbaubedarf auf der Ebene von Modellnetzklassen, die repräsentativ für die dieser Klasse zugeordneten Netzbetreiber stehen, ermittelt wurde. ■ Je Region wird ein die gesamte Region abdeckender, fiktiver Verteilernetzbetreiber betrachtet. Für diesen Region-VNB wird eine vereinfachte Kostenwälzung durchgeführt, um die Auswirkungen auf die jährlich von einem Netznutzer in der Niederspannung ohne
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D.2 Zusatzkosten durch Netzausbau registrierende Leistungsmessung (oRLM) zu entrichtenden zusätzlichen Entgelte abzuschätzen. Dieser Wert wird in Bezug zu den heutigen Entgelten gesetzt. Dazu wurden repräsentative Netzbetreiber je Region ausgewertet, um aus dem abgeschätzten jährlichen Verbrauch je Entnahmestelle und den Kosten die heutigen, jährlichen Entgelte abzuschätzen. Dadurch ergibt sich ein repräsentativer Mittelwert je Region. ■ Städtische Regionen sind nur zu einem geringen Anteil von einem EE-bedingten Netzausbau betroffen. Insofern wird der Großteil der identifizierten Netzerweiterungskosten – bei unterstellter heutiger Netzentgeltsystematik – von den letztverbrauchenden Netznutzern ländlicher Netzbetreiber getragen. Städtische Netzbetreiber sind somit von der Analyse ausgeschlossen. Die ermittelten heutigen Netzentgelte, die die Bezugsgrundlage für die abzuschätzende Erhöhung der Netzentgelte bilden, sind in Tabelle 13 dargestellt. Die Region Ost zeichnet sich durch eine deutlich geringere Jahresenergie sowie damit verbundene signifikant höhere spezifische Entgelte aus.
Nord Entnahmestellen 22 Niederspannung Jahresenergie NS-Kunde oRLM Spez. Netzentgelt Netzentgelt je NS-Kunde oRLM 4,7 Mio. 4.300 kWh/a 6,3 ct/kWh 270 EUR/a West 14,1 Mio. 3.870 kWh/a 5,7 ct/kWh 220 EUR/a Ost 3,2 Mio. 3.250 kWh/a 8,1 ct/kWh 263 EUR/a Süd 8,9 Mio. 4.890 kWh/a 5,6 ct/kWh 274 EUR/a

Tabelle 13: Mittleres jährliches Netzentgelt je Region je Entnahmestelle in der Niederspannung für Kunden ohne Leistungsmessung

Die zusätzlichen jährlichen Kosten durch die Integration der Erneuerbaren Energien in die Verteilernetze teilen sich beispielsweise für das Jahr 2022 gemäß der Tabelle 14 auf die unterschiedlichen Regionen und Netzebenen wie folgt auf:

22

Der Anteil der Entnahmestellen mit registrierender Leistungsmessung an den Gesamtentnahmestellen in der Niederspannung ist vernachlässigbar.

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53 53

D.2 Zusatzkosten durch Netzausbau
Jährliche Zusatzkosten „EEG 2014“ Gesamt davon HS davon MS davon NS „NEP“ Gesamt davon HS davon MS davon NS „Bundesländer“ Gesamt davon HS davon MS davon NS Nord 304 Mio. EUR/a 210 Mio. EUR/a 130 Mio. EUR/a 36 Mio. EUR/a 435 Mio. EUR/a 241 Mio. EUR/a 145 Mio. EUR/a 48 Mio. EUR/a 770 Mio. EUR/a 426 Mio. EUR/a 268 Mio. EUR/a 77 Mio. EUR/a West 184 Mio. EUR/a 43 Mio. EUR/a 96 Mio. EUR/a 45 Mio. EUR/a 217 Mio. EUR/a 49 Mio. EUR/a 107 Mio. EUR/a 60 Mio. EUR/a 381 Mio. EUR/a 86 Mio. EUR/a 198 Mio. EUR/a 96 Mio. EUR/a Ost 284 Mio. EUR/a 174 Mio. EUR/a 104 Mio. EUR/a 6 Mio. EUR/a 324 Mio. EUR/a 200 Mio. EUR/a 116 Mio. EUR/a 8 Mio. EUR/a 579 Mio. EUR/a 353 Mio. EUR/a 214 Mio. EUR/a 13 Mio. EUR/a Süd 328 Mio. EUR/a 107 Mio. EUR/a 87 Mio. EUR/a 134 Mio. EUR/a 400 Mio. EUR/a 123 Mio. EUR/a 98 Mio. EUR/a 179 Mio. EUR/a 682 Mio. EUR/a 218 Mio. EUR/a 180 Mio. EUR/a 284 Mio. EUR/a

Tabelle 14: Jährliche Zusatzkosten je Region bei einem konventionellen Netzausbau im Jahr 2022

Für die nachfolgende Kostenwälzung wird vereinfachend angenommen, dass 85 % der Gesamtkosten der Hochspannung in die Mittelspannung sowie 55 % der Gesamtkosten der Mittelspannung in die Niederspannung gewälzt werden. Diese unterstellten Faktoren für die jeweiligen Spannungsebenen sollen dabei Kostenstrukturen eines vor allem ländlich geprägten Verteilernetzbetreibers wiederspiegeln. Die resultierende Erhöhung der Netzentgelte für Kunden ohne registrierte Leistungsmessung ist in Abbildung 36 für alle Szenarien dargestellt.

Abbildung 36: Durchschnittlicher prozentualer Anstieg der Netzentgelte für Kunden ohne registrierte Leistungsmessung in der Niederspannung in 2022

Mit zunehmender Integration von Erneuerbaren Energien werden die Netzentgelte noch stärker regional differieren.
Die Abschätzung zeigt, dass der Investitionsbedarf einen Netzentgeltanstieg von bis zu 16 % bei Kunden ohne registrierende Leistungsmessung vor allem in den Regionen Nord und Ost bewirkt.
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D.3 Sensitivitätsanalysen Dieser Anstieg der Netzentgelte nimmt im Szenario „Bundesländer“ auf über 30 % in Nord- bzw. Ostdeutschland zu. Der Anstieg der Netzentgelte für Kunden ohne registrierende Leistungsmessung fällt am geringsten in der Region West aus (kleiner 5 %).

D.3 D.3.1

Sensitivitätsanalysen Erhöhung der Planungssicherheit

Ein Verteilernetzbetreiber plant sein Netz unter großen Unsicherheiten. Der Zubau an EE-Anlagen ist im Voraus nicht bekannt und kann sich schnell und tiefgreifend ändern. Teilweise wird von Netzbetreibern eine zeitnahe Netzerweiterung gefordert, um EE-Anlagen anzuschließen. Diskrete Investitionsentscheidungen führen zu nicht kontinuierlichen Veränderungen der Netzkapazität, welche damit nicht exakt den Transportbedürfnissen angepasst werden können, sondern eine teilweise und temporäre „Überdimensionierung“ erfordern. Im Rahmen dieser Sensitivität wird untersucht, ob weniger Netzausbau notwendig ist, wenn der Betrachtungszeitraum zur Planung von 5 bzw. 10 Jahren auf 20 Jahre erhöht wird. Bei der bisherigen Planung wurden die Stützjahre 2017 und 2022 sowie das Jahr 2032 zugrunde gelegt. Es wurde dabei unterstellt, dass der Netzbetreiber zunächst alle erforderlichen Investitionen zur Erfüllung seiner Aufgaben in 2017 durchführt. Dann ergänzt er weitere Netzausbaumaßnahmen zur Erfüllung seiner Transportaufgaben im Jahr 2022. Schließlich investiert er ein drittes Mal, um den Anforderungen bis 2032 gerecht zu werden. Durch diese schrittweise diskreten Investitionsentscheidungen können ineffiziente Entscheidungen getroffen werden. Es soll untersucht werden, ob Netzausbaumaßnahmen eingespart werden können, wenn der Netzausbau direkt auf die Anforderungen im Jahr 2032 optimiert wird – natürlich auch weiterhin unter Einhaltung der Anforderungen in den Stützjahren. In der Abbildung 37 wird dazu der technische Netzausbaubedarf für die Niederspannungsebene bei Prognosen bezüglich der Betrachtungszeiträume von 5 bzw. 10 gegenüber 20 Jahren miteinander verglichen. Dieser Vergleich ist für das Szenario „NEP“ dargestellt. In den Szenarien „EEG 2014“ und „Bundesländer“ zeigen sich vergleichbare Wirkungszusammenhänge. Der Vergleich mit der Referenzrechnung, d. h. der konventionellen Netzausbauvariante mit einem Planungshorizont von fünf bzw. zehn Jahren, verdeutlicht, dass der Netzausbaubedarf in der Niederspannungsebene um 4,5 % verringert werden kann. Dieser Gewinn kann auf die vorwiegende Strahlennetzstruktur in der Niederspannungsebene zurückgeführt werden. Diskrete Zubauentscheidungen können hier zu einer Überdimensionierung des Niederspannungsnetzes führen, die bei erhöhter Prognosesicherheit, also einem längeren sicheren Prognosezeitraum, nicht auftritt. Die Einsparmöglichkeiten in der Niederspannungsebene fallen damit insgesamt moderat aus.

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55 55

D.3 Sensitivitätsanalysen

80.000

∑ 70.048

- 4,5%
∑ 66.888

Ausbaubedarf Leitungen

km 60.000

∑ 46.064

40.000 ∑ 21.661 20.000

0

2012 2013

2017

2022

2032

2012 2013

2017

2022

2032

Planung mit 5-10-Jahreshorizont Referenz 2012 --2017 2013 2017 2017 2018 - 2022

Planung mit 20-Jahreshorizont mit Planungssicherheit 2022 - 2032 2023 - 2032
2013 2032 2012 -- 2032

Abbildung 37: Reduzierter Netzausbaubedarf Niederspannungsebene (Szenario „NEP“)

durch

zusätzliche

Prognosesicherheit

in

der

In der Mittelspannungsebene kann ebenfalls der Netzausbaubedarf durch eine höhere Prognosesicherheit des Entwicklungspfades Erneuerbarer Energien reduziert werden. Durch die „sichere“ Kenntnis des Entwicklungspfades der Erneuerbaren Energien für den gesamten Betrachtungszeitraum kann der Netzausbaubedarf in der Mittelspannung um ca. 16 % gesenkt werden. Die Verlängerung des „sicheren“ Prognosezeitraums auf 20 Jahre führt beim Netzausbaubedarf in der Hochspannung zur höchsten Einsparung. Dies ist in Abbildung 38 dargestellt.
12.500
∑ 12.759

-25%
∑ 9.582

Ausbaubedarf Leitungen

km 10.000
7.500 5.000 2.500 0 ∑ 4.185

∑ 7.831

2013 2012

2017

2022

2032

2013 2012

2017

2022

2032

Planung mit 5-10-Jahreshorizont Referenz 2012 --2017 2013 2017 2017 --2022 2018 2022

Planung mit 20-Jahreshorizont mit Planungssicherheit 2022 - 2032 2023 - 2032 2012 --2032 2013 2032

Abbildung 38: Reduzierter Netzausbaubedarf Hochspannungsebene im (Szenario „NEP“)

durch

zusätzliche

Prognosesicherheit

in

der

Eine höhere Verlässlichkeit des EE-Zubaus, die zu einer Reduktion von „kurzfristig“ optimierten diskreten Zubaumaßnahmen führt, kann den Netzausbaubedarf vor allem im Hochspannungsnetz signifikant reduzieren.
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D.3 Sensitivitätsanalysen In der Hochspannung kann der Ausbaubedarf um rund 25 % gesenkt werden. Diskrete Ausbaumaßnahmen sind in der Hochspannungsebene mit besonders hohen Kosten verbunden, so dass das Einsparpotenzial durch eine erhöhte Prognosesicherheit besonders hoch ist. In Kombination mit dem weiter unten beschriebenen Erzeugungsmanagement in der Netzplanung beträgt das Einsparpotential infolge langer Planungshorizonte rund 20,5 %. Investitionsentscheidungen, die auf einen langfristig optimierten Netzausbau ausgelegt sind, führen zu einem sinkenden kumulierten Investitionsvolumen über den gesamten Betrachtungszeitraum. Kurzfristig können dadurch aber technische Überdimensionierungen im Netz entstehen, da diese Investitionen bereits auf die langfristige Netzentwicklung ausgelegt sind. Die sofortige Durchführung aller Investitionsmaßnahmen bis zum Jahr 2032 ist nicht zu empfehlen, da die kumulierten jährlichen Zusatzkosten für den Betrachtungsraum gegenüber einer Planung mit 5-10-Jahreshorizont deutlich höher wären. Da der genaue Zeitpunkt der vorzeitigen Investitionen netzspezifisch ist, muss sichergestellt werden, dass das Regulierungssystem diese kurzfristigen Überdimensionierungen unter Berücksichtigung der langfristigen Entwicklung ausreichend berücksichtigt und bewertet. Denn im Vergleich zu einem höheren, aber gestreckten Investitionsvolumen wie bei einer Planung mit 5-10-Jahreshorizont muss sichergestellt sein, dass die kumulierten jährlichen Zusatzkosten durch den verlängerten Planungshorizont reduziert werden können. Eine sichere Vorhersage des EE-Zubaus über 20 Jahre ist in der Praxis nicht möglich. Weitere Analysen haben ergeben, dass bereits jegliche Erhöhung der Verlässlichkeit des EE-Zubaus zu Einsparungen beim Netzausbau – und insbesondere in der Hochspannungsebene führt.

D.3.2
D.3.2.1

Regionale und technologische Ausprägung des EE-Zubaus
Festlegung der Szenarien

Im Rahmen der Studie wurden zwei weitere EE-Zubauszenarien mit regional und technologisch unterschiedlichem EE-Zubau untersucht, um die Auswirkung der Ausprägung von EE-Zubau auf den Netzausbau zu bewerten. ■ Szenario „Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten“ ■ Szenario „Skaliertes Bundesländerszenario“ In beiden Szenarien wird berücksichtigt, dass der gleiche Anteil der Stromerzeugung aus EE-Anlagen an der Bruttostromnachfrage sichergestellt ist. Es werden sowohl technologieabhängige (PV- und Windkraftanlagen) als auch standortabhängige Volllaststunden berücksichtigt. Daher ergeben sich unterschiedliche installierte Leistungen in den Szenarien. Ergänzende Informationen zur Bestimmung und Festlegung der Szenarien finden sich im Anhang 5. Die Wahl der EE-Technologie wird im Szenario „Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten“ durch die Stromgestehungskosten bestimmt. Dazu werden durch das Fraunhofer-Institut prognostizierten Kosten zugrunde gelegt23. Zusätzlich wird davon

23

Vgl. Fraunhofer ISE, 2013: Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien, Freiburg.
57 57

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D.3 Sensitivitätsanalysen ausgegangen, dass ein hoher Kostendruck zusätzliche Kosteneinsparpotentiale vor allem für PV-Anlagen ermöglicht und ab 2020 zu einer Kostenparität von Wind an Land und PV führt. Das tatsächliche Flächenpotenzial verschiedener Technologien wird in den jeweiligen Regionen bewertet und überprüft, ob ausreichend Standorte zur Verfügung stehen. Dazu wird zunächst das realisierbare Potenzial ermittelt. Dieses ist entsprechend der Systemtheorie die Schnittmenge des theoretischen, technischen, ökologischen sowie ökonomischen Potenzials. Durch die Korrektur des realisierbaren Potenzials um die Flächen, die bereits für den Einsatz von Erneuerbaren Energien genutzt werden, ergibt sich das noch zur Verfügung stehende tatsächliche Potenzial (siehe für weitere Erläuterungen Anhang 4). Hierbei ist zu beachten, dass das Szenario „Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten“ eine Extremwertbetrachtung bzgl. des Flächenpotenzials darstellt. Denn die identifizierten Flächenpotenziale sind nicht durch mögliche Akzeptanzherausforderungen oder regional festgelegte ausgewiesene Nutzungsflächen reduziert worden. Die EE-Technologieauswahl im Szenario „Skaliertes Bundesländerszenario“ richtet sich nach dem politisch angestrebten Ausbauverhältnis und nicht nach den Stromgestehungskosten. Die EE-Technologieauswahl ist durch das bereits weiter oben analysierte Szenario „Bundesländer“ vorgegeben. In der Abbildung 39 werden die installierten Leistungen der Erneuerbaren Energien für die Szenarien „Skaliertes Bundesländerszenario“ und „Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten“ den bereits erwähnten Szenarien gegenüber gestellt.
180,0 160,0

GW
6,8 6,0 8,0 54,0 6,8 5,3 61,4 71,8 48,0 84,0 84,2 98,2

140,0
120,0 100,0 80,0 60,0 40,0 20,0 -

5,3

49,4
24,2
„Kostengünst. EE“ „Ausschreibung“

52,0

64,7

42,9

„Skalierte BL“

2022 Windkraftanlagen Photovoltaikanlagen

2032 Biomasseanlagen Sonstiges

Abbildung 39: EE-Zubau in den beiden alternativen Szenarien im Vergleich zum Szenario „EEG 2014“

„Kostengünst. EE“ „Ausschreibung“
58 58

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„Skaliertes BL“ „Skalierte BL“

„EEG 2014“

„EEG 2014“ „EEG 2014“

„Skaliertes BL“

„EEG 2014“

D.3 Sensitivitätsanalysen

Das Szenario „Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten“ führt aufgrund des erhöhten Zubaus von Windkraftanlagen an Standorten mit hohen Volllaststunden zu einer geringeren installierten Leistung an EE-Anlagen bei gleicher Stromerzeugung.
Im Vergleich zum Szenario „EEG 2014“ ist das Verhältnis von Leistung an Windkraftanlagen zur Leistung an Photovoltaikanlagen im Szenario „Skaliertes Bundesländerszenario“ höher, da mehr Windkraftanlagen, insbesondere in Süddeutschland, zugebaut werden. Im Szenario „Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten“ steigt das Verhältnis noch weiter an, da mehr Windkraftanlagen auf Grund der geringeren durchschnittlichen Erzeugungskosten zugebaut werden. Allerdings werden dafür windreiche Standorte in Norddeutschland gewählt. Die notwendige Leistung zur Erreichung der politischen Ziele ist auf Grund der höheren Volllaststunden an windreichen Standorten in Szenario „Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten“ geringer. Eine entsprechende Veränderung des EE-Zubaus hätte auch eine deutliche Veränderung der regionalen Verteilung der EE-Anlagen zur Folge. In Abbildung 40 sind die installierten Leistungen an EE-Anlagen für die Regionen Nord, West, Ost und Süd für beide Szenarien angegeben.

„Kostengünst. EE“

„Kostengünst. EE“

„Kostengünst. EE“

„Kostengünst. EE“

„Skaliertes BL“

„Skaliertes BL“

„Skaliertes BL“

„Skaliertes BL“

Abbildung 40: Regionale Verteilung der installierten Leistung an EE-Anlagen für die Szenarien „Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten“ und „Skaliertes Bundesländerszenario“ im Vergleich zum Szenario „EEG 2014“

Dabei wird deutlich, dass durch den Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten die installierte Leistung an Windkraftanlagen in Norddeutschland deutlich ansteigen würde, während die installierte Leistung an Windkraftanlagen im Westen und Osten Deutschlands signifikant geringer ausfiele. Der Anteil der Leistung an Photovoltaikanlagen würde im Allgemeinen durch einen Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten sinken. Im Szenario „Skalierte BL“ steigt der Anteil der Windleistung im Süden Deutschlands auf Grund der Ziele der süddeutschen Bundesländer.

„EEG 2014“

„EEG 2014“

„EEG 2014“

„EEG 2014“

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59 59

D.3 Sensitivitätsanalysen

D.3.2.2

Netzausbaubedarf

Eine durch die beiden alternativen Szenarien verursachte starke Veränderung der horizontalen und vertikalen24 Allokation von EE-Anlagen hätte einen Einfluss auf den Netzausbaubedarf. Ein Vergleich des Netzausbaubedarfs in den alternativen Szenarien im Vergleich zum Szenario „EEG 2014“ ist in Abbildung 41 dargestellt.
250.000 120.000 100.000 GVA 80.000 60.000 100.000 50.000 40.000 20.000

km 200.000 150.000

0
Leitung Leitung Leitung Leitung Leitung Leitung Leitung Leitung Leitung

0

20132017

20182022

2023-2032

20132017

20182022

2023-2032

20132017

20182022

20232032

,,EEG 2014´´ „EEG 2014“

,,SkaliertesBL“ „Skaliertes BL´´

,,Ausschreibung´´ „Kostengünst. EE-Zubau“

NS

MS

HS

MS/NS

HS/MS

Abbildung 41: Vergleich des Netzausbaubedarfs in den beiden alternativen Szenarien im Vergleich zum Szenario „EEG 2014“

Insgesamt würde es durch einen Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten zu einem geringeren Netzausbaubedarf als im Szenario „EEG 2014“ kommen. Im Szenario „Skaliertes Bundesländerszenario“ ist ein höherer Netzausbaubedarf zu verzeichnen, der allerdings erst später einsetzt.

Ein Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten würde den Netzausbaubedarf in der Niederspannung bis 2022 fast vollständig vermeiden.
Im Folgenden wird der gegenüber dem Szenario „EEG 2014“ abweichende Netzausbau pro Spannungsebene und im Zeitverlauf dargestellt. Abbildung 42 stellt den veränderten Netzausbau in der Niederspannung dar.

24

Bedingt durch eine Verschiebung der Erzeugungstechnologien und damit verbundenen Netzanschlussebenen.
60 60

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Trafo

Trafo

Trafo

Trafo

Trafo

Trafo

Trafo

Trafo

Trafo

Ausbaubedarf Transformatoren

Ausbaubedarf Leitungen

D.3 Sensitivitätsanalysen
80.000 km 60.000 40.000 20.000 0

Ausbaubedarf Leitungen

Ausbaubedarf Leitungen

40.000 km 30.000 20.000 10.000 0 Nord Skaliertes BL West Ost Süd EEG 2014

2013-2017 2018-2022 2013-2032
Skaliertes BL
Kostengünst. Ausschreibung EE-Zubau

EEG 2014

Kostengünst. Ausschreibung EE-Zubau

Abbildung 42: Netzausbaubedarf in den beiden alternativen Szenarien in der Niederspannung bis zum Jahr 2032 im Vergleich zum Szenario „EEG 2014“

Abbildung 42 verdeutlicht, dass es zu einer wesentlichen zeitlichen Verschiebung des Netzausbaubedarfs in der Niederspannungsebene kommen würde und dieser deutlich geringer ausfiele. Erst ab dem Jahr 2022 würde eine Kostendegression bei der Produktion von Photovoltaikanlagen beim Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten zu einem Zubau von Photovoltaikleistung führen und damit Netzausbau zur Integration bedingen. Die regionale Darstellung verdeutlicht, dass das Szenario „Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten“ vor allem zu Einsparungen des Netzausbaubedarfs im Süden Deutschlands führen wird. Der Netzausbaubedarf im Szenario „Skaliertes Bundesländerszenario“ ist im Süden Deutschlands besonders hoch. Der zeitliche Verlauf des Netzausbaubedarfs und dessen regionale Verteilung in der Mittelspannungsebene ist in Abbildung 43 dargestellt.
120.000 30.000 20.000 km 10.000 0

Ausbaubedarf Leitungen

80.000 km
60.000 40.000 20.000 0

2013-2017 2013-2022 2013-2032
Skaiertes BL Kostengünst. Ausschreibung EE-Zubau EEG 2014

Ausbaubedarf Leitungen

100.000

Nord
Skaliertes BL

West

Ost

Süd
EEG 2014

Ausschreibung Kostengünst. EE-Zubau

Abbildung 43: Netzausbaubedarf in den beiden alternativen Szenarien in der Mittelspannung bis zum Jahr 2032 im Vergleich zum Szenario „EEG 2014“

Im Szenario „Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten“ fällt der Netzausbaubedarf in der Mittelspannungsebene ebenfalls geringer aus als im Vergleichsszenario „EEG 2014“. Grund dafür ist der zum einen geringere Zubau von Photovoltaikanlagenleistung und zum anderen der höhere Anteil der an die Hochspannungsebene angeschlossenen Windkraftanlagen. Durch diesen Effekt würde es im Szenario „Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten“ in der Mittelspannungsebene zu einem ausgeprägten Nord-Süd-Gefälle kommen. Im Szenario „Skaliertes Bundesländerszenario“ würde dagegen ein
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D.3 Sensitivitätsanalysen gleichmäßigerer Zubau in der Mittelspannungsebene stattfinden, allerdings auf einem deutlich höheren Niveau.

Im Falle eines Zubaus von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten würde das im Szenario „EEG 2014“ konstatierte Nord-Süd-Gefälle beim Netzausbau in der Hochspannungsebene weiter verstärkt.
Das Nord-Süd Gefälle des Netzausbaubedarfs in der Hochspannungsebene würde durch einen Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten verstärkt werden. Durch den Zubau von Windkraftanlagen insbesondere im Norden Deutschlands an windreichen Standorten mit geringen durchschnittlichen Erzeugungskosten würde dort der Netzausbaubedarf sehr stark ansteigen. Abbildung 44 zeigt den Netzausbaubedarf in der Hochspannungsebene.
Ausbaubedarf Leitungen Ausbaubedarf Leitungen
20.000 km 15.000 10.000 5.000 0 12.000

km 8.000
4.000 0

2013-2017 2013-2022 2013-2032
Skaliertes BL Kostengünst. Ausschreibung EE-Zubau EEG 2014

Nord
Skaliertes BL

West

Ost

Süd
EEG 2014

Kostengünst. Ausschreibung EE-Zubau

Abbildung 44: Netzausbaubedarf in den beiden alternativen Szenarien in der Hochspannung bis zum Jahr 2032 im Vergleich zum Szenario „EEG 2014“

Der Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten würde zu einer Entlastung der Verteilernetze und zu einer Belastung des Übertragungsnetzes führen.
Wie oben bereits begründet, würden in beiden Szenarien durch die vermehrte Nutzung von Windkraftanlagen eine insgesamt geringere installierte Leistung an EE-Anlagen in das Verteilernetz integriert werden. Darüber hinaus würden durch die geringeren Leistungen in West- und Ostdeutschland vorhandene Kapazitäten in diesem Bereich besser ausgenutzt werden. Dies würde im Szenario „Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten“ zu Einsparungen im Netzausbau in der Hochspannungsebene relativ zum energetisch vergleichbaren Szenario „Skaliertes Bundesländerszenario“ führen.

Netzausbaubedarf ist stark von der regionalen und technologischen Ausprägung des EE-Zubaus abhängig.
Die Entlastung des Verteilernetzes geht mit einer höheren Belastung des Übertragungsnetzes einher. Durch die regionale Konzentration des Zubaus an Windkraftanlagen im Norden Deutschlands beim Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten würde der Transportbedarf vom Norden in den Süden Deutschlands sehr stark ansteigen, da Erzeugungs- und Lastzentren noch stärker auseinanderfallen. Im Vergleich zum Szenario „EEG 2014“ entlastet dagegen das Szenario „Skaliertes Bundesländerszenario“ das Übertragungsnetz, da durch mehr Leistung in Süddeutschland der Nord-Süd Lastfluss, welcher wesentlich Netzausbau verursacht, abgeschwächt wird.
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D.4 Zwischenfazit zum konventionellen Netzausbau

D.4

Zwischenfazit zum konventionellen Netzausbau

■ Der Netzausbaubedarf in deutschen Verteilernetzen ist nicht gleich verteilt, sondern konzentriert sich sehr regional. In nur wenigen Netzen (8 % der 500.000 Niederspannungsnetze bzw. 39 % der 4.500 Mittelspannungsnetze) ist Netzausbau notwendig. ■ Der spezifische Ausbaubedarf ist in der Mittelspannungsebene am höchsten und kann je nach Modellnetzklasse zu einer durchschnittlichen Erweiterung der Mittelspannungsnetze um bis zu 70 % führen. ■ Dabei ist ein hoher Anteil der Netzbetreiber vom Netzausbau betroffen (35 % der Niederspannungsnetzbetreiber bzw. 64 % der Mittelspannungsnetzbetreiber), allerdings nur in einem Teilbereichen ihrer Netze. ■ Bis zum Jahr 2032 müssen im Szenario „EEG 2014“ 131.000 km Leitungslänge und 48.000 MVA Transformatorkapazität zusätzlich gebaut werden. Davon entfallen 50.393 km auf die Nieder-, 70.104 km auf die Mittel- und 10.820 km auf die Hochspannung. ■ Es besteht bis 2032 ein kumulierter Investitionsbedarf von 23,2 Mrd. EUR (Szenario „EEG 2014“) in allen Spannungsebenen deutscher Verteilernetze, davon fallen 70 % (15,4 Mrd. EUR) bis 2022 an. ■ Die jährlichen Zusatzkosten steigen bis zum Jahr 2032 auf knapp 1,8 Mrd. EUR. Über 75 % des Kostenanstiegs wird bereits bis zum Jahr 2022 stattfinden, wenn die jährlichen Zusatzkosten auf ca. 1,2 Mrd. EUR gestiegen sein werden. ■ In den Regionen Nord- und Ostdeutschland werden Netzentgeltanstiege in der Niederspannung von ca. 17 % zu erwarten sein. Süddeutschland (10 %) und Westdeutschland (4 %) sind hingegen weniger stark betroffen. ■ Netzausbaubedarf ist stark von der regionalen und technologischen Ausprägung des EE-Zubaus abhängig.

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63 63

E.1 Übersicht

E
E.1

Reduzierter Netzausbau durch Nutzung innovativer Planungskonzepte und intelligenter Technologien
Übersicht

Um den zukünftigen Anforderungen der Integration Erneuerbarer Energien in die deutschen Verteilernetze gerecht zu werden, bieten sich unterschiedliche Lösungsansätze an. Das Ziel der Studie ist es, diese Lösungsansätze objektiv und umfassend zu identifizieren und zu bewerten, um damit der politischen Entscheidung bzgl. der Weiterentwicklung des energiewirtschaftlichen Rechtsrahmens zur Verfolgung von gesamtwirtschaftlichen Lösungsansätzen eine fundierte Grundlage anzubieten. In Kapitel D wurde bereits der notwendige Netzausbau bei konventioneller Planungs- und Betriebspraxis diskutiert. Im Folgenden soll analysiert werden, inwieweit durch die Anwendung innovativer Planungskonzepte sowie der Nutzung intelligenter Technologien Netzausbaumaßnahmen eingespart und eine gesamtwirtschaftliche günstigere Lösung zur Integration von EE-Anlagen gefunden werden können. Die betrachteten Lösungsansätze sind in Abbildung 45 dargestellt.

Konventionelle Planungspraxis

Intelligente Netztechnologien

Erzeugungsmanagement

Netzausbau und Zusatzkosten

Lastmanagement

Blindleistungsmanagement

Abbildung 45: Betrachtete Lösungsansätze zur Integration Erneuerbarer Energien in Verteilernetze

Für jeden der vier weiteren dargestellten Lösungsansätze werden die Höhe des notwendigen Netzausbaus sowie die Zusatzkosten durch intelligente Technologien bestimmt. Die Kosten intelligenter Technologien umfassen dabei die erforderlichen Kosten zum Messen und Steuern von Erzeugungs- und Verbrauchseinrichtungen sowie von Betriebsmitteln des Netzes. ■ Erzeugungsmanagement in der Netzplanung

In der Netzausbauplanung wird die gezielte Abregelung der Einspeisungen aus Erneuerbaren Energien-Anlagen für wenige Stunden des Jahres zugelassen, um eine auf 100 % der Einspeiseleistung – und damit auf sehr selten auftretenden Belastungsspitzen – dimensionierte Netzauslegung zu vermeiden.
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E.2 Erzeugungsmanagement in der Netzplanung

■ Blindleistungsmanagement in der Netzplanung

Die Bereitstellung von Blindleistung durch dezentrale Erzeugungsanlagen wird gegenüber den in heutigen Regularien festgelegten Grenzen erweitert. In der Netzausbauplanung wird die gezielte Beeinflussung von Lasten für wenige Stunden des Jahres zugelassen, um die Einspeisung von EE-Anlagen zu kompensieren. Intelligente Netztechnologien, d.h. regelbare Ortsnetztransformatoren, Spannungslängsregler und Hochtemperaturleiterseile, kommen umfänglich zum Einsatz.

■ Lastmanagement in der Netzplanung

■ Intelligente Netztechnologien

Zunächst wird jeder Lösungsansatz einzeln analysiert. Anschließend wird untersucht, inwieweit eine Kombination der Maßnahmen zu weiteren Einsparungen führen kann.

E.2 E.2.1

Erzeugungsmanagement in der Netzplanung Abgrenzung zwischen Erzeugungsmanagement in der Netzplanung und im Netzbetrieb

Bereits heute wird Erzeugungsmanagement nach den üblichen Sicherheitsregelungen des EnWG und des EEG (bspw. § 14 EEG 2014) durchgeführt. Dieses Erzeugungsmanagement im Netzbetrieb dient der Gewährleistung der Systemsicherheit und ist kein Planungsgrundsatz. Notwendig sind diese Maßnahmen, da der Zubau von Leistung an EE-Anlagen schneller voranschreitet als der Netzausbau. Für den Netzbetreiber gilt weiterhin eine Ausbaupflicht nach § 12 EEG 2014. Er ist verpflichtet, Strom aus EE-Anlagen vorrangig einzuspeisen, im Netz anzuschließen und das Netz entsprechend auszubauen. Die betriebliche Umsetzung des heutigen Erzeugungsmanagements ist im Leitfaden der Bundesnetzagentur25 beschrieben. Davon abzugrenzen ist die Berücksichtigung eines Erzeugungsmanagements in der Netzplanung. Dabei wird bewusst die Dimensionierung auf eine maximale Einspeiseleistung aller fluktuierenden Einspeisungen wie Windkraft- und PV-Anlagen vermieden. Stattdessen wird eine gezielte Reduzierung der Einspeiseleistung von fluktuierenden Einspeisungen bereits als Planungsgrundsatz in der Netzauslegung berücksichtigt. Abbildung 46 zeigt exemplarisch die Jahresdauerlinie eines in der Mittelspannungsebene angeschlossenen Windparks und illustriert, dass die maximalen Einspeisungen nur sehr selten auftauchen. Die Dimensionierung eines Systems auf diese selten auftretenden Fälle wäre nicht optimal.

25

http://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutio nen/ErneuerbareEnergien/Einspeisemanagement/Leitfaden_2_1/LeitfadenEEG_Version2_1.pdf?__blob=public ationFile&v=3.
65 65

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E.2 Erzeugungsmanagement in der Netzplanung

Dauerlinie eingespeiste Leistung Windpark

12.000

Maximale Einspeisung (100 %) 80 % der maximalen Einspeisung

[MW] 10.000
8.000

60 % der maximalen Einspeisung

6.000

4.000
2.000

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000 8760

Stunden des Jahres
Abbildung 46: Jahresdauerlinie eines Windparks in Rheinhessen in Deutschland
26

Bei dezentralen Erzeugungsanlagen, die keine oder eine geringe Dargebotsabhängigkeit aufweisen, wie bspw. Biomasseanlagen, gilt dieser Zusammenhang nicht, denn die maximalen Einspeisungen tauchen sehr viel häufiger auf. Würde die Netzdimensionierung auf eine geringere als die maximale Leistung ausgelegt werden, so bestünde die Gefahr einer signifikanten Reduzierung des Anteils Erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung. Ein Maß für die Häufigkeit der maximalen Einspeisung stellen die Volllaststunden einer Anlage dar, welche in Abbildung 47 für verschiedene Typen von EE-Anlagen in Deutschland 2012 dargestellt sind.

Durchschn. Volllaststunden 2012

6.000 5.000 4.000 3.000 2.000 1.000

0

Windkraftanlagen

Photovoltaikanlagen
27

Biomasseanlagen

Abbildung 47: Volllaststunden der EE-Anlagen in Deutschland 2012

26

„Einsatzmöglichkeit einer NaS-Batterie für die Regenerativstromversorgung am Beispiel der Gemeinde Bruchmühlbach“, Institut für Innovation, Transfer und Beratung GmbH 2006. 27 http://windmonitor.iwes.fraunhofer.de/bilder/upload/Windenergie_Report_Deutschland_2012.pdf.
66 66

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E.2 Erzeugungsmanagement in der Netzplanung Deutlich ist zu erkennen, dass die Volllaststunden bei Photovoltaikanlagen und Windkraftanlagen im Vergleich zu Biomasseanlagen sehr niedrig sind. Daher wird ein Erzeugungsmanagement in der Netzplanung im Folgenden nur für Windkraft- und PV-Anlagen berücksichtigt.

E.2.2
E.2.2.1

Annahmen zur Simulation von Erzeugungsmanagement in der Netzplanung
Abbildung in der Netzausbausimulation

Erzeugungsmanagement in der Netzplanung wird durch eine Begrenzung der maximalen Einspeiseleistung von EE-Anlagen im auslegungsrelevanten Netznutzungsfall simuliert. Dabei werden alle Anlagen in Netzen, in denen Erzeugungsmanagement Netzausbau vermeiden oder verhindern kann, pro rata in der maximalen Einspeiseleistung reduziert. Diese Begrenzung der maximalen Einspeiseleistung im auslegungsrelevanten Netznutzungsfall ist unabhängig davon, ob eine dezentrale, zeitunabhängige Reduzierung (statisch) der maximalen Einspeiseleistung erfolgt oder eine ferngesteuerte, selektive Reduzierung der Einspeiseleistung durchgeführt wird.

E.2.2.2

Annahmen zur abgeregelten Energie

Die Menge der abgeregelten Energie wird auf Basis der Begrenzung der maximalen Einspeiseleistung im auslegungsrelevanten Netznutzungsfall analytisch bestimmt. Dazu werden in historischen Jahresverläufen der Einspeisung von EE-Anlagen alle Überschreitungen der maximalen Einspeisung betrachtet. Somit wird auch zu Zeitpunkten eine Reduzierung der Einspeisung von EE-Anlagen angenommen, in denen unter Umständen kein Netzengpass auftritt, so dass die Abschätzung der abgeregelten Energiemenge eine Obergrenze darstellt. Die Ersatzbeschaffung der abgeregelten Energiemenge wird mit 100 EUR/MWh bewertet. Dies entspricht einem EEG-Vergütungssatz im Betrachtungszeitraum und stellt somit sicher, dass die politischen Ziele des EE-Ausbaus durch die Abregelung der EE-Anlagen nicht gefährdet werden. Die grundsätzliche Vergütung der EE-Anlagen (i.S. § 19 EEG 2014) ist unabhängig von der durchgeführten Abregelung.

E.2.3
E.2.3.1

Informationstechnische Realisierung
Heutige Ausstattung von EE-Anlagen mit IKT

Bereits heute sind viele EE-Anlagen nach Vorgaben des EEG zur technischen Ausstattung (§ 9 EEG 2014) mit IKT ausgestattet. Demnach müssen alle EE-Anlagen mit einer installierten Leistung größer als 100 kW über eine technische Einrichtung zur ferngesteuerten Reduzierung der Einspeiseleistung und zur Abrufung der jeweiligen Ist-Einspeisung verfügen. Alle PV-Anlagen mit einer installierten Leistung von mindestens 30 kW und höchstens 100 kW müssen über eine Einrichtung zur ferngesteuerten Reduzierung der Einspeiseleistung verfügen. Für Anlagenbetreiber von PV-Anlagen mit einer installierten Leistung kleiner als 30 kW besteht ein Wahlrecht zwischen einer Ausstattung der PV-Anlage mit einer Einrichtung zur Reduzierung der Einspeiseleistung und einer Begrenzung der maximalen Wirkleistungseinspeisung am Verknüpfungspunkt von 70 % der installierten Leistung. Abbildung 48 verdeutlicht, dass somit nahezu alle Windkraftanlagen und rund 91 % der installierten Leistung von PV-Anlagen, die nach 2009 installiert wurden, fernsteuerbar sind. Für PV-Anlagen, die vor 2009 errichtet wurden, gilt die oben beschriebene Vorschrift nicht. Unter
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E.2 Erzeugungsmanagement in der Netzplanung Berücksichtigung von Bestandsanlagen ist nur die Hälfte der Leistung an PV-Anlagen mit IKT ausgestattet.

Windkraftanlagen Photovoltaikanlagen 0 5 10 15 20 25 30 [GW] 35

Installierte Leistung in Deutschland
nicht steuerbar (vor 2009 gebaut) nicht steuerbar (§ 9 EEG 2013 Abs. 2. Nummer 2) steuerbar steuerbar und messbar

Abbildung 48: Steuerbarkeit von Windkraft- und PV-Anlagen

28

Allerdings sind heute vielfach verwendete Rundsteuerempfänger nachteilig in Bezug auf Datensicherheit und Kommunikation, so dass diese nur bedingt für die Funktion des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung geeignet sind, was im Folgenden detailliert beschrieben wird.

E.2.3.2

Funktionen für das Erzeugungsmanagement

In diesem Kapitel werden die Funktionen dargestellt, die für die Umsetzung eines Erzeugungsmanagements nötig sind. Diese dienen der späteren Ableitung von notwendigen Komponenten und deren Kosten. Zur Untersuchung der informations- und kommunikationstechnischen Realisierung des Erzeugungsmanagements wurde das Smart Grid Architecture Model (SGAM) verwendet, das im Folgenden kurz vorgestellt wird. Das SGAM ist ein Ergebnis des EU M/490 Mandats an die technische Normung und wurde mit dem Ziel der Klassifikation, Verortung und Dokumentation neuer Smart Grid Technologien im Umfeld der technischen Normung und Regulierung entwickelt. Das SGAM dient vereinfacht gesprochen der Architekturentwicklung im Smart Grid mit dem Fokus auf verschiedene Organisationsebenen (vom Management bis zum Techniker/Programmierer) und soll u.a. helfen, Verantwortlichkeiten besser zuordnen zu können. Das SGAM wird auch außerhalb des ursprünglichen Einsatzbereichs „technische Normung“ genutzt und hat so mittlerweile vielfältige Anwendungszwecke29 wie etwa: ■ Die Dokumentation technischer Lösungen auf einer feingranularen Ebene zum Vergleich der Performance oder Kosten eine Technologievariante. ■ Die Dokumentation und Fortschreibung der Themenfelder zur technischen Standardisierung auf EU-Ebene.

28

Quelle: Consentec, Untersuchungen zur Notwendigkeit einer weitergehenden Systemsteuerung zur Einhaltung der Systembilanz, Berlin, 2013, Eigene Recherchen.
29

Vgl. auch H. Englert und M. Uslar: Europäisches Architekturmodell für Smart Grids – Methodik und Anwendung der Ergebnisse der Arbeitsgruppe „Referenzarchitektur“ des EU Normungsmandats M/490, VDE Kongress Stuttgart 2012, VDE Verlag Berlin, 2012.
68 68

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E.2 Erzeugungsmanagement in der Netzplanung ■ Das Aufdecken von Lücken in der technischen Normung durch Abbilden der Normungsfelder auf die einzelnen SGAM-Ebenen. ■ Die Entwicklung von technischen Architekturen für Versorger unter der Berücksichtigung funktionaler und nicht-funktionaler Anforderungen wie etwa der Informationssicherheit. ■ Die Abbildung von eigenen Technologieportfolios und denen von Dritten wie etwa Wettbewerbern. ■ Die Analyse des IST-Zustands einer Architektur und die Dokumentation eines Soll-Zustands mit dem dazugehörigen Migrationspfad. Innerhalb dieser Studie liegt der Fokus dabei auf der technischen Dokumentation der IKTLösungen aus netzdienlicher Sicht mit dem Zweck der anschließenden wirtschaftlichen Bewertung. Das SGAM wurde sowohl aus Gründen der Transparenz als auch zur Darstellung und Kommunikation der Ergebnisse ausgewählt. Im Anhang 1 finden sich die in der Studie erstellten Modelle der Technologieoptionen für das dynamische Erzeugungsmanagement, den rONT sowie den Spannungslängsregler, jeweils für die verschiedenen Ebenen des SGAM aufbereitet. Aus Gründen der Übersichtlichkeit wird im Hauptteil der Studie auf die detaillierte Darstellung des Erzeugungsmanagements im SGAM verzichtet und nur zusammenfassende Darstellungen auf ausgewählten SGAM-Ebenen genutzt, der Anhang bietet dem interessierten Leser jedoch vertiefende Informationen zur Nutzung des SGAM im Kontext der Herleitung von Kostendimensionen. Um die Wirksteuerung umsetzen zu können, sind neben der Messung und Verarbeitung der aktuellen Leistungswerte sowie der Umsetzung der Regelung je nach Ausgestaltungsvariante weitere Funktionen nötig. Diese Funktionen sind je nach Umsetzung das Erfassen von weiteren Netzmessdaten an Messgeräten des Netzbetreibers, das Empfangen und Verarbeiten von Messdaten im Leitsystem des Netzbetreibers, das Senden von Steuersignalen vom Leitsystem sowie das Empfangen der Steuersignale von der dezentralen Erzeugungsanlage. Abbildung 49 zeigt eine Übersicht der zum Erzeugungsmanagement zugehörigen Funktionen im SGAM. Die informations- und kommunikationstechnische Realisierung dieser Funktionen ist dabei unabhängig davon, ob lediglich Wirk- oder Blindleistung oder beide Leistungsarten geregelt werden sollen.

Abbildung 49: Funktionen für das Erzeugungsmanagement
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E.2 Erzeugungsmanagement in der Netzplanung Eine mögliche Ausgestaltungsvariante des Erzeugungsmanagements ist die Vorgabe von Kennlinien. Eine Kennlinie beschreibt allgemein den Zusammenhang zwischen zwei physikalischen Größen. Bei der Vorgabe einer Kennlinie wird für eine physikalische Größe wie der Wirk- oder Blindleistung angegeben, welchen Wert diese in Anhängigkeit einer anderen Größe wie der Netzfrequenz oder Einspeiseleistung annehmen soll. Beispielsweise kann eine Kennlinie angeben, dass ab einer Frequenz von 50,2 Hz die Einspeiseleistung linear reduziert und ab 51,5 Hz auf null gesetzt (abgeschaltet) werden soll. Die Beschränkung der Einspeiseleistung auf beispielsweise maximal 70 % der installierten Leistung lässt sich ebenfalls über eine Kennlinie modellieren. Die Kennlinie kann dabei entweder automatisch an die Anlage übermittelt oder per Einstellung vor Ort an der Anlage parametriert werden. Anhand der an der Anlage gemessenen Wirk- und/oder Blindleistungswerte wird dann die mit der Kennlinie vorgegebene Regelung durchgeführt. Bei der Vorgabe von Kennlinien erfolgt für die Regelung an sich keine Kommunikation vom Netzbetreiber an die Anlage, sondern höchstens zur Übermittlung der Kennlinienparameter. Für die Regelung werden Einspeisewerte an der Anlage gemessen und die Regelung gemäß der Kennlinie kommunikationslos vor Ort umgesetzt. Eine andere Ausgestaltungsvariante ist die direkte Steuerung, bei der zunächst die Messdaten über ein Gateway an das zentrale Leitsystem kommuniziert und dort empfangen werden. Dieser Schritt wird nicht bei jeder direkt gesteuerten Anlage umgesetzt. Dafür kann der Netzbetreiber auch Messwerte von weiteren Messgeräten in seinem Netz in die Verarbeitung mit einbeziehen. In jedem Fall werden für die direkte Steuerung beim Netzbetreiber Messdaten verarbeitet und daraus gegebenenfalls ein Steuerungseingriff berechnet, der über ein Gateway an die Anlage kommuniziert wird. Das empfangene Steuersignal wird dann an der Anlage direkt umgesetzt. Kommunikationstechnisch werden für das Erzeugungsmanagement lediglich Kennlinien oder Steuersignale vom Verteilernetzbetreiber an die Erzeugungsanlage übermittelt. Als weitere Funktionen sind auch die Umsetzung der Steuerung beziehungsweise die Verarbeitung der Kennlinie an der Erzeugungsanlage sowie die Ermittlung der für die Regelung notwendigen Parameter im Leitsystem des Verteilernetzbetreibers zu berücksichtigen. Darüber hinaus erfolgt beim Erzeugungsmanagement immer eine Kommunikation zwischen mindestens zwei Akteuren: dem Leitsystem des Verteilernetzbetreibers und der dezentralen Anlage.

E.2.3.3

Ausstattung von EE-Anlagen mit IKT

Die gesamten Kosten der IKT Ausstattung sind von der Anzahl der am Erzeugungsmanagement teilnehmenden Anlagen abhängig. Abbildung 50 zeigt die Verteilung der Anlagengrößen von EE-Anlagen in Deutschland. Es wird deutlich, dass circa 48 % der EE-Anlagen in Deutschland kleiner sind als 7 kW. Diese stellen weniger als 10 % der installierten Leistung an EE-Anlagen dar. Die Kosten der Ausstattung mit IKT würden für kleine Anlagen einen wesentlichen Anteil an den Investitionskosten darstellen. Die Funktion des Erzeugungsmanagements kann auch durch eine statische zeitunabhängige Reduzierung der maximalen Einspeiseleistung ermöglicht werden. Daher wird in den Simulationen von einer Ausstattung kleiner Anlagen mit IKT abgesehen. Alle größeren Anlagen (> 7 kW) werden mit IKT zum Zwecke des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung ausgestattet.

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70 70

E.2 Erzeugungsmanagement in der Netzplanung
1.400.000

Anzahl nach EEG vergüteter Anlagen

1.200.000

1.000.000

800.000

600.000 48 % 400.000 90 %

200.000

0

Abbildung 50: Verteilung der Anlagengröße für EEG-Anlagen

E.2.3.4

Kosten der IKT-Ausstattung von EE-Anlagen

Die Kosten der netzdienlichen IKT, die im Rahmen dieser Studie betrachtet werden, sind nicht nur von ihrem Funktionsumfang abhängig, sondern auch von der für ihre Umsetzung notwendigen Software und Hardware sowie der umgesetzten Systemarchitektur. Hier spielen vor allem die Aspekte einer lokalen Regelung bzw. einer zentralen (entfernten) Regelung unter Verwendung von z.B. draht- oder funkbasierten Wide Area Network Verbindungen eine große Rolle. Eine Möglichkeit zur Visualisierung und Untersuchung dieser verschiedenen Architekturen ist das zuvor vorgestellte Smart Grid Architecture Model. Um die nötigen Funktionen für die Regelung der Wirk- und Blindleistung zu realisieren, sind mehrere Komponenten erforderlich. Hierzu gehört auf der Anlagenseite ein passender Wechselrichter, der verschiedene Stellmöglichkeiten für Wirk- und/oder Blindleistung erlaubt sowie – wenn vorgegeben – die aktuellen Einspeisewerte messen und übermitteln kann. Darüber hinaus wird eine Kontrolleinheit mit Gateway benötigt, die die Messdaten auf Anfrage an den Netzbetreiber senden sowie Steuersignale empfangen und verarbeiten kann. Die Funktionen der Kontrolleinheit mit Gateway können dabei auch durch das Smart Meter Gateway realisiert werden. Eine ausführliche Gegenüberstellung dieser zwei Alternativen erfolgt im nachfolgenden Kapitel. Weiter sind für die Realisierung des Erzeugungsmanagements eine Kommunikationsverbindung von der Anlage zum Leitsystem des Netzbetreibers und die passenden Backend-Systeme beim Netzbetreiber notwendig. Die detaillierte Darstellung des Erzeugungsmanagements mittels SGAM ist wiederum im Anhang 1 zu finden.

30

EEG-Anlagenregister 2012.
71 71

1 6 11 16 21 26 31 36 41 46 51 56 61 66 71 76 81 86 91 96 120 220 320 420 520 620 720 820 920 1020 1120 1220 1320 1420 1520 1620 1720 1820 1920 2020 2120 2220 2320 2420 2520 2620 2720

7

20 30

50

100

500

1000

1500

2000

Leistung [kW]
30

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E.2 Erzeugungsmanagement in der Netzplanung

Im Schnitt kostet die Integration einer Anlage in ein Erzeugungsmanagement 450 EUR pro Anlage.
Bisher wurden in Deutschland eigene Controller mit Gateway entwickelt und eingesetzt, die die gewünschten Anforderungen der Netzbetreiber erfüllen; Erzeugungsmanagement gehörte bisher nicht zum Anwendungsbereich von Smart Metern, wodurch es ihnen aktuell an technischen Vorgaben und Standards im Anwendungsfeld Steuerung der Wirk- und Blindleistung von dezentralen Erzeugungsanlagen mangelt. Die Kommunikation vom Leitsystem des Netzbetreibers zur dezentralen Anlage kann über eine Kommunikationsleitung erfolgen, die bei einem Telekommunikationsanbieter angemietet wird. Die Kosten für die Backend-Integration können individuell je Netzbetreiber sehr stark auseinander gehen. Manche Netzbetreiber verfügen bereits heute über die nötigen IT-Systeme, um die Einspeiseleistung von EE-Anlagen bei Netzüberlastung ferngesteuert reduzieren zu können. Andere hingegen müssten hier stark investieren. Studien zum Smart-Meter-Rollout geben hier Investitionskosten von bis zu 2 Millionen EUR31 bzw. 1,7 Millionen EUR32 für einen einzelnen Netzbetreiber an, wobei diese IT-Systeme dann auch zusätzliche Funktionen für den Einsatz intelligenter Messsysteme realisieren. Zum einen können Netzbetreiber, die bereits heute Engpässe haben, zumindest als kurzfristige Lösung bereits die ferngesteuerte Reduzierung von EE-Einspeisung nutzen. Zum anderen werden bei Neuanschaffung der nötigen Systeme auch weitere Funktionen im Smart-Metering-Bereich durch die Backend-IT-Systeme erschlossen. Da die Backend-Kosten entsprechend sehr stark abhängig von bereits vorhandenen (Teil-)Lösungen und somit individuell und inhomogen je Netzbetreiber sind, fließen sie in die Berechnung der Kosten eines Erzeugungsmanagements in der Netzplanung nicht mit ein. Anhand von Expertenbefragungen bei OEMs und Netzbetreibern konnten die in Tabelle 15 dargestellten gemittelten Kosten für die informationstechnische Realisierung des Erzeugungsmanagements ermittelt werden, die in die Ermittlung der Gesamtkosten in dieser Studie eingehen. So ergab die Expertenbefragung und interne Recherche beispielsweise, dass aktuell entwickelte Controller für das Erzeugungsmanagement eine Preisspanne von 350 EUR bis 750 EUR haben. Der Preis ist dabei abhängig vom Funktionsumfang des Controllers. Andere Lösungen wie die Fernsteuerung über Rundsteuerempfänger haben eine Preisspanne von 200 EUR bis 500 EUR, bei dieser Lösung ist jedoch beispielsweise nur eine unidirektionale Kommunikation möglich. Im Einzelfall können bei allen Lösungen zusätzlich Nachrüstkosten auf Seiten des Wechselrichters anfallen. Insgesamt und unter Berücksichtigung von Skaleneffekten wurde ein Durchschnittspreis von 450 EUR je Anlage33 angenommen, der gerade auch für eine Abschätzung der zukünftigen Kosten eine obere Grenze darstellt. Um eine sichere Abschätzung nach oben zu gewährleisten, werden die 450 EUR für jede Anlage berechnet, die ferngesteuert am Erzeugungsmanagement teilnehmen soll. Die Betriebskosten werden vor allem durch die Kosten für die Kommunikationsverbindung beeinflusst. Bei Anmietung einer Kommunikationsverbindung für 2 EUR im Monat sind dies 24 EUR im Jahr. Die zusätzlichen Kosten für Instandhaltung und Verwaltung sind sehr gering, sodass ein

31 32

Ernst & Young, 2013: Kosten-Nutzen-Analyse für einen flächendeckenden Einsatz intelligenter Zähler. Deutsche Energie-Agentur (dena), 2014: Einführung von Smart Metern in Deutschland. 33 Eine Anlage umfasst dabei alle an einem Netzanschlusspunkt angeschlossenen Generatoren/Module.
72 72

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E.2 Erzeugungsmanagement in der Netzplanung Betrag von jährlich 30 EUR als Betriebskosten je Anlage angenommen wurde. Smart-MeteringStudien34 geben weitaus höhere Betriebskosten im Bereich von 100 EUR für ein intelligentes Messsystem an, hier entfällt jedoch ein sehr großer Teil der Betriebskosten auf den personellen Mehraufwand für den Messstellenbetrieb.
Komponente Controller Smart Meter Gateway Kommunikation
35

Kosten 450 EUR 195 – 265 EUR 30 EUR

Einheit Anschaffung und Einbau einmalig je Anlage Anschaffung und Einbau einmalig je Anlage Jährlich je Anlage

Abschreibungsdauer 20 Jahre 13 Jahre

Tabelle 15: Annahmen der Kosten für Komponenten für das Erzeugungsmanagement (Quelle: Interne Recherche, Expertenbefragung)

E.2.3.5

Auswahl der informations- und kommunikationstechnischen Realisierung

Im vorigen Kapitel wurden sowohl die Kosten für aktuell im Einsatz befindliche Gateways mit Controller als auch für das Smart Meter Gateway (SMGW) aufgeführt. Um eine obere Grenze für die Kostenabschätzung zu erhalten, wird mit den höheren Kosten für den Controller gerechnet. Es sollen an dieser Stelle jedoch beide Lösungen gegenüber gestellt werden. Die bisher eingesetzten Controller sind speziell für das Erzeugungsmanagement ausgelegt. Ihre Kommunikationsschnittstellen sind entsprechend standardkonform und erfüllen die an sie gestellten technischen Anforderungen. Bei einem Rollout von Smart Metern in der Ausbaustufe des intelligenten Messsystems führt ihr Einsatz jedoch zu einer parallelen Infrastruktur neben dem Smart Meter und seinem Gateway als intelligentes Messsystem. In der Technischen Richtlinie TR 0310936 sind die Interoperabilität und Sicherheitsanforderungen für das Smart Meter Gateway spezifiziert, wodurch dessen Einsatz für das Erzeugungsmanagement entsprechende Sicherheit gewährleistet. Hierzu zählt unter anderem die Verschlüsselung bei der Datenübertragung mit Hilfe von der Transport Layer Security (TLS). Darüber hinaus werden die Smart Meter Gateways bei einem Rollout automatisch an dezentralen Erzeugungsanlagen vorhanden sein. Anforderungen an die Verfügbarkeit des Smart Meter Gateway zur Realisierung von Erzeugungsmanagementmaßnahmen werden aktuell feinspezifiziert. Gleiches gilt für technische Anforderungen, mit denen eine Mindestanzahl an Geräten festlegt wird, die an das Smart Meter Gateway angeschlossen werden können.

34 35

Vgl. Deutsche Energie-Agentur (dena), 2014: Einführung von Smart Metern in Deutschland. Angaben gemäß Ernst & Young, 2013: Kosten-Nutzen-Analyse für einen flächendeckenden Einsatz intelligenter Zähler. 36 https://www.bsi.bund.de/DE/Themen/SmartMeter/TechnRichtlinie/TR_node.html.
73 73

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E.2 Erzeugungsmanagement in der Netzplanung

Abbildung 51: Erzeugungsmanagement über eine parallele Infrastruktur (links) oder das SMGW (rechts)

Ein weiterer funktionaler Aspekt des Smart Meter Gateway ist die Eigenschaft, dass eine Kommunikationsverbindung nach außen aus Gründen der Sicherheit vom SMGW aus initialisiert werden muss. Das CLS-Interface (Controllable Local System) ermöglicht einen Fernzugriff auf regelbare Erzeuger, da das Erzeugungsmanagement jedoch nur in Ausnahmesituationen erfolgt, muss die Kommunikationsverbindung vom Verteilernetzbetreiber über das SMGW an die Anlage im Bedarfsfall erst aufgebaut werden. Da der Verteilernetzbetreiber diese Verbindung jedoch nicht initialisieren kann, muss er beim Smart Meter Gateway Administrator den Aufbau der Verbindung anfordern, bevor diese anschließend durch das SMGW initialisiert wird. Beide technologischen Ansätze stellen eine mögliche Lösung für ein technisches Erzeugungsmanagement unter verschiedenen Schutzzielen (Verfügbarkeit und Sicherheit) dar, haben aber aktuell noch unterschiedliche technische Reifegrade und Verbreitung. Die bisherigen Lösungen für das Erzeugungsmanagement sind seit 2006 in Form der Normung der IEC 61850-7420 zur Kommunikation mit dezentralen Erzeugern in Demoprojekten und verschiedenen Projekten und Initiativen wie VHP-Ready37 vorangetrieben worden. Produkte von namhaften Herstellern sind bereits im Einsatz. Die bisherigen Lösungen umfassen jedoch keinerlei gemeinsame Kommunikationsinfrastruktur bzgl. der Gewerke und führen zumeist dazu, dass parallele Kommunikationsverbindungen zu den Erzeugern in den Haushalten mittels Technologien wie etwa Open VPN aufgebaut werden.

Mit einer Etablierung der intelligenten Messsysteme steht eine noch mit der Normung zu koordinierende Lösung zur Verfügung.

37

http://www.vattenfall.de/de/vhp-ready.htm.
74 74

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E.2 Erzeugungsmanagement in der Netzplanung

E.2.3.6

Vorgehen zur Standardisierung und Normung

Ein Erzeugungsmanagement über das Smart Meter Gateway wurde im Kontext der intelligenten Messsysteme mit dem Fokus Sicherheit entwickelt und kann Verwendung finden. Hierzu sind aus Sicht der Gutachter in der Normung noch verschiedene Aspekte zu koordinieren, um funktional und interoperabel beide Lösungen zusammenzuführen. Auf Grundlage der bisherigen Gremienbeschlüsse in der DKE und den E-Mail-Korrespondenzen zum Thema Normung und Feinspezifikation der HAN-Schnittstelle wurde Folgendes vorgeschlagen:

„Bei der DKE werden zwei neue Arbeitskreise eingerichtet: 1) AK 461.0.144 zum Thema „IF_GW_CON“ und „IF_GW_SRV“ 2) AK 716.0.2 zum Thema „IF_GW_CLS“ Der AK 716.0.1 („Informationssicherheit für Smart Home & Building“) hat auf seiner Sitzung am 18.3.2014 diesem Vorgehen zugestimmt. Die Abfrage im AK 461.0.14 läuft derzeit. Zudem ist eine Verzahnung mit den FNN Aktivitäten („ET Steuerbox / PG Steuerungs- und Kommunikationsschnittstelle“) erforderlich. Die Einbeziehung von K 261 und K 952 ist zu prüfen. Auf diese Weise wird gewährleistet, dass die Interessen aller Beteiligten bei DKE und FNN unter dem Dach des VDE berücksichtigt werden, ebenso wie die Belange von BSI und PTB, die beide bereits in den diversen Gremien involviert sind. Die Arbeiten in den Gremien ist sinnvollerweise mit der Versionierung der BSI TR-03109 und PRB A50.8 abzustimmen, um damit nicht im Widerspruch zu stehen. Als zentrales Gemeinschaftsgremium wird zusätzlich eine neue Task Force „HANInterface STD_1000.4.1“ etabliert, in der alle relevanten Kreise gleichberechtigt vertreten sind. Hier soll der notwendige Informationsaustausch zwischen allen Stakeholdern bedarfsorientiert stattfinden, um Doppelarbeit zu vermeiden und die Berücksichtigung aller Interessen zu gewährleisten. Ebenso soll für Konfliktfreiheit zwischen den Scopes der unterschiedlichen Arbeitsgruppen gesorgt werden. Weiterhin besteht der Wunsch, dass diese Task Force von jenen Personen besetzt wird, die direkt in die Arbeiten involviert sind und die Arbeitsergebnisse in konkrete Produkte umsetzen müssen.“
Durch dieses Vorgehen der relevanten Stakeholder, im Besonderen auch des FNN bzgl. der Nutzung des SMGW in netzdienlicher Weise38 in der Normung, ist eine harmonisierte, standardkonforme, kosteneffiziente und sichere Lösung für die Zukunft zu erwarten. Im Rahmen dieser Studie wurden jedoch die bisherigen Lösungen für die Kostenrechnungen bewertet. Basierend auf den Betrachtungen der Migrationsschritte ist zu erwarten, dass die Bepreisung für eine harmonisierte Lösung mittelfristig in derselben Höhe wie die Einzellösungen liegen wird.

38

FN/DKE: Nutzung des intelligenten Messsystems für netzbetriebliche Anwendungen, FNN Stellungnahme mit Anlagen, April 2014.
75 75

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E.2 Erzeugungsmanagement in der Netzplanung

E.2.4
E.2.4.1

Auswirkungen von Erzeugungsmanagement in der Netzplanung
Reduktion des Netzausbaubedarfs

Wird eine gezielte Abregelung der Einspeisungen aus Erneuerbaren Energien-Anlagen für wenige Stunden des Jahres zugelassen, so kann das Netz im Vergleich zu konventionellen Planungsgrundsätzen geringer dimensioniert werden. Abbildung 52 veranschaulicht die Auswirkung von Erzeugungsmanagement in der Netzplanung auf den notwendigen Netzausbaubedarf.

Erzeugungsmanagement in der Netzplanung kann den Netzausbaubedarf zur Integration von EE-Anlagen maßgeblich reduzieren.
Bereits eine Abregelung von wenigen Prozenten der jährlichen Einspeisung von EE-Anlage ist ausreichend, um den Netzausbau signifikant zu reduzieren. Die Berücksichtigung der Abregelung von 3 % der jährlichen Einspeisung von Windkraft- und PV-Anlagen in Netzplanung ist beispielsweise ausreichend, um den Netzausbau zu halbieren. Die Abbildung verdeutlich auch, dass der Grenznutzen des Erzeugungsmanagements in Bezug auf die Reduzierung des Netzausbaubedarfs jedoch bei einer abgeregelten Energie von mehr als 3 % je EE-Anlage deutlich abnimmt.
70% 70% 60% 60%

Einsparung Netzausbau [%]

50% 50% 40% 40% 30% 30%

Windkraftanlagen
Szenario "EEG 2014" Szenario "NEP" Szenario "Bundesländer"

20% 20%
10% 10% 0% 0%

PV-Anlagen
Szenario „EEG 2014“

Szenario „NEP“
Szenario „Bundesländer“

0% 2% 4% 6% 8% 10% 12% 14% 0% 1% 2% 3% 4% 5% 6% 7% 8% 9% 10% 11%12% 13%14%

Reduzierung der eingespeisten Jahresenergie einer abgeregelten Anlagen [%]

Abbildung 52: Auswirkung von Erzeugungsmanagement in der Netzplanung auf den Netzausbaubedarf in Verteilernetzen (Szenario „EEG 2014“)

Es wird deutlich, dass die Effektivität des Erzeugungsmanagements unabhängig vom betrachteten Szenario und auch von der Anlagentechnologie fluktuierender Einspeisungen ist. Effektivität ist dabei das Verhältnis des eingesparten Netzausbaus zur abgeregelten Energie. Durch die Abschätzung der Obergrenze der abgeregelten Energie stellen die Funktionen in Abbildung 52 eine Untergrenze der Effektivität des Erzeugungsmanagements dar. Eine selektive Abregelung von
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E.2 Erzeugungsmanagement in der Netzplanung EE-Anlagen nur zu Zeitpunkten Erzeugungsmanagements erhöhen. von Engpässen könnte die Effektivität des

E.2.4.2

Beschränkung des Erzeugungsmanagements auf große Anlagen

Fraglich ist, ob Erzeugungsmanagement aller Windkraft- und PV-Anlagen, also auch kleiner Anlagen, in der Netzplanung berücksichtigt werden sollte. Um dies zu beantworten, wird in Abbildung 53 der Einfluss einer Beschränkung des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung auf große Windkraft- und PV-Anlagen auf den Netzausbaubedarf dargestellt. Referenz ist ein Erzeugungsmanagement mit allen Windkraft- und PV-Anlagen. Es wird zum einen bewertet, wie hoch der zusätzliche Netzausbaubedarf im Vergleich zur Referenz ist, wenn ein Erzeugungsmanagement von Anlagen kleiner als 7 kW nicht in der Netzplanung berücksichtigt wird, zum anderen wenn das Erzeugungsmanagement von EE-Anlagen kleiner als 30 kW nicht in der Netzplanung berücksichtigt wird. Anlagen größer als 30 kW müssen nach den technischen Vorgaben des EEG ohnehin fernsteuerbar und messbar sein.
Zusätzliche Leitungslänge im Vergleich zu Erzeugungsmanagement aller Windkraft- und PV-Anlagen
30000 km 25000 20000 15000

Niederspannung Mittelspannung Hochspannung

10000
5000 0 Windkraft- und PV-Anlagen > 30 kW Windkraft- und PV-Anlagen > 7kW

Abbildung 53: Zusätzlicher Netzausbaubedarf bei Beschränkung von Erzeugungsmanagement auf große Windkraft- und PV-Anlagen gegenüber konventionellem Netzausbau (Szenario „EEG 2014“)

Eine Beschränkung des Erzeugungsmanagements von Windkraft- und PV-Anlagen mit einer Leistung von mehr als 30 kW in der Netzplanung halbiert die möglichen Einsparungen beim Netzausbau gegenüber einem Erzeugungsmanagement aller Windkraft- und PV-Anlagen in der Netzplanung.
Bei einer Begrenzung des Erzeugungsmanagements auf Windkraft- und PV-Anlagen mit einer Leistung von mehr als 7 kW oder mehr als 30 kW reduziert sich der Vorteil des Erzeugungsmanagement, insbesondere in der Niederspannungsebene, deutlich. Für den Fall, dass nur EE-Anlagen mit einer Leistung von mehr als 7 kW beim Erzeugungsmanagement in der Netzplanung berücksichtigt werden, wird ein großer Teil der kleineren PV-Anlagen nicht miteingebunden. Die Einsparungen in der Niederspannungsebene reduzieren sich dann um mehr als 8.000 km. Besonders stark reduzieren sich die Vorteile des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung auf den Netzausbaubedarf, wenn Anlagen mit einer Leistung von weniger 30 kW nicht berücksichtigt werden.

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77 77

E.2 Erzeugungsmanagement in der Netzplanung Der Einfluss auf die abgeregelte Energie ist dagegen relativ gering. Während beim Erzeugungsmanagement mit allen Windkraft- und PV-Anlagen rund 53 TWh abgeregelt werden, reduziert sich dieser Wert nur geringfügig auf rund 48 TWh, wenn nur Anlagen mit einer Leistung von mehr als 30 kW abgeregelt werden. Die Einsparung von knapp 10 % abzuregelnder Energie steht einem Verzicht auf rund 50 % der möglichen Einsparungen beim Netzausbau gegenüber.

E.2.4.3

Reduzierung von Zusatzkosten

Den Einsparungen beim Netzausbaubedarf stehen Kosten für IKT-Ausstattung und Kosten für abgeregelte Energie gegenüber. Wie bereits dargestellt, wird durch die getroffenen Annahmen bezüglich der Einsparungen beim Netzausbau sowie Kosten und Menge der abgeregelten Energie die Untergrenze der kosteneinsparenden Wirkung von Erzeugungsmanagement in der Netzplanung bestimmt. Abbildung 54 zeigt die Auswirkungen von Erzeugungsmanagement auf die jährlichen Zusatzkosten für unterschiedliche Mengen an abgeregelter Energie. Je mehr Erzeugungsmanagement in der Netzplanung berücksichtigt wird, desto geringer sind die Kosten des notwendigen Netzausbaus. Demgegenüber stehen steigende Kosten für die abgeregelte Energie. Die jährlichen Zusatzkosten durch die Integration von EE-Anlagen nehmen zunächst mit wachsender Abregelung von EE-Anlagen ab. Dies wird im Wesentlichen durch die Reduktion des Netzausbaus verursacht. Bei weiter steigender Abregelung von EE-Anlagen erreichen die Zusatzkosten ein Minimum und steigen danach wieder an, was durch die hohen Kosten zur Beschaffung von Ersatzenergie verursacht wird.
Reduzierung EE-Einspeisung je Anlage im betroffenen Netzgebiet Windkraftanlagen PV-Anlagen
0,1% 0,2% 0,8% 1,2% 2,3% 2,9% 5,3% 6,2% 10,3% 11,6%

Mrd. EUR p.a. 1,8 1,6

Szenario „EEG 2014“

Durchschnittliche jährliche Zusatzkosten bis 2032

1,4 1,2 1,0 0,8 0,6 0,4 0,2 0,0
100% (Referenz) 90% 80% 70% 60% 50%

Maximale Einspeiseleistung bei Netzauslegung
NS MS IKT OPEX Abgeregelte Energie

HS

Abbildung 54: Auswirkung von Erzeugungsmanagement in der Netzplanung auf jährliche Zusatzkosten (Szenario „EEG 2014“)
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E.2 Erzeugungsmanagement in der Netzplanung

Durch Erzeugungsmanagement können mindestens 15 % der jährlichen Zusatzkosten eingespart werden.
Einsparungen von 15 % der jährlichen Zusatzkosten sind bei einer Reduktion des Netzausbaus um 44 %39 und einer Reduzierung der eingespeisten Energie je EE-Anlage um circa 3 % möglich. Es wird sehr deutlich, dass die IKT-Kosten deutlich geringer sind als mögliche Einsparungen beim Netzausbau und daher das Kostenoptimum kaum beeinflussen. Einen wesentlichen Einfluss hat die Anwendung von Erzeugungsmanagement auf den Betriebskostenanteil der jährlichen Zusatzkosten, denn dieser wächst von 16 % auf 65 %, wenn die Ersatzbeschaffung der abgeregelten Energie den Betriebskosten zugerechnet wird.

Eine Begrenzung der Einspeiseleistung von Windkraft- und PV-Anlagen sollte bei der Netzplanung berücksichtigt werden können.
In Abbildung 55 ist der zeitliche Verlauf der jährlichen Zusatzkosten dargestellt. Dazu werden neben der Einsparung der direkten Netzausbaukosten auch die zusätzlichen Kosten für die IKT und die Kosten für die abgeregelte Energie berücksichtigt.
2.000 Mio. 1.800 EUR 1.600

jährliche Zusatzkosten

1.400 1.200
1.000 800 600 400 200 0

Netz

IKT

Abgeregelte Energie

konv. Netzausbau

Abbildung 55: Jährliche (Szenario „EEG 2014“)

Zusatzkosten

durch

Erzeugungsmanagement

in

der

Netzplanung

Die Kosten für das „Netz“ beinhalten alle für den Netzausbau erforderlichen Kapital- und Betriebskosten. Diese Kosten fallen deutlich niedriger aus als beim konventionellen Netzausbau. Durch das Erzeugungsmanagement wird ein Teil der Einsparungen beim Netzausbau durch höhere IKT-Kosten und Zusatzkosten für die Ersatzbeschaffung der abgeregelten Energie kompensiert.

39

NS: 55 %, MS: 31 %, HS: 30 %.
79 79

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E.2 Erzeugungsmanagement in der Netzplanung

E.2.5

Umsetzung in die Planungspraxis von Verteilernetzen

Für die konkrete Umsetzung des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung ist eine Vielzahl alternativer Varianten möglich. Diese können sich beispielsweise in folgenden Ausgestaltungen unterscheiden: ■ Zeitliche Abhängigkeit der Reduzierung von Einspeiseleistung: Die Reduzierung der Einspeiseleistung kann durch eine statische Begrenzung auf eine definierte maximale Einspeiseleistung zeitlich konstant sein oder durch eine selektive Abregelung von EE-Anlagen zu Zeitpunkten mit Netzengpässen zeitlich variabel sein. ■ Maximal mögliche Reduzierung der Einspeiseleistung: Die maximal mögliche Reduzierung kann begrenzt oder unbegrenzt sein. ■ Art der Steuerung: Für die Steuerung von EE-Anlagen ergeben sich ebenfalls eine Reihe von alternativen Möglichkeiten. Sie kann autark oder ferngesteuert durch eine Integration in die Leitwarte eines Netzbetreibers erfolgen. ■ Auswahl der IK-Technologie: Wie bereits dargestellt ergeben sich auch bei der technologischen Umsetzung alternative Möglichkeiten.

Die kostenoptimale Umsetzungsvariante ist von vielen individuellen und regionalen Faktoren abhängig.
Faktoren, die eine kostenoptimale Umsetzungsvariante des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung bestimmen, sind unter anderem: ■ IKT-Ausstattung des Netzbetreibers (beeinflusst weitere Kosten der dynamischen Umsetzung). ■ Standort des Netzes innerhalb Deutschlands (beeinflusst die Verluste einer statischen Abregelung). ■ Vorhandene Netzstruktur (beeinflusst die Effizienz zwischen dem Netzausbau und der abgeregelten Energie). ■ Getroffene Entscheidungen von Anlagenbetreibern in Bezug auf § 9 EEG Abs. 2 Nr. 2 (“Technische Ausstattung“) ■ Eigenschaften der vorhandenen und geplanten Anlagen (Größe, Anzahl, Alter etc.).

Die optimale Umsetzung des Erzeugungsmanagements ist von den Umständen in den Netzen abhängig und kann nicht allgemein festgelegt werden.
Die quantifizierten Einsparpotenziale sind hier nur unter Berücksichtigung der Abregelung aller EEAnlagen in Gebieten mit einem Netzausbaubedarf in der Netzplanung möglich, also auch Bestandsanlagen. Um die hier quantifizierten Einsparpotenziale zu generieren, sollte also auch eine Berücksichtigung der Abregelung von Bestandsanlagen in der Netzplanung möglich sein. Unter Umständen wäre auch eine selektive Abregelung nur von Neuanlagen möglich, dazu müssten allerdings eine ausreichende Anzahl an Neuanlagen mit Einfluss auf den Netzengpass vorhanden sein, welche dann möglicherweise überproportional abgeregelt werden. Dies kann nicht pauschal bewertet werden.

Über die Beteiligung der Bestandsanlagen am Erzeugungsmanagement in der Netzplanung sollte der zuständige Netzbetreiber entscheiden.

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80 80

E.3 Blindleistungsmanagement

Netzbetreiber sollten die Kosten der Umrüstung tragen, um kostenoptimale Entscheidungen bzgl. der Umsetzung des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung zu treffen.

E.2.6

Zwischenfazit zum Erzeugungsmanagement in der Netzplanung

Die Berücksichtigung von Erzeugungsmanagement in der Netzplanung kann den Netzausbau in allen Spannungsebenen signifikant reduzieren. Diesem Nutzen stehen IKT Kosten und Kosten für nicht eingespeiste Erneuerbare Energien gegenüber. Die folgenden Schlussfolgerungen zur Wirkung und zur Ausgestaltung des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung können gezogen werden: ■ Erzeugungsmanagement in der Netzplanung kann den gesamten Netzausbaubedarf nahezu halbieren. Der größte Effekt wird in der Niederspannungsebene erreicht. Hier kann der Ausbaubedarf um 58 % in der kostenoptimalen Ausgestaltung gesenkt werden. ■ Die Wirkung des Erzeugungsmanagements ist nahezu unabhängig von dem betrachteten Szenario. In allen Fällen können die durchschnittlichen jährlichen Zusatzkosten um ca. 15 % reduziert werden. ■ Eine Beschränkung der Anwendung des Erzeugungsmanagements auf Windkraft- und PVAnlagen ist sinnvoll. Die Berücksichtigung der Abregelung von Biomasseanlagen in der Netzplanung würde – sofern die abgeregelte Energie mit den Kosten nach dem EEG-Vergütungssatz bewertet wird – zu signifikant höheren Kosten führen. ■ Eine Berücksichtigung des Erzeugungsmanagements nur von Windkraft- und PV-Anlagen mit einer Leistung von mehr als 30 kW oder 7 kW schöpft zwar Einsparpotenzials ab, lässt aber auch zusätzliches Einsparpotenzial vor allem in der Niederspannungsebene ungenutzt. ■ Eine Begrenzung der jährlich abregelbaren Energie von Windkraft- und PV-Anlagen auf maximal 3 % der jährlichen Einspeisungen je Anlage ermöglicht den Netzbetreibern einen ausreichenden Spielraum zur Durchführung eines kostenoptimalen Erzeugungsmanagements in der Netzplanung.

E.3 E.3.1

Blindleistungsmanagement Ausgestaltung

Blindleistungsmanagement von Großkraftwerken, die im Übertragungsnetz angeschlossen sind, ist eine gängige Methodik zur Regelung der Spannung im elektrischen Netz. Im Verteilernetz ermöglichen die leistungselektronische Ausstattung von EE--Anlagen die Variation des cos( ) und somit die Bereitstellung von Blindleistung. Die Steuerung oder Regelung der Blindleistung von dezentralen Erzeugungsanlagen ermöglicht eine Beeinflussung der Spannung bzw. eine Kompensation der durch dezentrale Einspeisungen hervorgerufenen Spannungserhöhung, ohne die Einspeisung aus Erneuerbaren Energien zu reduzieren. Schon heute ist die Bereitstellung der Blindleistung von dezentralen Erzeugungsanlagen durch die technischen Anschlussbedingungen in bestimmten Grenzen gefordert. Sie wird derzeit durch die BDEW-Richtlinie „Erzeugungsanlagen am Mittelspannungsnetz“, durch die VDE-Norm VDE-AR4105 und die technischen Anschlussbedingungen der Netzbetreiber vorgeschrieben. In diesen Richtlinien wird die Blindleistungseinspeisung durch einen maximalen Leistungsfaktor definiert. Die

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81 81

E.3 Blindleistungsmanagement Begrenzung des Leistungsfaktors ist sowohl abhängig von der Spannungsebene als auch von der installierten Leistung der Erzeugungsanlage. Im Rahmen der Studie werden über die aktuellen Anschlussbedingungen hinausgehende Anforderungen an dezentrale Erzeugungsanlagen untersucht.

E.3.2

Reduktion des Netzausbaubedarfs durch Blindleistungsmanagement

Die gezielte Steuerung und Regelung der Blindleistungseinspeisung der EE-Anlagen hat einen Einfluss insbesondere auf den spannungsbedingten Netzausbaubedarf in der Nieder- und Mittelspannungsebene. Ein über die aktuellen Regularien hinausgehendes Blindleistungsmanagement könnte möglicherweise den Netzausbaubedarf weiter reduzieren. Um dies zu untersuchen, wurde der Netzausbaubedarf mit einer über die heutigen Regularien hinausgehenden Blindleistungseinspeisung durchgeführt. Der maximal mögliche cos( ) aller dezentralen Erzeugungsanlagen wurde dafür zur Reduzierung des spannungsbedingten Netzausbaubaus variiert. Die Quantifizierung der wirtschaftlichen Konsequenzen der beiden gegenläufigen Effekte kann Abbildung 56 entnommen werden.
Mrd. EUR p.a. 1,4
Durchschnittliche jährliche Zusatzkosten

1,2

1
0,8 0,6

0,4
0,2 0
cos(phi) = heutige cos(phi) = cos(phi) = cos(phi) = cos(phi) = cos(ϕ) = 0,95 Regularien 0,9 0,85 0,8 0,75 0,7

Niederspannung

Mittelspannung

Hochspannung

OPEX

Bandbreite heutiger Regularien (spannungsebenenabhängig)

Abbildung 56: Netzausbaubedarf im Verteilernetz bei Variation des cos(φ) aller Anlagen (Szenario „NEP“)

Durch eine Weiterentwicklung des Blindleistungsmanagements kann zwar der spannungsbedingte Netzausbau reduziert werden, gleichzeitig werden aber auch die Umspannebenen durch zusätzliche Blindleistungsflüsse belastet.
Ausgehend von den heutigen Regularien kann durch eine zusätzliche Blindleistungseinspeisung der spannungsbedingte Netzausbaubedarf in der Niederspannungsebene reduziert werden. Allerdings führt die zusätzliche Blindleistungseinspeisung zu lokal nicht ausgeglichenen Blindleistungshaushalten und damit zu spannungsebenenübergreifenden Blindleistungsflüssen. Diese wiederum führen zu einer thermischen Belastung der Umspannebene. Auch in der

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82 82

E.3 Blindleistungsmanagement Mittelspannungsebene führen zusätzliche Blindleistungsflüsse zu höheren Belastungen und zu einer Verstärkung des thermisch bedingten Netzausbaus.

Eine Erweiterung des Blindleistungsmanagements über eine cos( )-Steuerung von 0,9 hinaus hat insgesamt nur einen geringen Nutzen und liefert keinen nennenswerten Vorteil gegenüber den heutigen Regularien. In Bezug auf spannungsbedingten Netzausbau in der Niederspannungsebene kann eine Erweiterung sinnvoll sein.
Einer Reduzierung des Netzausbaus der Niederspannungsebene steht ein zusätzlicher Ausbau der Umspannebene und der Mittelspannungsebene gegenüber. Eine geringfügige Erweiterung an die Anforderung zur Bereitstellung von Blindleistung, insbesondere in der Mittelspannung, könnte einen Beitrag zur Reduktion des Netzausbaubedarfs leisten. Durch eine flächendeckende wesentliche Erhöhung des Leistungsfaktors kann der Netzausbaubedarf nicht nennenswert gesenkt werden. Abbildung 57 verdeutlicht als Detailergebnis den Einfluss des Blindleistungsmanagement auf die Verletzung des Spanungskriteriums in einem exemplarischen Niederspannungsnetz.
9 8 [%] 7 6 5 4 3 2 1 0 -0,4
NS → MS
[MW] -0,3

Unzulässige Spannungserhöhung

Zulässige Spannungserhöhung

-0,2

-0,1

0

0,1

0,2
MS → NS

Wirkleistungsfluss in der MS/NS-Umspannebene keine Spannungsregelung Spannungsregelung nach VDE 4105

Abbildung 57: Einfluss von Blindleistungsmanagement auf relative Spannungserhöhung

Für eine Vielzahl von Niederspannungsnetzen mit einer unterschiedlichen Höhe der installierten Leistung an EE-Anlagen kommt es zu Rückspeisungen aus dem Niederspannungsnetz in überlagerte Mittelspannungsnetze. Der Wirkleistungsfluss zwischen MS- und NS-Ebene ist auf der X-Achse gezeigt. In blauer Farbe dargestellt sind die relativen Spannungserhöhungen im Niederspannungsnetz bei Simulationen ohne ein Blindleistungsmanagement der dezentralen Erzeugungsanlagen, in gelber Farbe dargestellt sind die relativen Spannungserhöhungen bei Simulationen unter Berücksichtigung der Blindleistungseinspeisung nach VDE 4105. Ab 3 % relativer Spannungserhöhung wird das zulässige Maß überschritten. Durch das Blindleistungsmanagement nach heutigen Regularien wird die Anzahl der unzulässigen Spannungserhöhungen deutlich gesenkt. Ausgehend davon kann durch eine zusätzliche Blindleistungseinspeisung der spannungsbedingte Netzausbaubedarf in der
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E.4 Lastmanagement in der Netzplanung Niederspannungsebene reduziert werden. Allerdings führt die zusätzliche Blindleistungseinspeisung zu lokal nicht ausgeglichenen Blindleistungshaushalten und damit zu spannungsebenenübergreifenden Blindleistungsflüssen und weiter zu thermischen Belastungen. Dezentrale Anlagen können darüber hinaus Blindleistung für Systemdienstleistungen im Übertragungsnetz bereitstellen. Eine Bewertung, unter welchen Randbedingungen eine Breitstellung von Blindleistung aus dezentralen Anlagen für Systemdienstleistungen vorteilhaft ist, geht über den Betrachtungsbereich dieser Studie hinaus.

E.4 E.4.1

Lastmanagement in der Netzplanung Technische Ausgestaltungsvarianten

Neben der Möglichkeit einer Berücksichtigung von Erzeugungsmanagement in der Netzplanung stellt auch das Lastmanagement eine weitere Maßnahme zur Reduktion des zur Integration von Erneuerbaren Energien erforderlichen Netzausbaus dar. Unterschieden werden kann zwischen einem direkten und einem indirekten Lastmanagement. Ein direktes Lastmanagement ermöglicht die direkte Ab- bzw. Zuschaltung von Lasten zum Ausgleich von Lastspitzen bzw. -senken. Bei einem indirekten Lastmanagement wird durch Anreizmodelle, beispielsweise eine dynamische Preisgestaltung, die Verbrauchslast netzdienlich gesteuert. Eine direkte Ansteuerung der Last durch den Netzbetreiber ist effektiver und zuverlässiger40. Bei einem direkten Lastmanagement greift der Netzbetreiber auf die Lasten zu. Eine indirekte Steuerung über dynamische Preise ist deutlich komplexer, da die Reaktion der Verbraucher im Einzelfall den Anreizen nur mit einer gewissen Unsicherheit folgt. Das heutige Potenzial von Lastmanagement ist in Deutschland im Vergleich zu anderen Ländern, wie z. B. Norwegen oder USA, gering. In anderen Ländern wird elektrische Energie vermehrt zum Heizen oder Kühlen (Klimaanlagen) genutzt. Die Beeinflussbarkeit der Last ist dadurch höher. Grundsätzlich geht man auch für Deutschland von einer wachsenden Beeinflussbarkeit der Last, insbesondere durch einen wachsenden Anteil von Klimaanlagen, Wärmepumpen, Elektromobilität und Speichern aus. Im Rahmen der Studie wird das Potenzial des Lastmanagements durch eine Erhöhung der Verbrauchslast im auslegungsrelevanten Netznutzungsfall abgebildet.

E.4.2

Informations- und kommunikationstechnische Realisierung

Aus informationstechnischer Sicht unterscheiden sich die Funktionen zum Lastmanagement nur minimal von denen des Erzeugungsmanagements. Die zum direkten Lastmanagement gehörenden Funktionen sind in Abbildung 58 mittels einer SGAM Modellierung (Erläuterung der Methodik und fachlichen Modelle wie bereits für die vorherigen IKT-Optionen im Anhang 1 der Studie) dargestellt. Das Abschalten bzw. Abwerfen von Lasten entspricht einer direkten Steuerung des Verbrauchers, welche zumeist durch den Betriebsführer des Leitsystems des Netzbetreibers initiiert wird. Diese Steuerung wird durch die Verarbeitung von Messdaten des Netzbetreibers ausgelöst, diese Messdaten hierfür werden jedoch in der Regel nicht beim (End-)Verbraucher

40

H. Wolter, „Intelligentes Kapazitätsmanagement für Verteilernetzbetreiber,“ netzpraxis, Nr. 06, pp. 70-74, 2012.

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84 84

E.4 Lastmanagement in der Netzplanung erfasst, sondern an eigenen Betriebsmitteln des Netzbetreibers, weshalb sie in der Grafik nicht dargestellt sind.

Abbildung 58: Funktionen für das direkte Lastmanagement

Anhand von Erfahrungswerten, die durch Messdaten gewonnen werden, kann der Netzbetreiber darüber hinaus Kennlinien für die Blindleistung ermitteln, die er automatisiert oder manuell an den (End-)Verbraucher übermittelt. Für die Wirkleistung bei Verbrauchern spielt eine Vorgabe von Kennlinien aktuell keine Rolle, da auf Verbraucherseite keine relevante Durchdringung von Speichern vorhanden ist und somit die Verbraucherlasten nicht nach Vorgabe beliebig erhöht oder verringert werden können.

E.4.3

Reduktion des Netzausbaubedarfs durch Lastmanagement

Bei der Analyse des erforderlichen Netzausbaus wird ein Schwachlastfall bei gleichzeitig starker Einspeisung aus EE-Anlagen unterstellt. Dies ist der auslegungsrelevante Netznutzungsfall. Die Last beträgt dann 30 % der Jahreshöchstlast. Ausgehend von dieser Annahme wird die Wirkung der Beeinflussbarkeit der Verbrauchslast auf den Netzausbaubedarf untersucht. Dies geschieht unabhängig davon, ob die heutige oder zukünftige Beeinflussbarkeit der Last tatsächlich in diesem Maß gegeben ist. Durch dieses Vorgehen wird eine Aussage über die Bedeutung des Lastmanagements – und damit auch für die Beeinflussbarkeit der Last – für eine mögliche Reduktion des Netzausbaubedarfs ermöglicht. Abbildung 59 zeigt den notwendigen Netzausbaubedarf bei Variation der Verbraucherlast. In der Referenz beträgt die Last 30 % der Jahreshöchstlast bei maximaler Einspeisung von Strom aus Erneuerbaren Energien. Dabei wurde das Szenario „NEP“ zugrunde gelegt. Die grundsätzlichen Zusammenhänge gelten auch für die übrigen Szenarien.

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85 85

E.4 Lastmanagement in der Netzplanung
geringere Last Referenz höhere Last

200.000

Ausbaubedarf Leitungen

150.000 km
100.000 50.000 0

10 % 90%

20 % 80%

30 % 70%

40 % 60%

50 % 50%

60 % 40%

70 % 30%

80 % 20%

90 % 10%

Anteil der Last an Jahreshöchstlast

NS-Kabel

MS-Kabel

HS-Kabel

Abbildung 59: Simulationsergebnisse (Szenario „NEP“)

und

Netzausbaubedarf

bei

Variation

der

Verbraucherlast

Die Simulationsergebnisse zeigen, dass durch die Berücksichtigung von Lastmanagement in der Netzplanung keine signifikante Reduzierung des Netzausbaubedarfs als Folge der Integration Erneuerbarer Energien im Vergleich zum konventionellen Netzausbau festzustellen ist. Die mögliche Reduzierung des Netzausbaus durch ein Lastmanagement ist geringer als 1 % und nicht signifikant. Aufgrund des sehr geringen Einflusses des Lastmanagements auf den Netzausbaubedarf, ist in den Szenarien „EEG 2014“ und „Bundesländer“ ebenfalls keine signifikantes Reduzierungspotential zu erwarten.

Der größte Netzausbaubedarf besteht in ländlichen Regionen mit verhältnismäßig niedrigen Lasten. Durch die Steuerung dieser Lasten durch ein netzdienliches Lastmanagement kann der durch den EE-Zubau verursachte Netzausbau nicht nennenswert reduziert werden.
In Regionen mit der Notwendigkeit der Netzverstärkung übersteigt die installierte Leistung an EE-Anlagen die dortige Verbraucherlast teilweise um ein Vielfaches, so dass die Lastvariation nur geringfügigen Einfluss auf Leistungsflüsse und damit auf den Netzausbaubedarf hat. Bei einem Anstieg der Beeinflussbarkeit der Lasten kann sich auch die Gleichzeitigkeit der Last erhöhen. Damit kann es zu einem zusätzlichen lastgetriebenen Netzausbau kommen. In diesem Fall kann Lastmanagement ein effektives Mittel sein, den lastgetriebenen Netzausbau zu verringern. Eine Quantifizierung dieses Potentials geht über das Ziel dieser Studie hinaus.

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86 86

E.5 Intelligente Netztechnologien

E.5 E.5.1

Intelligente Netztechnologien Untersuchte intelligente Netztechnologien

Intelligente Netztechnologien können eine effiziente Integration Erneuerbarer Energien in deutsche Verteilernetze ermöglichen. Folgende intelligente Netztechnologien werden im Rahmen der Studie bewertet und im Folgenden erläutert: ■ Regelbarer Ortsnetztransformator; ■ Spannungslängsregler. Die Auswahl wurde auf die Technologien beschränkt, die bereits heute im Netzbetrieb eingesetzt werden und für die ein umfänglicher Einsatz in den Verteilernetzen möglich ist. Technologien, die sich heute noch im Forschungs- oder Versuchsstadium befinden, werden keinen nennenswerten Beitrag zur Reduktion des erforderlichen Netzausbaus leisten können, insbesondere wenn man berücksichtigt, dass der größte Teil des Ausbaubedarfs bereits bis 2022 entsteht. Auch Hochtemperaturseile werden heute bereits teilweise eingesetzt und als intelligente Netztechnologien bezeichnet. Durch sie kann die Übertragungskapazität auf Freileitungen erhöht werden. Die maximale Stromtragfähigkeit von Freileitungen hängt von der mechanischen Festigkeit der verwendeten Materialien ab. Klassische Aluminium-Stahl-Freileitungen können mit Temperaturen bis zu 80°C betrieben werden, ehe starkes Durchhängen oder thermische Überlastungen des Aluminiums die Übertragungsleistung begrenzen. Die Nutzung von modernen Materialien, wie sie in Hochtemperaturleiterseilen (HTL) verwendet werden, ermöglicht ein stabiles mechanisches Verhalten bei Betriebstemperaturen von über 200°C. Bei gleichem Leiterquerschnitt und einem vergleichbaren maximalen Durchhang können so höhere Übertragungsleistungen erzielt werden. Das ermöglicht den Einsatz von Hochtemperaturleiterseilen auf vorhandenen Trassen ohne die Mastanlagen ausbauen oder erweitern zu müssen. Demgegenüber stehen höhere Übertragungsverluste bei gleichbleibender Impedanz sowie deutlich höhere Investitionskosten gegenüber einer konventionellen Beseilung. Hochtemperaturleiterseile können somit zur Integration Erneuerbarer Energien beitragen. Aufgrund der hohen Investitionskosten und dem zukünftig erwarteten hohen Verkabelungsgrad in den Verteilernetzen wird diese Technologie jedoch im Rahmen dieser Studie nicht weiter berücksichtigt.

E.5.1.1

Regelbarer Ortsnetztransformator

In der Niederspannungsebene ist häufig die Einhaltung von Spannungskriterien die restriktivste Randbedingung bei der Integration Erneuerbarer Energien. In der DIN EN 50160 wird das Spannungsband für Letztabnehmer auf 10 % Abweichung von der Nennspannung festgeschrieben. Falls Ortsnetztransformatoren nicht regelbar sind, muss der gesamte Toleranzbereich von ±10 % auf die Mittel-, Niederspannungs- und Umspannebene aufgeteilt werden. Abbildung 60 zeigt eine entsprechende Aufteilung des Toleranzbereichs der Spannungsbandverteilung für ein Verteilernetz ohne regelbaren Ortsnetztransformator.

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87 87

E.5 Intelligente Netztechnologien
Abweichung von Nennspannung (in %)

110 kV 20 kV UW

20 kV Mittelspannungsnetz

0,4 kV ONS

0,4 kV Niederspannungsnetz Max Einsp.

+10
2% Spannungsanhebung durch Einsp.

+5
2% Regelbandbreite

3% Spannungsanhebung durch Einsp. Jeweils 1,5% Spannungsabfall und Einstellungenauigkeit 5% Spannungsabfall im NS-Netz

0 -5 -10

5% Spannungsabfall im MS-Netz

Max Last

Abbildung 60: Aufteilung des Spannungsbandes ohne regelbare Ortsnetztransformatoren

41

Für die Niederspannungsebene verbleiben im Beispiel demnach 3 % des zulässigen Toleranzbereichs, welche die Spannungsanhebung durch eine einspeisende Photovoltaikanlage begrenzen können. Durch die Entkopplung der Mittel- von der Niederspannungsebene mit regelbaren Ortsnetztransformatoren steht das komplette Spannungsband nun in beiden Ebenen jeweils voll zur Verfügung. Dies würde eine Erhöhung des Toleranzbereichs von 3 % Spannungsanhebung im Niederspannungsnetz auf 11 % Spannungsanhebung bedeuten. Abbildung 61 zeigt eine beispielhafte Aufteilung des Toleranzbereichs Spannungsbandverteilung für eine Verteilernetzstruktur mit regelbarem Ortsnetztransformator.
Abweichung von Nennspannung (in %)

110 kV 20 kV UW

Mittelspannungsnetz

20 kV 0,4 kV RONT

0,4 kV Niederspannungsnetz Max Einsp.

+10
2% Spannungsanhebung durch Einsp.

Regelung

+5
2% Regelbandbreite

11% Spannungsanhebung durch Einsp. 4% Regelbandbreite des RONT

0 -5 -10

5% Spannungsabfall im MS-Netz

5% Spannungsabfall im NS-Netz

Max Last

Abbildung 61: Aufteilung des Spannungsbandes mit regelbaren Ortsnetztransformatoren

Sofern ein Mittelspannungsnetz vollständig mit regelbaren Ortsnetzstationen ausgestattet ist, kann sogar die 2 % Restriktion der Einspeisungen in die Mittelspannungsebene entfallen. Es würde sich also auch die Anschlusskapazität im Mittelspannungsnetz deutlich erhöhen. Bei regelbaren Ortsnetztransformatoren sind unterschiedliche Steuerungsalternativen denkbar. Grundsätzlich kann zwischen den folgenden technischen Ausprägungen der Steuerungsvarianten unterschieden werden:

41

Nach A. Hinz und M. Sojer, Eine Lösung zur wirtschaftlichen Integration von Erneuerbaren Energien.
88 88

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E.5 Intelligente Netztechnologien

Regelung auf Sammelschienenspannung
In der technisch einfachsten Umsetzung wird die Spannung direkt an der Niederspannungssammelschiene gemessen und durch Steuerung des Transformatorstufenstellers geregelt. Der Transformator muss dafür mit Sensorik zur Spannungsmessung an der Sammelschiene sowie mit einem geeigneten Steuerungsalgorithmus ausgerüstet werden. Eine informationstechnische Anbindung ist in diesem Umsetzungsfall meist nicht erforderlich, da keine Daten an ein Leitsystem oder eine höhere Aggregatorebene versendet oder empfangen werden, so dass der Transformator letztlich auf Basis seiner vorkonfigurierten Regelungsparameter vollständig autark agieren kann.

Regelung auf einem entfernten Knoten im Niederspannungsnetz
Statt der Spannungsmessung und -regelung direkt an der Niederspannungssammelschiene der Ortsnetzstation ist es technisch möglich, die Spannung an einem entfernten Knoten zu regeln. Dazu ist eine entsprechende Sensorik an einem oder mehreren ausgewählten Netzknoten zu installieren, die in dieser Realisierung über eine RTU als Gateway Spannungsdaten an den anfragenden Transformator sendet. Über den Regelungsalgorithmus wird dann der Transformatorstufensteller auf die Sollspannung des entfernten Knotens eingestellt.

Zentrale Steuerung in der Leitstelle des Verteilernetzbetreibers
Anders als in den zuvor genannten Realisierungsvarianten wird die Steuerung der Transformatorstufensteller in dieser Variante nicht durch den Transformator selbst, sondern zentral in der Leitstelle des Verteilernetzbetreibers durch ein System oder den Betriebsführer durchgeführt. Dabei werden alle gemessenen Spannungswerte an die Leitstelle gesendet. Durch Konzentration der Daten und Berücksichtigung aller vorhandenen Transformatoren kann die Spannung im Netz besser als durch die anderen Varianten alleine gesteuert werden, wenn auch zu höheren Kosten bedingt durch die Kommunikation. Im Rahmen dieser Studie wird eine Regelung der Sammelschienenspannung des Ortsnetztransformators simuliert, welche die Knotenspannungen im Niederspannungsnetz so stark reduziert, dass es zu keiner Verletzung des oberen Spannungsbandes kommt und damit spannungsbedingter Netzausbaubedarf maximal reduziert wird.

E.5.1.2

Spannungslängsregler

Der Spannungslängsregler (SpLR) beeinflusst die Netzspannung durch das Einprägen einer Spannung mittels eines Längstransformators42. Er wird anders als der rONT unabhängig von einem Transformator in das Verteilernetz geschaltet und kann sowohl in der Mittelspannungsebene als auch in der Niederspannungsebene eingesetzt werden. In Kombination mit einem bestehenden Ortsnetztransformator weist der SpLR eine vergleichbare Funktion wie der rONT auf und kann daher als eine funktionale Aufrüstung ausgefasst werden. Es können drei unterschiedliche unterschieden werden: Ausgestaltungsvarianten des Spannungslängsreglers

42

D. T. Bülo, „Spannungshaltung in aktiven, intelligenten Niederspannungsnetzen,“ Stuttgart, 2012.
89 89

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E.5 Intelligente Netztechnologien ■ Spannungsregelung mit Wechselrichtersteuerung; ■ Spannungsregelung mit variabler Induktivität; ■ Spannungsregelung mit Relais.

Spannungsregelung mit Wechselrichtersteuerung
Der Spannungslängsregler steuert mit Hilfe von leistungselektronischen Bauelementen die induzierte Spannung in einem längsgeschalteten Transformator. Er besitzt keine mechanischen Elemente und kann die Spannung stufenlos in einem Intervall von ±10 % der Nennspannung regeln. Um Spannungsprobleme zu beheben, wird die eingangsseitige Netzspannung durch die auf Mikroprozessoren basierende Regeleinheit erfasst. Die Regeleinheit berechnet die erforderliche Korrekturspannung und steuert auf Basis dieser Berechnung die Wechselrichter an. Im Fehlerfall schließen der Bypass und der eingangsseitige Leistungsschalter den Serientransformator kurz und trennen die Umrichter vom Netz, wodurch die Versorgungssicherheit jederzeit gewährleistet ist. Bei einem Einsatz in der Mittelspannungsebene wird zusätzlich ein Spartransformator eingesetzt, der die erforderliche Eingangsspannung für die Wechselrichter bereitstellt.

Spannungsregelung mit variabler Induktivität
Durch die Variation einer Induktivität wird das Übersetzungsverhältnis in einem längsgeschalteten Transformator beeinflusst. Die Spannung jeder Phase lässt sich in einem Intervall von 8 % stufenlos in eine Richtung regeln. Der Spannungslängsregler besteht pro Phase aus einem Autotransformator, einer mit dem Transformator verbundenen variablen Induktivität und einem Steuersystem43. Eine um die erste Achse gewickelte Hauptspule und eine um die zweite Achse gewickelte Steuerspule bilden zusammen mit einem Magnetkern die variable Induktivität.

Spannungsregelung mit Relais
Im Gegensatz zu den vorgehenden Modellen erfolgt die Regelung eines Spannungslängsreglers mit Relais stufenweise und nicht elektronisch. Pro Phase sind sechs Transformatoren in Reihe geschaltet, die einen Regelumfang von ±36 V bzw. ±48 V (6 V/8 V pro Transformator) besitzen44. Eine Steuerung berechnet die erforderliche Anzahl von den zuzuschaltenden Transformatoren und schaltet diese bei Spannungsabweichungen je nach Bedarf über Schaltschütze zu oder ab. Der Einsatz dieses Spannungslängsreglers erfolgt derzeit vor allem in der Niederspannungsebene.

E.5.2
E.5.2.1

Informations- und kommunikationstechnische Realisierung
Funktionen zur Spannungshaltung

Für eine Herleitung der Komponenten einer intelligenten Regelung werden an dieser Stelle die Funktionen untersucht, die in verschiedenen Ausgestaltungsvarianten der Spannungsregelung benötigt werden. Dabei unterscheiden sich die Funktionen der intelligenten Regelung am rONT und SpLR komponententechnisch kaum voneinander, weshalb sie gemeinsam betrachtet werden.

43 44

Magtech, „Magtech Voltage Booster- Stabilising low voltage lines,“ Moss, Norway, 2011. WALCHER, „Spannungsprobleme - -Der klassicheklassische Einsatz von Netzreglern,“ Eichenzell.
90 90

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E.5 Intelligente Netztechnologien In Anhang 1 sind diese Funktionen im SGAM dargestellt. Die verschiedenen Pfade gehören dabei zu verschiedenen Ausgestaltungsmöglichkeiten, eine weitere Variante, bei der keinerlei Messdaten extern kommuniziert werden, wird durch die Erfassung und Verarbeitung der Messdaten direkt am rONT beziehungsweise SpLR beschrieben. Die Abbildung fasst entsprechend alle möglichen Varianten in einer Übersicht zusammen.

Abbildung 62: Funktionen zur Spannungsregelung

Bei der autarken Regelung (erste Variante) – sowohl für den regelbaren Ortsnetztransformator als auch den Spannungslängsregler – wird die Spannung direkt am Gerät gemessen und auch dort verarbeitet (Feldzone). Darauf aufbauend wird die lokale Regelung durchgeführt. Dies ist die erste Ausgestaltungsvariante, im Rahmen der SGAM-basierten Modellierung (vertiefende Informationen hierzu im Anhang dieser Studie) ist sie auf die Zonen Process und Field beschränkt. Die zweite Variante ist die Messung an entfernten Knoten. Hier wird die Spannung zum einen am Gerät (rONT oder SpLR) gemessen und bei der Datenverarbeitung im Gerät genutzt, zum anderen wird die Spannung mit weiteren Sensoren im Netz gemessen und über ein IED an das spannungsregelnde Gerät kommuniziert (Stationszone). Diese Messdaten werden am Gerät verarbeitet und zusammen mit den am Gerät gemessenen Werten werden die Regelwerte am rONT beziehungsweise SpLR berechnet und abschließend die Regelung durchgeführt. Diese Variante erstreckt sich in der SGAM-basierten Modellierung von der Zone Process bis zur Zone Station. In der dritten technischen Realisierungsvariante wird ein zentrales Leitsystem als Kontrollinstanz in die Regelung mit einbezogen, das im SGAM in der Zone Operation verortet wird. Hier wird die Spannung am Gerät (rONT oder SpLR) gemessen, über ein IED an das Leitsystem kommuniziert, dort mit weiteren Messwerten von Sensoren, regelbaren Ortsnetztransformatoren und Spannungslängsreglern im Feld in einer DMS-Komponente verarbeitet und schlussendlich ein Steuersignal zurück an das Gerät übermittelt, welches den Schaltbefehl auslöst und quittiert.

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91 91

E.5 Intelligente Netztechnologien Beim rONT ist für eine Kostenbewertung zu unterscheiden, ob lediglich Messwerte von weiteren rONT eingebunden werden (nachfolgend Variante III), oder ob auch andere Sensoren und Spannungslängsregler zur Ermittlung einer adäquaten Regelung integriert werden (nachfolgend Variante IV). Diese verschiedenen informations- und kommunikationstechnisch differenziert zu betrachtenden Realisierungsvarianten lassen sich wie folgt zusammenfassen. ■ Variante I – Autark: Spannungsmessung und -regelung autark am regelbaren Ortsnetztransformator beziehungsweise Spannungslängsregler. ■ Variante II – Netzknoten: Spannungsmessung an entfernten Knoten im Netz, Eingang und Verarbeitung der Messwerte am regelbaren Ortsnetztransformator beziehungsweise Spannungslängsregler. ■ Variante III – Leitsystem: Spannungsmessung am regelbaren Ortsnetztransformator beziehungsweise Spannungslängsregler, Verarbeitung der Messwerte und Senden des Steuersignals durch das Leitsystem des Verteilernetzbetreibers. ■ Variante IV – Leitsystem+: Spannungsmessung am regelbaren Ortsnetztransformator beziehungsweise Spannungslängsregler sowie zusätzlich an entfernten Knoten im Netz, Verarbeitung der Messwerte und Senden des Steuersignals durch das Leitsystem des Verteilernetzbetreibers.

Von den vier Möglichkeiten zur Einbindung eines rONT ist die autarke die einfachste und in der Regel vollkommen ausreichend.
Je nach Realisierungsvariante werden für die Spannungsregelung durch den rONT und SpLR verschiedene technische (Teil-)Komponenten benötigt. Der rONT und SpLR müssen dabei unabhängig von der Variante immer durch Sensoren die Spannung am Gerät messen und durch einen Stufenschalter die Regelung durchführen können (Basisfunktionalität). Je nach Art und Ort der Datenverarbeitung und Herkunft der zur Regelung genutzten Daten wird darüber hinaus variantenabhängig eine Komponente zur Datenverarbeitung und/oder ein Gateway/IED zur Kommunikation benötigt (variantenspezifische Funktionen). In Abbildung 63 sind die Komponenten in dem spannungsregelnden Gerät je nach Variante dargestellt.

Abbildung 63: Variantenabhängige Komponenten zur Spannungsregelung
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E.5 Intelligente Netztechnologien Der Hauptkostentreiber beim rONT ist in Bezug auf die Kommunikation in der verwendungsfähigen IKT vor allem die richtige Konfiguration der eingehenden Daten für die Steuerung, nicht jedoch die Bauteile zum Empfangen oder Senden von Daten. Daher werden von den Herstellern der regelbaren Ortsnetztransformatoren meist die Komponenten für alle Varianten verbaut. Dies ermöglicht auch einen späteren Wechsel der Variante ohne den Austausch des Transformators. Die Komponenten eines rONT entsprechen also bereits heute immer denen für die Variante „Netzknoten“ mit der Möglichkeit zum Senden und Empfangen von Daten am Gateway. Dies ist in Abbildung 64 dargestellt.

Abbildung 64: Eingebaute Komponenten bei regelbaren Ortsnetztransformatoren

Mit diesen Komponenten kann die Spannung sowohl autark, als auch von einer externen Stelle geregelt werden. Darüber hinaus können Messwerte von außerhalb empfangen und die eigenen Messwerte gesendet werden. Hierfür werden die Datenmodelle und Kommunikationsprotokolle aus der IEC 61850 sowie zumeist das CIM (IEC 61968) unterstützt.

Der rONT unterstützt Ausgestaltungsvarianten.

mit

seinen

eingebauten

Komponenten

alle

vier

In der Ausgestaltungsvariante „Autark“ des regelbaren Ortsnetztransformators und Spannungslängsreglers, bei der die Spannung am Gerät gemessen und geregelt wird, sind mit den in Abbildung 64 dargestellten Komponenten bereits alle für diese Variante nötigen Komponenten vorhanden. In der Ausgestaltungsvariante „Netzknoten“, bei der die Spannungswerte von Sensoren an entfernten Knoten in die Regelung mit einbezogen werden, müssen als weitere Komponenten geeignete Sensoren im Netz installiert werden. Darüber hinaus übermitteln diese Sensoren ihre Messwerte über ein Gateway und einen Kommunikationslink an das spannungsregelnde Gerät. In den Ausgestaltungsvarianten „Leitsystem“ und „Leitsystem+“, bei denen die Regelung an einer zentralen Stelle wie dem Leitsystem des Netzbetreibers erfolgt, ist entsprechend ein Anschluss des spannungsregelnden Gerätes an eine Kommunikationsverbindung erforderlich. Im Leitsystem ist neben dem Gateway als Schnittelle zum Kommunikationsnetzwerk passende Hardware und (Backend-)Software nötig, um die eingehenden Messwerte zu verarbeiten sowie über eine Netzzustandsvorhersage die im Netz gegebenenfalls erforderliche Regelung zu ermitteln. Eine detaillierte Modellierung aller Ausgestaltungsvarianten als Modellierung im SGAM sowie eine Darstellung der Methodik ist im Anhang 1 zu finden und motiviert.

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93 93

E.5 Intelligente Netztechnologien

E.5.2.2

Kosten der informations- und kommunikationstechnischen Realisierung

Ein rONT kostet das Doppelte eines ungeregelten Transformators und ermöglicht dafür eine Erhöhung des Toleranzbereichs von 3 % Spannungsanhebung im Niederspannungsnetz auf 11 % Spannungsanhebung
Darüber hinaus wurden Kosten für rONT und deren informationstechnische Realisierung ermittelt. Diese sind von den dargestellten Ausgestaltungsvarianten abhängig und in Tabelle 16 zusammengefasst. Es wird dabei angenommen, dass ein autarker rONT in etwa das Doppelte eines ungeregelten Transformators kostet. Weiter wird aus bisheriger Erfahrung unterstellt, dass der Regelteil als technische IK-Teilkomponente zumeist eine kürzere Lebensdauer als der eigentliche Transformator hat. Die Kosten für diese Komponente entsprechen denen der technischen Mehrausstattung eines regelbaren Transformators gegenüber einem ungeregelten Transformator. In Tabelle 16 sind die Kosten für den rONT mit den zusätzlichen Komponenten je Ausgestaltungsvariante dargestellt. Hierbei fällt auf, dass die Kosten für die anderen Ausgestaltungsvarianten im Vergleich zur autarken Regelung sehr hoch sind. Eine ausführliche Kostenanalyse hat gezeigt, dass der wesentliche Kostentreiber in den Varianten nicht auf einzelne Bauteile zurückzuführen ist, sondern mit dem Projektierungs- und Engineering-Aufwand für die Regelung zusammenhängt. Während in der Variante I „Autark“ lediglich ein Spannungswert gemessen und zur Regelung die Differenz zum vorgegebenen Sollwert ermittelt werden muss, fließen in den Ausgestaltungsvarianten II bis IV mehrere Messwerte in die Berechnung der Regelwerte mit ein. Die Messwerte werden für eine Netzzustandsvorhersage genutzt, die ein explizites Netzmodell erfordert, welches für jedes Netzmodell unterschiedlich ist und entsprechend für jeden Transformator individuell konfiguriert werden muss. Zur gesamtwirtschaftlichen Bewertung wird auf einen durchschnittlichen Kostenwert aufgesetzt, der den Mix der jeweiligen Ausgestaltungsvarianten bezogen auf den zu erwartenden Einsatz berücksichtigt. Hierbei wird ein hoher Anteil der Ausgestaltungsvariante I „Autark“ unterstellt, um die Gesamtkosten durch eine entsprechende Einführung mit den anfallenden Kosten zu minimieren. Darüber hinaus hat eine Marktanalyse gezeigt, dass für einen großen Anteil der Verteilernetze der Einsatz nach Variante I zu empfehlen ist, da die Erhöhung des Toleranzbereichs auf 11 % in der Niederspannung für die Integration der Erneuerbaren Energien in dem Verteilernetz in den meisten Fällen vollkommen ausreichend und somit als minimale Grundvoraussetzung zu verstehen ist. Dies trifft für 95 % der Netze zu, in denen ein regelbarer Ortsnetztransformator die Spannungsprobleme in der Niederspannung kostenreduzierend im Vergleich zum konventionellen Netzausbau beheben kann. In bestimmten Ausnahmefällen ist das Potenzial einer zentralen Regelung beziehungsweise einer Berücksichtigung des kompletten Netzmodells hoch genug, um die hohen Kosten gegenüber der autarken Regelung nach Variante I für eine umfangreichere Ausgestaltungsvariante zu rechtfertigen. Dies kann zum Beispiel der Fall sein, wenn durch eine zentrale Regelung und komplette Ausstattung des Mittelspannungsnetzes mit regelbaren Ortsnetztransformatoren eine erhöhte Integration von Erneuerbaren Energien in der Mittelspannung ermöglicht wird, da dann auch der Toleranzbereich für die Mittelspannung erhöht wird (vgl. Kapitel E.5.1.1.).

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E.5 Intelligente Netztechnologien

Ausgestaltungsvariante I – Autark

Anteil 95 %

Kapitalkosten 25.500 EUR

Betriebskosten 500 EUR

Abschreibungsdauer Transformator: 40 Jahre Regelteil: 20 Jahre

II – Netzknoten

1%

50.500 EUR

1.700 EUR

Transformator: 40 Jahre Regelteil: 20 Jahre

III – Leitsystem

3%

38.500 EUR

2.500 EUR

Transformator: 40 Jahre Regelteil: 20 Jahre

IV – Leitsystem+

1%

56.000 EUR

3.000 EUR

Transformator: 40 Jahre Regelteil: 20 Jahre

Durchschnittskostenwerte

26.500 EUR

600 EUR

Tabelle 16: Kosten des regelbaren Ortsnetztransformators nach Ausgestaltungsvarianten (Quelle: Interne Recherche, Expertenbefragung)

Des Weiteren wird auf Basis von Marktbeobachtungen angenommen, dass ein Spannungslängsregler gegenüber einem regelbaren Ortsnetztransformator nur unwesentlich günstiger ist. Dies gilt ebenfalls für den Mehrpreis der Ausgestaltungsvarianten II und III im Vergleich zur Variante I, da bei einer Integration weiterer Messwerte für die Regelung eines Spannungslängsreglers zumeist weniger Messwerte als bei dem Transformator einbezogen werden (vgl. Kapitel E.5.2.1). Somit sind hier die Aufwände für die Konfiguration der Regelung geringer. Die Kosten der einzelnen Ausgestaltungsvarianten des Spannungslängsreglers sind in der nachfolgenden Tabelle dargestellt. Ausgestaltungsvariante
I – Autark II – Netzknoten III – Leitsystem Schnitt

Anteil
95 % 4% 1%

Investitionskosten
22.000 EUR 30.000 EUR 24.000 EUR 22.300 EUR

Betriebskosten
200 EUR 500 EUR 400 EUR 210 EUR

Abschreibungsdauer
Längsregler: 40 Jahre Regelteil: 20 Jahre Längsregler: 40 Jahre Regelteil: 20 Jahre Längsregler: 40 Jahre Regelteil: 20 Jahre

Tabelle 17: Kosten des Spannungslängsreglers nach Ausgestaltungsvarianten (Quelle: Interne Recherche, Expertenbefragung)

Die Marktanalyse hat ergeben, dass die Funktionalitäten eines regelbaren Ortsnetztransformators und Spannungslängsreglers in der minimalen Ausgestaltungsvariante „Autark“ in 95 % der Fälle für den Einsatz vollkommen ausreichend sind. Darüber hinaus sind gerade beim rONT die Kosten für
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E.5 Intelligente Netztechnologien diese Variante bedeutend geringer als für die anderen Ausgestaltungsvarianten, weshalb diese Variante in den meisten Fällen zu empfehlen ist. Der Einsatz einer anderen Variante kann in stark inhomogenen Teilnetzen und bei sehr hoher EE-Durchdringung von Vorteil sein und dort die Mehrkosten im Vergleich zur autarken Variante durch die umfangreichere Spannungsregelung rechtfertigen. Falls zunächst ein regelbarer Ortsnetztransformator in der Variante „Autark“ in einem Netz eingesetzt wird, im späteren Verlauf der Netzentwicklung jedoch an dieser Stelle eine umfangreichere Ausgestaltungsvariante als sinnvoll erscheint, so erläutert das nachfolgende Kapitel die zusätzlichen Investitionen, die für einen Variantenwechsel nötig sind.

E.5.2.3

Wechsel zwischen Varianten der Spannungsregelung

Häufig ist zu einem Entscheidungszeitpunkt nicht absehbar, wie sich Einspeisung und Last in einem Netz in den Folgejahren oder -jahrzehnten entwickeln wird. Dadurch kann es vorkommen, dass zu einem bestimmten Zeitpunkt die eine Ausgestaltungsvariante eines spannungsregelnden Betriebsmittels (rONT oder SpLR) vorteilhaft erscheint, zu einem späteren Zeitpunkt jedoch eine andere Ausgestaltungsvariante mit mehr Funktionen von größerem Nutzen ist. Deshalb wird in diesem Kapitel erläutert, inwieweit Umrüstkosten bei der Änderung einer Ausgestaltungsvariante in der Spannungsregelung entstehen. Dabei werden hier Abwärtsentwicklungen („Rückbau“), also das Reduzieren der Funktionalitäten ohne Zugewinn neuer Funktionalitäten, nicht betrachtet.

Nachträglicher Wechsel der Ausgestaltungsvariante wird vom rONT unterstützt.
Im vorherigen Kapitel wurde bereits erläutert, dass bei der Spannungsregelung die Geräte von Anbietern heutzutage bereits so hergestellt werden, dass sie alle Ausgestaltungsvarianten unterstützen. Wird also in einem Netz die Spannung bereits mit einem rONT oder SpLR geregelt und soll an dieser Stelle eine andere Variante der Regelung als zuvor genutzt werden, so muss das Gerät selbst nicht ausgetauscht werden, da es technisch bereits alle (Steuerungs-)Varianten unterstützt. In Abbildung 65 sind die Funktionen der Spannungsregelung ihren jeweiligen Varianten zugeordnet.

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E.5 Intelligente Netztechnologien

Abbildung 65: Zuordnung der Funktionen in der Spannungsregelung zu den Ausgestaltungsvarianten

Als erstes wird die Variante I „Autark“ als bereits im Netz installierte Variante betrachtet. Soll an deren Stelle eine der anderen drei Varianten (II, III und IV) umgesetzt werden, so kann das bestehende Gerät komplett übernommen werden. Die Umrüstkosten zu der umfangreicheren Variante entstehen dadurch, dass zusätzliche Komponenten im Netz oder Leitsystem eingebaut werden müssen und der Regelalgorithmus individuell anzupassen ist. Das spannungsregelnde Gerät mit dem Stufenschalter, den Sensoren, der Steueralgorithmik und der Schnittstelle nach außen ist in jeder Ausgestaltungsvariante gleich. Da allein diese Komponenten bereits die Variante I der autarken Regelung realisieren, bestehen die Varianten II, III und IV immer aus der Variante I und einem variantenspezifischen Mehraufwand, weshalb eine Umstellung von der autarken Variante I auf eine der anderen Varianten keine Zusatzinvestitionen im Vergleich zu einer direkten Umsetzung der höheren Variante bedeutet. Die Ausgestaltungsvarianten II „Netzknoten“ und III „Leitsystem“ sind bis auf das spannungsregelnde Gerät komplett unterschiedlich: In der Variante II „Netzknoten“ werden Messwerte von entfernten Netzknoten in die Regelung mit einbezogen, das Leitsystem ist hier jedoch überhaupt nicht involviert. In der Variante III „Leitsystem“ hingegen erfolgt die Regelung über das Leitsystem, es werden in die Regelung jedoch höchstens die Messwerte anderer Geräte einbezogen, nicht jedoch Messwerte von entfernten Netzknoten im unterlagerten Netz. Entsprechend ist die einzige Gemeinsamkeit der Varianten II und III der rONT beziehungsweise Spannungslängsregler, die zusätzlichen Komponenten der Varianten sind disjunkt. Ebenso können die Konfigurationsaufwände bei einem Wechsel zwischen den Varianten II und III in beiden Richtungen nicht wieder verwendet werden, da die Regelung zum einen an verschiedenen Stellen erfolgt, nämlich in Variante II „Netzknoten“ am Gerät und in Variante III „Leitsystem“ im Leitsystem. Zum anderen basiert die State Estimation bei Variante II „Netzknoten“ auf einem Netzmodell des unterlagerten Netzes, Variante III „Leitsystem“ integriert dagegen die Messwerte von weiteren spannungsregelnden Geräten und basiert entsprechend auf einer State Estimation des vorgelagerten Netzes.
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E.5 Intelligente Netztechnologien Statt eines Wechsels zwischen den Varianten „Netzknoten“ und „Leitsystem“ in beliebiger Richtung empfiehlt sich stattdessen bei Bedarf ein Aufrüsten zur umfangreichsten Variante IV „Leitsystem+“, welche die Varianten „Netzknoten“ und „Leitsystem“ vereint und bereits getätigte Investitionen in Systeme der vorigen Variante wieder verwerten kann. Es wird bei einem Wechsel von „Netzknoten“ oder „Leitsystem“ zu „Leitsystem+“ zwar zu zusätzlichen Umrüstkosten im Vergleich zu einer direkten Umsetzung der Variante „Leitsystem+“ kommen, da Konfigurationen neu angepasst werden müssen und die getätigten Aufwände in die bisherige Konfiguration nicht komplett wieder verwendet werden können. Dieser Zusatzaufwand bleibt jedoch in einem vertretbaren Rahmen, da der rONT an sich bereits die Hälfte der Kosten für die Variante Leitsystem+ ausmacht und ein weiteres Viertel die Kosten für die zusätzlichen Messgeräte sind. Ein Variantenwechsel von „Netzknoten“, „Leitsystem“ und „Leitsystem+“ zur Variante „Autark“ sowie von „Leitsystem+“ zu einer beliebigen anderen ist nicht zu empfehlen, da dies eine Reduzierung der Funktionalitäten bedeutet. Abbildung 66 fasst die empfohlenen Variantenwechsel in einer Übersicht zusammen.

Abbildung 66: Empfohlene Nachrüstmöglichkeiten der technischen Varianten bzgl. rONT und SpLR

Ein Wechsel zwischen „Netzknoten“ und „Leitsystem“ ist nicht zu empfehlen, da diese Varianten bis auf das spannungsgebundene Gerät keine Gemeinsamkeiten haben.
Aus den Untersuchungen lässt sich zusammenfassend ableiten, dass ein nachträglicher Wechsel der Ausgestaltungsvariante keine vollständigen Doppelinvestitionen bedeutet. Wird als erstes die Variante I „Autark“ an einem rONT oder SpLR umgesetzt, ergeben sich bei einer nachträglichen Erweiterung keine nennenswerten Zusatzaufwände im Vergleich zu einer direkten Umsetzung der späteren Variante. Die höchsten Zusatzaufwände ergeben sich bei einem nachträglichen Wechsel zwischen der Variante II „Netzknoten“ und III „Leitsystem“ in beide Richtungen. Es ist daher bei netzseitigen Nachrüstbedarf ein Wechsel in die Variante IV „Leitsystem+“ zu empfehlen, da dann bei einer Umrüstung die bereits umgesetzten Funktionen der Variante II beziehungsweise III zum Teil in der Variante IV wieder verwertet werden können, bei einem Wechsel zwischen II und III nicht.

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E.5 Intelligente Netztechnologien

E.5.3

Reduktion des Netzausbaubedarfs durch intelligente Technologien

Eine Regelung des Übertragungsverhältnisses von Ortsnetztransformatoren kann den benötigten Netzausbaubedarf in der Niederspannungsebene signifikant reduzieren, da der Ausbaubedarf in der Niederspannungsebene hauptsächlich durch Spannungsbandverletzungen getrieben ist. Zur Ermittlung der optimalen Durchdringung von regelbaren Ortsnetztransformatoren sind in dieser Studie eine Vielzahl an Szenarien und Durchdringungen untersucht worden. Der Einsatz eines Spannungslängsregler ist vor allem dort vorteilhaft, wo sich die installierte Leistung von EE-Anlagen sehr ungleichmäßig auf die Abgänge eines Niederspannungsnetzes verteilt. Eine Regelung der Sammelschienenspannung und damit gleichmäßige Spannungsreglung aller Abgänge durch einen regelbaren Ortsnetztransformator würde dafür eventuell nicht ausreichend sein. Die notwendige Anzahl der Spannungslängsregler bei einem umfänglichen Einsatz entspricht dabei mindestens der Anzahl an notwendigen rONTs. Da in den vorliegenden Simulationen der spannungsbedingte Netzausbaubedarf in der Niederspannungsebene nahezu vollständig durch rONTs substituiert werden kann, wurde von der Simulation von Spannungslängsreglern abgesehen. Abbildung 67 zeigt die Auswirkung regelbarer Ortsnetztransformatoren auf den Netzausbaubedarf in Verteilernetzen in Deutschland. Dabei wurde für alle Modellnetzklassen in jeder Iteration der Monte-Carlo Simulation geprüft, ob Spannungsbandverletzungen vorliegen und gegebenenfalls ein regelbarer Ortsnetztransformator in der Ortsnetzstation unterstellt. Es wurden alle Simulationen mit verschiedenen Grenzleistungen als Bedingung für den Zubau eines rONTs durchgeführt, sodass erst ein rONT installiert wird, wenn der Niederspannungsabgang mit Spannungsbandverletzung eine gewisse installierte Leistung überschreitet. Von einem umfänglichen rONT-Ausbau wird gesprochen, wenn diese Grenzleistung 0 kW entspricht, also in jedem Abgang mit Spannungsbandverletzung ein rONT installiert wird. Dieses Vorgehen ermöglicht es, den Einfluss der Durchdringung von rONT auf den Netzausbau bestimmen zu können.
Ausbaubedarf Transformatoren
Netzausbaubedarf 2013-2032
160.000 km 120.000 80.000 40.000 0 Leitung Trafo Referenz Leitung Trafo mit rONT 160.000

Ausbaubedarf Leitungen

Auswirkung von rONTs auf den Netzausbaubedarf
70.000 35.000 0 -14533 -49445 km -35.000 -70.000

-38%

Anzahl 120.000 80.000

46338

+83%

40.000 0

NS rONT

MS MS/NS

HS HS/MS

Kabel

Transformatoren

rONT

Abbildung 67: Auswirkung eines umfänglichen rONT Einsatzes auf den Netzausbaubedarf bis 2032 (Szenario „EEG 2014“)

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Transformatoren / Ausbaubedarf Leitungen
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E.5 Intelligente Netztechnologien

Durch den umfänglichen rONT-Zubau kann der Netzausbau in der Niederspannung nahezu vollständig vermieden werden. In diesem Fall müssen 8,4 % aller Ortsnetztransformatoren – oder 46.338 Stück – regelbar ausgestattet sein.
Es wird deutlich, dass sich die Wirkung des regelbaren Ortsnetztransformators auf die Niederspannungsebene beschränkt. Dort kann ein Ausbau von 49.445 km Kabellänge eingespart werden. Dies entspricht einer Reduktion von ca. 38 % des ohne regelbaren Ortsnetztransformator erforderlichen Leitungsausbaus in deutschen Verteilernetzen aller Spannungsebenen. Der Netzausbau in der Niederspannungsebene wird durch den Einsatz des rONT fast vollständig vermieden. Darüber hinaus kann auch konventioneller Transformatorzubau eingespart werden. Dies ist darauf zurückzuführen, dass teilweise in ländlichen Netzgebieten kleine Ortsnetztransformatoren durch rONT mit standardisierten und größeren Scheinleistungen ersetzt werden. Demgegenüber steht jedoch ein Zubau von 46.338 regelbaren Ortsnetztransformatoren, was einer Durchdringung von ca. 8,4 % in Deutschland entspricht. Selbst bei Einsatz von regelbaren Ortsnetztransformatoren in allen Netzen mit Spannungsproblemen ist damit bei weitem nicht in jedem Niederspannungsnetz in Deutschland ein regelbarer Ortsnetztransformator notwendig, sondern nur in einem einstelligen Prozentbereich. Diese Netze sind vor allem in ländlichen Netzbereichen zu finden. Die Auswirkung einer geringeren Durchdringung regelbarer Ortsnetztransformatoren auf den Netzausbaubedarf in deutschen Verteilernetzen wurde ebenfalls untersucht. Die Ergebnisse können Abbildung 68 entnommen werden.
160.000 km 120.000 80.000 40.000 0 80.000 Anzahl 60.000 40.000 20.000 0

0,0%

0,0%

0,1%

0,8%

3,7%

4,1%

6,7%

8,3%

8,4%

Zunehmende Durchdringung rONT
NS MS HS MS/NS HS/MS rONT

Abbildung 68: Auswirkung eines nicht umfänglichen rONT-Ausbaus auf den Netzausbaubedarf in deutschen Verteilernetzen (Szenario „EEG 2014“)

Es zeigt sich, dass mit zunehmender Anzahl von regelbaren Ortsnetztransformatoren der Ausbaubedarf der Niederspannungsebene fast vollständig substituiert werden kann. Bei einem geringeren als umfänglichen rONT-Ausbau nehmen die Einsparungen des Netzausbaus nahezu linear ab. Insgesamt lassen sich zwei gegenläufige Effekte beobachten. Mit wachsender Anzahl der rONT nimmt der Netzausbaubedarf ab. Gleichzeitig nimmt allerdings der Bedarf an zusätzlichen Transformatoren zu.
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Ausbaubedarf Transformatoren

Ausbaubedarf Leitungen

E.5 Intelligente Netztechnologien Bewertet man diese beiden gegenläufigen Entwicklungen finanziell, so kann man feststellen, dass die Reduktion der Kosten durch den Netzausbau bei steigendem rONT-Ausbau höher ausfällt als die zusätzlichen Kosten durch die Umspannebenen. Das Kostenminimum wird bei umfänglichem rONT-Ausbau erreicht. Die durchschnittlichen jährlichen Zusatzkosten, die im Szenario „EEG 2014“ bei einer Durchdringung mit rONT von 8,4 % entstehen, sind in Abbildung 69 im Vergleich mit den Zusatzkosten beim konventionellen Netzausbau dargestellt.
Durchschnittliche jährliche Zusatzkosten bis 2032
Mrd. EUR p.a. 1,6

„EEG 2014“ ca. -150 Mrd. EUR

1,4 1,2 1,0 0,8

0,6
0,4 0,2 0,0 Konventioneller Netzausbau NS MS HS HS (Zusatz bei Verkabelung) rONT OPEX rONT

Abbildung 69: Durchschnittliche jährliche Kosten bei Ortsnetztransformatoren von 8,4 % (Szenario „EEG 2014“)

einer

Durchdringung

mit

regelbaren

Die höchsten Kosteneinsparungen werden bei umfänglichem rONT-Ausbau erreicht und führen zu einer Reduktion der durchschnittlichen jährlichen Kosten um knapp 10 %.
Durch den Einsatz von regelbaren Ortsnetztransformatoren können Einsparungen der durchschnittlichen jährlichen Zusatzkosten von bis zu 10 % erreicht werden. Das Investitionsvolumen sinkt verglichen mit dem konventionellen Netzausbau im gleichen Zeitraum um knapp 15 %. Verglichen mit dem Erzeugungsmanagement führt der Einsatz des rONT zu einer deutlich niedrigeren Absenkung des Investitionsvolumens (mehr als 40 % beim Erzeugungsmanagements) und zu einer niedrigeren Absenkung der durchschnittlichen jährlichen Kosten (knapp 20 % beim Erzeugungsmanagement). Die Betriebskosten machen beim Einsatz des rONT einen Anteil von ca. 13 % an den durchschnittlichen jährlichen Zusatzkosten aus, während beim Erzeugungsmanagement knapp ein Drittel für Betriebskosten aufgewendet werden muss. Das liegt insbesondere an den hohen Kosten für die Ersatzbeschaffung für die abgeregelte Energie beim Erzeugungsmanagement.

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E.6 Kombination innovativer Planungskonzepte

E.6 E.6.1
E.6.1.1

Kombination innovativer Planungskonzepte Untersuchte Kombinationen
Technische Ausgestaltung

Die Simulationen zeigen, dass der konventionelle Netzausbaubedarf durch intelligente Maßnahmen reduziert werden kann. Die Auswirkungen wurden in den vorangegangenen Kapiteln für jede intelligente Lösung einzeln diskutiert. In diesem Kapitel soll untersucht werden, inwieweit die im Netz verursachten Kosten zur Integration von EE-Anlagen durch eine Kombination der Maßnahmen weiter reduziert werden können. Von den untersuchten Maßnahmen tragen vor allem das Erzeugungsmanagement und der Einsatz des rONT zur Einsparung des Netzausbaus bei. Das erweiterte Blindleistungsmanagement und das netzdienliche Lastmanagement sind deutlich weniger effektiv. Es wird deshalb untersucht, ob nicht vor allem durch eine Kombination aus Erzeugungsmanagement und rONT weitere Einsparungen zu erzielen sind. Als Ausgangspunkt für eine sinnvolle Kombination von Erzeugungsmanagement und rONT werden die folgenden Festlegungen getroffen: ■ Zunächst wird das Erzeugungsmanagement eingesetzt und anschließend versucht, den verbleibenden Netzausbaubedarf durch den Einsatz von rONT weiter zu senken. ■ Beim Erzeugungsmanagement in der Netzplanung wird eine kostenoptimale Ausgestaltung mit einer Abregelung von 3 % der jährlichen Einspeisung je Windkraft- und PV-Anlagen berücksichtigt. ■ In der vorliegenden Variante wird dort ein regelbarer Ortsnetztransformator zugebaut, wo Verletzungen von Spannungskriterien im Niederspannungsnetz vorliegen. In Kombination mit Erzeugungsmanagement ist eine geringere Anzahl an rONT im Gegensatz zum Einsatz des rONT ohne vorheriges Erzeugungsmanagement zu erwarten. Im weiteren Verlauf wird geprüft, ob eine Änderung der Einsatzreihenfolge, d.h. zunächst ein Netzausbau mit rONT und dann der Einsatz des Erzeugungsmanagements, eine weitere Reduktion des Netzausbaus ermöglicht.

E.6.1.2

Synergiepotenziale bei der IKT

Durch den Einsatz intelligenter Technologien an verschiedenen Stellen ergeben sich Potenziale, durch eine entsprechende Vernetzung Teile verschiedener Technologien gemeinsam zu nutzen. Dies bedeutet neben einer Komplexitäts- und Kostenreduktion zwar ein steigendes Ausfallrisiko durch die stärkere Vernetzung, mit zunehmender Vernetzung wird der Anstieg dieses Risikos jedoch geringer, da stark vernetzte und an verschiedenen Stellen eingesetzte Systeme auch verstärkt evaluiert werden. Innerhalb dieser Studie wurde zur Modellierung der netzdienlichen IKT sowie ihrer jeweiligen Teilkomponenten das so genannten Smart Grid Architecture Model (SGAM) herangezogen. Detaillierte Informationen zum SGAM sowie die Modellierungen jedes einzelnen Lösungsansatzes auf allen fünf Ebenen im SGAM finden sich im Anhang 1. Die Synergien der einzelnen netzdienlichen IKT-Lösungen können über die Funktionsebene im SGAM hergeleitet werden. In Abbildung 70 wurden alle betrachteten Funktionen zur
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E.6 Kombination innovativer Planungskonzepte Spannungsregelung, zum Erzeugungs- und zum Lastmanagement auf einer SGAM-Ebene zusammengefasst und zur besseren Übersicht nur die Funktionen dargestellt, die mit Funktionen von außerhalb des Akteurs interagieren und somit Synergiepotenziale beherbergen.

Abbildung 70: Zusammenhängende Funktionen aller Lösungen im SGAM

■ Synergien beim kombinierten Einsatz von rONT und Spannungslängsreglern Als erstes werden die Synergiepotenziale bei den spannungsregelnden Geräten, also rONT und Spannungslängsregler, untersucht. Die erste Ausgestaltungsvariante ist hier jeweils die Variante „Autark“, bei der alle nötigen Funktionen am Gerät realisiert werden und somit keine Synergiepotenziale bestehen. Bei der zweiten Ausgestaltungsvariante „Netzknoten“, bei der Messdaten von entfernten Knoten in die Regelung mit einbezogen werden, werden am spannungsregelnden Gerät die folgenden Funktionen realisiert: Spannung messen, (externe) Messdaten empfangen, Messdaten verarbeiten und Spannungsregelung durchführen. Normalerweise empfängt das Gerät die Messdaten von Sensoren an entfernten Netzknoten. Kapitel E.5.2 wird dargestellt, dass auch von Spannungsreglern und dezentralen Erzeugern Messdaten gesendet werden können. Dies geschieht bei Spannungsreglern in den Varianten III und IV sowie bei dezentralen Erzeugern, wenn diese ihre aktuellen Einspeisewerte an den Netzbetreiber kommunizieren sollen. Diese Messdaten werden dabei eigentlich an das Leitsystem kommuniziert. Werden diese Messdaten jedoch darüber hinaus an das spannungsregelnde Gerät in der Ausgestaltungsvariante II gesendet, so können sie hier ebenfalls verarbeitet und in die Regelung integriert werden. In diesem Fall ersetzen die integrierten Spannungsregler und dezentralen Erzeuger entsprechende Sensoren an entfernten Knoten im Netz. In der Ausgestaltungsvariante III „Leitsystem“ senden der Spannungsregler rONT und SpLR ihre Messdaten an das Leitsystem und empfangen von diesem wiederum ein Steuersignal. Im
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E.6 Kombination innovativer Planungskonzepte Leitsystem werden dabei bezogen auf den rONT nur Messdaten von weiteren rONT empfangen, um somit eine optimierte Regelung in Hinblick auf das vorgelagerte Mittelspannungsnetz zu erzielen. Werden in die Regelung weitere Messwerte aus dem Netz einbezogen, so entspricht dies der Ausgestaltungsvariante IV „Leitsystem+“. In der Ausgestaltungsvariante IV ergibt sich das Synergiepotenzial wieder aus der Herkunft der Messdaten für die Regelung. Es können wie auch zuvor in Variante II die Messwerte weiterer Spannungsregler und dezentraler Erzeuger in die Regelung integriert werden, sofern bei diesen bereits eine Kommunikation der Messwerte nach außen vorgesehen ist. Sie ersetzen wie auch in den anderen Varianten die Sensoren an entfernten Knoten im Netz. ■ Synergien beim kombinierten Einsatz von rONT und Erzeugungsmanagement Beim Erzeugungsmanagement an dezentralen Erzeugungsanlagen wird die nötige Steuerung wieder zentral im Leitsystem des Netzbetreibers ermittelt. Hierfür werden zum Teil aktuelle Einspeisewerte von dezentralen Erzeugern an den Netzbetreiber kommuniziert. Benötigt der Netzbetreiber mehr Informationen aus dem Netz, um die Abregelung von Anlagen zu optimieren, so muss er im Netz selbstständig Sensoren für die State Estimation installieren. Für die State Estimation kann er aber auch die Messwerte von seinen Spannungsreglern integrieren, sofern diese an ihn gesendet werden (Variante III und IV). Ist darüber hinaus ein Spannungsregler in der Ausgestaltungsvariante II in seinem Netz vorhanden, so können die Messdaten der dazugehörigen Sensoren im Netz auch zusätzlich an das Leitsystem kommuniziert und für das Erzeugungsmanagement genutzt werden. Für ein Lastmanagement erhält der Netzbetreiber in der Regel keinerlei aktuelle, standardisierte Messwerte von den Verbrauchern und muss die für die Steuerung nötigen Messdaten komplett anders beschaffen. Hier können wieder Messwerte von Spannungsreglern in den Ausgestaltungsvarianten III und IV sowie aktuelle Einspeisewerte von dezentralen Erzeugern genutzt werden, sofern diese vorhanden sind. Des Weiteren können Sensoren an Netzknoten in die Regelung integriert werden, sofern diese durch einen Spannungsregler in der Ausgestaltungsvariante II bereits existieren. Ansonsten und im Fall von zu wenig Messpunkten muss der Netzbetreiber zusätzliche Sensoren im Netz für die Funktion der State Estimation installieren.

Zusammenfassend basieren Synergiepotenziale vor allem auf einer Mehrfachnutzung von Kommunikationsinfrastrukturen und einheitlichen Messdaten. Die Nutzung dieser Synergien führt zu einer Komplexitätsreduktion, da einzelne Betriebsabläufe nicht doppelt über parallele Infrastrukturen erfolgen und einzelne Komponenten mehrfach genutzt werden können.
Durch die Reduktion der Komplexität sinken auch die Kosten, dagegen steigt jedoch die Anfälligkeit der Systeme, da einzelne Komponentenausfälle bei miteinander vernetzten Technologien mehrere dieser Technologien betreffen können. Das Risiko steigt zwar mit jeder zusätzlichen Vernetzung, der Anstieg selbst wird jedoch immer geringer, da stark vernetzte Systeme mit mehreren Anwendungsfällen mehr geprüft und evaluiert werden als allein stehende Technologien. Durch eine zunehmende Vernetzung des Energiesystems lassen sich darüber hinaus weitere neue Rollen und Geschäftsmodelle entwickeln, die durch die Migrationspfade in Anhang 2 betrachtet werden.

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E.6 Kombination innovativer Planungskonzepte

E.6.2

Reduktion des Netzausbaubedarfs durch eine Kombination der Maßnahmen

Abbildung 71 zeigt das Einsparpotenzial beim Netzausbau durch den kombinierten Einsatz von Erzeugungsmanagement und rONT für die drei zugrundeliegenden Szenarien.
Ausbaubedarf Transformatoren
105 105

300.000

180 150 GVA 120 90 60 30 0
2012-2022
2012-2017 2012-2032 2012-2017 2012-2022 2012-2032 2012-2017 2012-2022 2012-2032

Ausbaubedarf Leitungen

250.000 km 200.000 150.000 100.000 50.000 0

Meseberg-Szenario „EEG 2014“ NS MS HS

NEP-Leitszenario „NEP“ MS/NS NS/MS HS/MS MS/HS rONT

Bundesländerszenario „Bundesländer“ ∆ Aussbau Transformatoren Abw. Transf. konv. Ausbau ohne intelligente Netztechnologien

∆ Netzausbau Ausbau Abw. Ltg. konv. ohne intelligente Netztechnologien

Abbildung 71: Reduzierung des Netzausbaubedarfs bei kombiniertem Einsatz intelligenter Netztechnologien

Durch den kombinierten Einsatz von Erzeugungsmanagement und rONT können Infrastrukturmaßnahmen in Höhe von über 60 % eingespart werden.
Bei Anwendung der beschriebenen Netztechnologien verringert sich der notwendige Netzausbaubedarf im Szenario „EEG 2014“ von 131.317 km auf rund 57.427 km. Dies entspricht einer Einsparung von mehr als 55 %. Darüber hinaus müssen Transformatorkapazitäten in Höhe von nur 30.407 MVA, einschließlich 7.144 MVA an rONT, installiert werden. Im Vergleich zum konventionellen Netzausbau werden so rund 36 % der zu installierenden Transformatorkapazitäten eingespart. Bei dieser Kombination wird sowohl der Netzausbaubedarf in der Niederspannungsebene fast vollständig eliminiert, als auch signifikante Einsparungen in der Mittelspannungsebene ermöglicht. Alternativ könnten die Maßnahmen auch so kombiniert werden, dass zunächst dort ein rONT zugebaut wird, wo Spannungsverletzungen auftreten und dann erst das Erzeugungsmanagement zur Vermeidung verbleibender Ausbaumaßnahmen eingesetzt wird. Durch dieses Vorgehen könnte die abgeregelte Einspeisung aus EE-Anlagen reduziert werden. In Abbildung 72 ist der Einfluss auf den Netzausbau, die abgeregelte Energie und die Anzahl der erforderlichen rONT für beide Kombinationsmöglichkeiten für das Szenario „EEG 2014“ dargestellt.

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E.6 Kombination innovativer Planungskonzepte

km 120.000 100.000 80.000 60.000 40.000 57.427 km 54.859 km

48,2 TWh

50 GWh 40 30 46.338 20 10 0

20.000
0 Leitungen Leitungen

9.815 nicht Anzahl rONT eingespeister Strom Leitungen nicht Anzahl rONT eingespeister Strom

Referenz NS

EM (70%) vor rONT MS HS rONT

rONT vor EM (70%) nicht eingespeister Strom aus EE

Abbildung 72: Vergleich der beiden Kombinationsmöglichkeiten von Erzeugungsmanagement und regelbaren Ortsnetztransformatoren (Szenario „EEG 2014“)

Durch den Vergleich der beiden Kombinationsmöglichkeiten erkennt man, dass ein prioritärer Ausbau der rONT zu einem geringfügig niedrigeren Netzausbau führt. Auch die Menge der abgeregelten Energie ist gegenüber einem prioritären Einsatz des Erzeugungsmanagements um ca. 12 % geringer. Der Anteil der erforderlichen rONT ist allerdings deutlich höher. Anstelle von knapp 10.000 rONT im Fall des prioritären Erzeugungsmanagements sind über 45.000 rONT erforderlich.

Durch eine Ergänzung des Erzeugungsmanagement in der Netzplanung mit dem Einsatz von rONT kann der spannungsbedingte Netzausbau in der Niederspannungsebene nahezu vollständig vermieden werden. Dazu müssen lediglich 1,8 % aller Ortsnetztransformatoren regelbar sein.
In Abbildung 73 werden die durchschnittlichen jährlichen Kosten der Referenz, bei Anwendung von Erzeugungsmanagement in der Netzplanung und in Kombination mit rONT dargestellt. Die durchschnittlichen jährlichen Kosten sind hierbei analog zu den vorangegangen Kapiteln das Ergebnis einer Mittelwertbetrachtung der jährlichen kalkulatorischen und aufwandsgleichen Kosten bis in das Jahr 2032.

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Nichte eingespeister Strom aus EE
106 106

140.000

131.317 km 52,7 TWh

60

Zubau Leistungslänge

E.6 Kombination innovativer Planungskonzepte
Mrd. EUR p.a. 1,4

Durchschn. jährliche Zusatzkosten bis 2032

1,2 1 0,8 0,6 0,4 0,2 0

Konventioneller Netzausbaubedarf
NS MS HS

Erzeugungsmanagement
OPEX IKT

Erzeugungsmanagent mit rONT
rOnt Abg. Energie

Abbildung 73: Jährliche Kosten bei Kombination von Erzeugungsmanagement und rONT bis 2032 im Vergleich zur Referenz (Szenario „EEG 2014“)

Wenn das Erzeugungsmanagement prioritär eingesetzt wird und rONT nur zur Reduktion des verbleibenden spannungsgetriebenen Netzausbaubedarfs eingesetzt wird, können bis 2032 die durchschnittlichen jährlichen Kosten um bis zu 20 % reduziert werden.
Im direkten Vergleich der jährlichen Zusatzkosten der jeweiligen Netzebenen fällt auf, dass nicht nur 94 % der jährlichen Kosten in der Niederspannungsebene, sondern auch 44 % in der Mittelund 57 % in der Hochspannungsebene gegenüber der jeweiligen Kostenposition im Fall des konventionellen Netzausbaus eingespart werden können. Verglichen mit dem ausschließlichen Einsatz von rONT können damit durch die Kombination mit Erzeugungsmanagements vor allem Einsparungen in den Mittel- und Hochspannungsnetzen erzeugt werden. Dazu reicht es aus, wenn 1,8 % der Ortsnetztransformatoren regelbar sind. Der prioritäre Einsatz von rONT kann zwar dazu dienen, die abgeregelte Energie zu reduzieren. Allerdings können die Einsparungen bei der abgeregelten Energie nicht die Kosten der zusätzlichen rONT kompensieren, selbst wenn die abgeregelte Energie mit 100 EUR/MWh bepreist wird. Die Investitionsentscheidung bezüglich der regelbaren Ortsnetztransformatoren ist allerdings von der vorherrschenden Netzsituation abhängig und somit im Fall eines vorgelagerten Erzeugungsmanagements weitaus weniger kritisch als im Fall eines nachgelagerten Erzeugungsmanagements. Die zeitliche Entwicklung der durchschnittlichen jährlichen Zusatzkosten der optimalen Kombinationslösung ist in Abbildung 74 dem Kostenverlauf beim konventionellen Netzausbau gegenübergestellt.

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107 107

E.6 Kombination innovativer Planungskonzepte

Abbildung 74: Gegenüberstellung jährlicher Kosten der Referenz und des Kombinationsansatzes eines Erzeugungsmanagements mit dem Einsatz von regelbaren Ortsnetztransformatoren

Die jährlichen Zusatzkosten im Jahr 2032 können durch den kombinierten Einsatz von Erzeugungsmanagement und rONT von 1,8 Mrd. EUR auf 1,4 Mrd. EUR gesenkt werden.
Die Kosteneinsparungen sind signifikant und betragen während des gesamten Betrachtungszeitraums mehr als 20 %. Rechnet man die abgeregelte Energie zu den Betriebskosten, so wächst der Anteil der Betriebskosten auf knapp 40 % der zusätzlichen jährlichen Kosten. Gegenüber dem reinen Erzeugungsmanagement werden vor allem zusätzliche Einsparungen in der Niederspannungsebene durch die Verwendung der rONT ermöglicht. Der Netzausbau in der Niederspannung wird damit nahezu vollständig eliminiert. Gleichzeitig sinken die jährlichen Kosten gegenüber dem reinen Erzeugungsmanagement um ca. 5 %. Daraus lässt sich schließen, dass der rONT ein sehr effektives Mittel darstellt, Netzausbau in der Niederspannungsebene zu reduzieren oder sogar zu vermeiden. Aufbauend auf den Annahmen aus Tabelle 7, Seite 33, zu den spezifischen Investitionskosten ist untersucht worden, ob sich das Ergebnis der gesamtwirtschaftlichen Betrachtung auch bei geänderten Investitionskosten bestätigen lässt. Es wurden deshalb die Berechnungen mit den unteren und oberen Grenzen der Investitionskosten wiederholt. Dabei zeigte sich, dass die Aussagen und Ergebnisse stabil auch für abweichende Investitionskosten sind und die Einsparungen bei den jährlichen Kosten auch bei minimalen beziehungsweise maximalen Investitionskosten zu Gunsten des Kombinationsansatzes mit prioritärem Erzeugungsmanagement ausfallen.

Die Anwendung einer optimalen Kombination aus Erzeugungsmanagement und rONT hat kaum Einfluss auf die regionale Verteilung des Netzausbaubedarfs.
Um die Konsequenzen der Kombination von Erzeugungsmanagement und rONT auf die regionale Verteilung der Netzentgelte zu analysieren, wurden die jährlichen Mehrkosten zunächst für die vier Regionen berechnet. Diese sind in Tabelle 18 dargestellt.

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108 108

E.6 Kombination innovativer Planungskonzepte Nord 328 Mio. EUR/a
121 Mio. EUR/a 184 Mio. EUR/a 23 Mio. EUR/a

Zusätzliche Jährliche Kosten
davon HS davon MS davon NS

West 190 Mio. EUR/a
25 Mio. EUR/a 136 Mio. EUR/a 29 Mio. EUR/a

Ost 251 Mio. EUR/a
100 Mio. EUR/a 147 Mio. EUR/a 4 Mio. EUR/a

Süd 271 Mio. EUR/a
62 Mio. EUR/a 124 Mio. EUR/a 85 Mio. EUR/a

Tabelle 18: Jährliche Mehrkosten je Netzebene je Region im Jahr 2022 (Szenario „EEG 2014“)

Für die nachfolgende Kostenwälzung wird ebenfalls vereinfachend angenommen, dass 85 % der Gesamtkosten der Hochspannung in die Mittelspannung sowie 55 % der Gesamtkosten Mittelspannung in die Niederspannung gewälzt werden. Alle Kosten (Kapital- und Betriebskosten) des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung werden den Netzentgelten zugerechnet. Die Ergebnisse je Region im Vergleich zum konventionellen Netzausbau sind in der nachfolgenden Abbildung 75 dargestellt.
Durchschnittlicher Anstieg der Netzentgelte in der Niederspannung (oRLM)
18%

16%
14% 12% 10%

8%
6% 4% 2% 0% Nord Konventioneller Netzausbau West Ost Süd Kombination von Erzeugungsmanagement und rONT

Abbildung 75: Anstieg der Netzentgelte (Bandbreite) je Region im Jahr 2022 für den Referenzfall (rein konventioneller Netzausbau) sowie der Kombination aus Erzeugungsmanagement und rONT (Szenario „EGG 2014“)

Durch eine Kombination aus innovativen Planungskonzepten und der Verwendung intelligenter Technologien kann der Anstieg der Netzentgelte insbesondere in Nord- und Ostdeutschland gebremst werden.
Der Quervergleich zwischen den Regionen verdeutlicht, dass die regionale Verteilung der Belastung durch den Netzausbau für die Kunden ohne registrierender Leistungsmessung auch durch den Einsatz einer optimalen Kombination von Erzeugungsmanagement und rONT nicht wesentlich geändert wird. Der Anstieg der Netzentgelte durch die Integration Erneuerbarer Energien-Anlagen kann durch eine Kombination von Erzeugungsmanagement und intelligenten Netztechnologien im Durchschnitt abgebremst werden. Einem höheren Anstieg der Netzentgelte in Süddeutschland stehen geringere Anstiege der Netzentgelte in Nord- und Ostdeutschland gegenüber. Der Anstieg der Netzentgelte in der Niederspannung für Kunden ohne registrierende Leistungsmessung in Süddeutschland ist darauf zurückzuführen, dass hier durch die Kostenwälzung nur ein Teil der

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109 109

E.7 Anforderungen an die Sicherheit der IKT und die zukünftigen Rahmenbedingungen kostensenkenden Wirkung des Erzeugungsmanagements in den überlagerten Netzebenen den vollständigen Kosten (u.a. für abgeregelte Energie) gegenübergestellt wird.

E.7 E.7.1

Anforderungen an die Sicherheit der IKT und die zukünftigen Rahmenbedingungen Verfügbarkeit und Sicherheit der IKT bei intelligenten Lösungsansätzen

Die Versorgungsqualität im Strombereich in Deutschland ist sehr hoch – im Jahr 2012 betrug die durchschnittliche Dauer der ungeplanten Unterbrechungen gerade einmal 15,91 Minuten 45 pro Kopf. Angesichts dieser hohen Versorgungsqualität ist von Interesse, was bei einem Ausfall der Kommunikation zwischen dem Leitsystem des Netzbetreibers und der dezentralen Erzeugungsanlage oder dem Gerät des Netzbetreibers im Feld geschieht. Bedingt durch die Veränderung und Induzierung von Dezentralität und IKT in die kritische Infrastruktur ist es ein Ziel, die bisherige hohe Versorgungsqualität aufrecht zu erhalten. Eine Betrachtung der Komponenten unter dem Aspekt der domänenspezifischen IKT-Sicherheit ist daher von hoher Bedeutung für eine Gesamtakzeptanz der neuen Technologien im Kontext des Schutzziels Verfügbarkeit des Gesamtsystems und einzelner Teilaspekte. Im Folgenden werden daher die Aspekte Verfügbarkeit unter dem Schwerpunkt „Fallback bei Ausfall von Kommunikation“, „lokale Systemausfälle“ sowie „Defaultwerte“ analysiert. Abschließend erfolgt eine Zusammenfassung der Sicherheitsanalyse bzgl. der CIA Schutzziele gemäß NISTIR 7628. Eine Darstellung, wie diese Sicherheitsanalyse schrittweise durchgeführt werden kann, welche Inhalte sowohl das SGAM umfasst als auch die einzelnen Teile des NISTIR 7628 und welche Schritte für eine schnittstellen- und systembasierte Analyse nötig sind, befindet sich im Anhang 3. Aus Gründen der Übersichtlichkeit und Kompaktheit einer Ergebnisdarstellung werden in diesem Kapitel der Studie die zusammenfassenden Ergebnisse einzelner Analysen für die Technologien rONT, Erzeugungsmanagement und Spannungslängsregler präsentiert.

Bei Ausfall der Kommunikation ist beim rONT der Fallback in die autarke Regelung möglich.
Für die Analyse der Verfügbarkeit und Ausnahmebehandlungen werden zunächst der rONT und der Spannungslängsregler betrachtet. Deren autarke Ausgestaltungsvariante misst, verarbeitet und steuert die Spannung direkt am Gerät, so dass für diese Ausgestaltungsvariante eine Kommunikationsanbindung nach außen nicht nötig ist. Bei der zweiten Ausgestaltungsvariante „Netzknoten“ kann die Kommunikation zwischen den Netzknoten und dem rONT oder SpLR ausfallen, in diesem Fall würde das spannungsregelnde Gerät ohne Zugang zu dem Messwert an dem betroffenen Knoten agieren. Wenn die Kommunikation zu allen externen Netzknoten ausfällt, dann wird lediglich anhand des Messwertes am Gerät geregelt. Der Fallback entspricht in diesem Fall also der autarken Ausgestaltungsvariante.

45

Quelle: SAIDI-Wert der Bundesnetzagentur http://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/Versorg ungssicherheit/Stromnetze/Versorgungsqualität/Versorgungsqualität-node.html.
110 110

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E.7 Anforderungen an die Sicherheit der IKT und die zukünftigen Rahmenbedingungen Erfolgt die Regelung der Spannung durch das Leitsystem des Netzbetreibers mittels Steuersignalen („Leitsystem“ und „Leitsystem+“), so gibt es bei einem Ausfall der Kommunikation theoretisch drei Möglichkeiten: Zum einen kann der Stufenschalter des Spannungsreglers auf der zuletzt eingestellten Einstellung verharren, bis die Kommunikation wieder funktioniert und/oder ein neuer Steuerbefehl eingeht. Dies kann zu hohen Spannungsbandverletzungen führen, falls die letzte Einstellung etwa sehr hoch war und durch die sich ändernde Last- und Einspeisesituation eine niedrige Einstellung nötig wird. Bei den anderen beiden Fallbackmöglichkeiten wird die Einstellung des Stufenschalters im Gerät auf einen Default-Wert zurückgesetzt, sobald ein festgelegter Zeitraum nach dem letzten Signal verstrichen ist. Dieser Default-Wert kann entweder ein festgelegtes Umsetzungsverhältnis wie beim konventionellen Ortsnetztransformator sein oder aber eine festgelegte Ausgangsspannung, was wiederum der autarken Regelung entspricht. In beiden Fällen sind bei einer starken Änderung der Last- und Einspeisesituation die Spannungsbandverletzungen nicht so hoch wie sie in der ersten Möglichkeit werden können. Die erste Möglichkeit ist jedoch vorteilhaft, falls das Netz nur in eine Richtung zu Spannungsbandverletzungen neigt und die autarke Regelungsvariante diese nicht abfängt. Der Fallback der Variante „Leitsystem+“ in die autarke Regelung ist in Abbildung 76 abgebildet.

Abbildung 76: Fallback beim rONT von „Leitsystem+" zu „Autark"

Beim dynamischen Erzeugungsmanagement Erzeugungsmanagement möglich.

ist

ein

Fallback

zum

statischen

Im Fall einer Unterbrechung der Kommunikation zwischen dem Leitsystem des Netzbetreibers und einer dezentralen Erzeugungsanlage, welche für das Erzeugungsmanagement im Bedarfsfall runter geregelt wird, bleibt der Zustand der Regelung zunächst auf dem zuletzt eingestellten Wert. Für das nötige Fallback sind wieder verschiedene Varianten denkbar, das Grundprinzip ist aber immer dasselbe: Nach einem festgelegten Zeitraum nach dem letzten Signal wird die Regelung wieder auf einen Default-Wert zurückgesetzt. Dieser Default-Wert entspricht beispielsweise aktuell beim Hersteller SMA für sein Produkt „Power Reducer“ einem Zurücksetzen der Einspeiseleistung auf
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E.7 Anforderungen an die Sicherheit der IKT und die zukünftigen Rahmenbedingungen 100 %. „Bei einem dauerhaft ungültigen Eingangssignal wechselt die Power Reducer Box nach Ablauf von 12 Stunden in den „Fallback“ Betriebsmodus und die Wirkleistungsbegrenzung wird auf 100 % (der maximalen Einspeiseleistung) zurückgesetzt.“46 Theoretisch kann im Fallback die maximale Einspeiseleistung einer Anlage auch auf einen Anteil der installierten Leistung oder der aktuellen Einspeiseleistung beschränkt werden. Solche Fallback Regelungen sind technisch bereits umsetzbar. Wird ein Erzeugungsmanagement in der Netzplanung durchgeführt, so sollten von Seiten der Netzbetreiber nach einer individuellen Risikobewertung von Kommunikationsausfällen auch andere Fallback Vorgaben möglich sein. Es existieren also bereits Fallback Lösungen für den Ausfall der Kommunikation sowohl bei rONT und SpLR als auch für das Erzeugungsmanagement.

Diese Fallback Lösungen können zwar eine kurzfristige Verletzung der technischen Randbedingungen nicht immer verhindern, langfristig kann jedoch die Einspeisung im Fallback auf die netzauslegungsrelevante Leistung begrenzt werden.
Darüber hinaus wird nicht jeder Kommunikationsausfall automatisch zu einer Verletzung technischer Randbedingungen führen, da zumindest in einer beschränkten Form im Fallback weiterhin eine Regelung möglich ist und zusätzlich im Fall des Erzeugungsmanagements der Ausfall an einer einzelnen Anlage in einem Netzbereich meist durch eine Regelung an anderen Erzeugungsanlagen kompensiert werden kann.

IKT-Sicherheit wird fundamentale Voraussetzung für den sicheren Betrieb von Stromnetzen. Fallback Lösungen müssen daher verbindlich organisiert werden.
Neben den in den vorherigen Kapiteln betrachteten Aspekten der (Komponenten-)Verfügbarkeit, speziell auch im Fehlerfall, ist auch die fundamentale IKT-Sicherheit eine wichtige Dimension für den Betrieb der Netze. Als so genannte kritische Infrastruktur unterliegen IKT Komponenten in einem zukünftigen Smart Grid den sechs besonderen Schutzzielen der IT-Sicherheit, nämlich Verfügbarkeit, Integrität, Vertraulichkeit, Transparenz, Nichtverkettbarkeit und Intervenierbarkeit. Während Transparenz, Nichtverkettbarkeit und Intervenierbarkeit zumeist direkt im Umfeld des Datenschutzes anzusiedeln sind, spielen für einen technischen Betrieb zumeist die Ziele Verfügbarkeit, Integrität und Vertraulichkeit eine wichtige Rolle. Diese Aspekte werden daher im Rahmen der Studie betrachtet und sogenannte CIA Analysen der Vertraulichkeit (Confidentiality – C), Integrierbarkeit (Integrity – I) und Verfügbarkeit (Availability – A) nach NISTIR 7628 durchgeführt. Betrachtet man den Aspekt der Kosten, den Ziele mit hoher Bedeutung wie Verfügbarkeit, Integrität und Vertraulichkeit verursachen, ist festzustellen, dass je nach System die Ziele qualitativ unterschiedlich zu gewichten sind und damit im Betrieb unterschiedliche Kosten verursachen. Es ist daher zweckmäßig, diese drei Hauptschutzziele auch als wichtige Kostentreiber für die in dieser Studie betrachteten Systeme zu untersuchen und die Schutzziele der Einzelkomponenten sowie der jeweiligen Gesamt-IKT Lösung, etwa für einen rONT, zu ermitteln.

46

Quelle: http://www.sma.de/produkte/monitoring-systems/power-reducer-box.html.

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112 112

E.7 Anforderungen an die Sicherheit der IKT und die zukünftigen Rahmenbedingungen Es existieren verschiedene nationale und internationale Ansätze, Sicherheitsanalysen im Smart Grid auf System- und Komponentenebene durchzuführen. Arbeiten aus dem EU M/490 Mandat im Umfeld SGIS (Smart Grid Information Security) ermöglichen keine benötigte klassische CIA Analyse, so dass im Rahmen der Studie die Arbeiten des National Institutes of Standards and Technology NIST in Form des IR 7628 herangezogen wurden47. Es wurden für die im Rahmen dieser Studie betrachteten netzdienlichen IKT Varianten qualitative Sicherheitsanalysen durchgeführt. Dazu wurden die einzelnen Technologie-Varianten auf die SGAM Ebenen abgebildet, ihre funktionalen Klassen bestimmt, auf die Analyse des NISTIR 7628 abgebildet und die dortigen logischen Schnittstellen mit ihren Sicherheitsanforderungen klassifiziert und kategorisiert. Dadurch ist es möglich, auch ohne konkrete Implementierung eine generische Analyse für technische Sicherheitsanforderungen in den Klassen Zugriffskontrolle, Awareness und Training, Auditierung, Überwachung der Autorisierung, Konfigurationsmanagement, Betriebsführung, Identitätsmanagement, Datenund Informationsmanagement, Zwischenfallanalyse, Wartung und Entwicklung, Medienschutz, Physischer Schutz, Planung, Personal, Serviceund Dienstmanagement und Integritätsmanagement zu erstellen. Die netzdienliche IKT umfasste dabei jedoch nicht Schutzziele aus allen Klassen. Aus einer Gesamtanalyse der einzelnen Komponenten konnte dabei jeweils das schwächste Glied in der Technologievariante ermittelt werden und somit ein qualitatives Ranking der Maßnahmen für die einzelnen Technologien und ihre Varianten erstellt werden. Maßnahmen zum Schutz gegen Bedrohungen und Anforderungen aus funktionaler und nicht-funktionaler Sicht können daher qualitativ und eingeschränkt auch quantitativ als Kostenportfolio aufgestellt werden. Es ist daher für eine jede Technologie unter den üblichen, weltweit anerkannten Zielen möglich, die Hauptkostentreiber, Schwachpunkte und Wichtigkeit zu ermitteln. Bzgl. der Sicherheit ist für die einzelnen Lösungen festzustellen, das vor allem die Einführung zusätzlicher Schnittstellen, die nicht im direkten Einflussumfeld (kontrollierter Perimeter) des EVU sind, die größten Kosten für die unterschiedlichen Lösungen verursachen. Gefolgt von der Kommunikation sind der physische Zugang zur RTU bzw. dem Controller und eine Manipulation der ICS Systeme ein Parameter, der durch Streuung zwischen Herstellern und Produktlinien abgeschwächt werden kann, der in den Analysen als hoch priorisierend identifiziert wurde. Verschiedene Maßnahmen im Portfoliomanagement können jedoch dazu beitragen, dass Ausfälle der Systeme nur zu lokalen Effekten auf das Verteilernetz führen.

Verfügbarkeit, Integrität und Vertraulichkeit als Schutzziele.
Die drei Schutzziele Verfügbarkeit, Integrität und Vertraulichkeit sind für die netzdienlichen Komponenten untersucht worden. Bedingt durch die Verortung sowie die Netzdienlichkeit der Komponenten stehen vor allem die Aspekte der Verfügbarkeit und Integrität im Mittelpunkt der Analyse. Die Verfügbarkeit eines Systems wird dabei stark von seiner Systemarchitektur beeinflusst. Ist eine zentral gesteuerte Lösung gewählt worden, ist im Besonderen ein Kontakt zur zentralen Intelligenz bzw. der Leit- und Steuertechnik über eine WAN Kommunikation von hoher Bedeutung. Ohne eine lokale Fallbackintelligenz ist daher im Risikomanagement im Besonderen
47

Eine genaue Beschreibung der Methodik sowie der Abbildung auf das SGAM aus dem M/490 Mandat findet sich im Anhang 3.
113 113

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E.7 Anforderungen an die Sicherheit der IKT und die zukünftigen Rahmenbedingungen die Verfügbarkeit der Kommunikationsleitung ein Kostentreiber, falls eine Realzeitkontrolle unter Hochverfügbarkeit erforderlich ist. Ist keine solche Verbindung nötig, weil eventuell gegen Quittierung ein gebuffertes Datum übermittelt wird, bei dem vor allem die Datenintegrität im Fokus steht, sind geringere Verfügbarkeitsanforderungen anzunehmen. Innerhalb der Studie wurden die branchenüblichen Anforderungen für die Kommunikation zu Grunde gelegt48. Als Kernkostentreiber hat sich gemäß der NISTIR 7628 CIA Analyse daher vor allem die Architektur erwiesen. Unter dem in der Studie gewählten Mix der Architekturvarianten sind jedoch keine signifikanten Mehrkosten bzgl. einer Absicherung der Kommunikation zu erwarten. Betrachtet man die Integrität als Schutzziel, ist wiederum vor allem die Verfälschung des Datums bzw. das Ausbleiben eines benötigten Datums ein Risiko. Hier gilt, dass sich das finanzielle Gesamtrisiko wie üblich vor allem aus Schadenskosten und Eintrittswahrscheinlichkeit ergibt. Die NISTIR 7628 definiert sich dabei vor allem als so genannte „Guidance“, nicht als „Prescription“. Die empfohlenen Maßnahmen zur Minimierung der Eintrittswahrscheinlichkeit basieren dabei auf BestPractices einer Mischung der Gefahren aus höherer Gewalt, organisatorischen Mängeln, Fehlhandlungen, technischen Versagen sowie vorsätzlichen Handlungen, aufgestellt durch ein Expertengremium von Versorgern.

Vollständige Sicherheit wäre ein unrealistisches Ziel, muss aber auch nicht erreicht werden.
Es ist zusammenfassend dennoch nicht zu erwarten, dass durch eine Abdeckung aller vorgeschlagenen Maßnahmen eine „vollständige“ Sicherheit erreichbar ist. Dies wäre eine Illusion. Die vorgeschlagenen Maßnahmen basieren daher stets auf einer Einschätzung des Gesamtrisikos, welches sich aus der CIA Analyse ergibt. Durch eine geeignete Architekturauswahl lässt sich das Gesamtrisiko für den Betrieb der IKT-Infrastruktur verringern. Zusammenfassend ist festzustellen, dass unter dem betrachteten Mix der Technologien, den angenommenen Gefährdungen und grundsätzlich zu erwartenden Maßnahmen für die netzdienliche IKT gemäß IT-Grundschutz, BSI Schutzprofil für das intelligente Messsystem, welches mittels HAN/CLS Schnittstelle für ein Erzeugungs-/Lastmanagement genutzt werden könnte sowie dem vorläufigen Sicherheitskatalog der BNetzA für den Betrieb von ITK-Systemen der Stromnetzbetreiber nach IEC/ISO 27019 gemäß der Analyse der in der Studie betrachteten netzdienlichen IKT Kostentreiber vor allem im Backend der Versorger zu identifizieren sind. Die Heterogenität in der Anwendungslandschaft der Versorger bzgl. der installierten Systeme, vor allem im Backend, führt dazu, dass lediglich im Schnitt mit einem zusätzlichen Kostenaufwand durch die in der Studie betrachteten Systeme von bis zu 10 % auf die IKT-Kosten gerechnet werden kann.

Grundsätzliche Gefährdungen sind durch die adressierten Vorschriften ausreichend abgedeckt – Zusammenarbeit von Herstellern und Betreibern dringend erforderlich.
Kern einer Kostenreduktion beim Versorger ist hier vor allem ein mit Augenmaß durchgeführtes Management des PDCA (Plan-Do-Check-Act) Modells für das Information Security Management (ISMS). Dennoch ist in Einzelfällen damit zu rechnen, dass Angreifer mit einer hohen Motivation
48

Gemäß M/490 Smart Grid Reference Architecture Group, Annex des Reports: Smart grid Coordination group Reference architecture for the Smart Grid, version 1, Jan Bruinenberg, Larry Colton, Emmanuel Darmois, John Dorn, John Doyle, Omar Elloumi, Heiko Englert, Raymond Forbes, Jürgen Heiles, Peter Hermans, Jürgen Kuhnert, Frens Jan Rumph, Mathias Uslar, Patrick Wetterwald, CEN, CENELEC, ETSI, Tech. Report 2012.
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E.7 Anforderungen an die Sicherheit der IKT und die zukünftigen Rahmenbedingungen und einem hohen Professionalisierungsgrad, ähnlich wie im Fall Stuxnet geschehen, stets auch einen (subjektiv) hohen Schaden verursachen können. Es ist daher ein Vorschlag, unter der sich verändernden Struktur der IKT zur Energienetzkontrolle zyklisch eine neuerliche Risikobewertung der Gesamtlösungen, aber auch der Teilkomponenten vorzunehmen und Maßnahmenkataloge zu hinterfragen und ggf. zu ergänzen (etwa eine deutsche Version einer NISTIR 7628 oder NERC CIP). Ein zeitlicher Rahmen sollte durch Fachgremien hierfür abgestimmt und festgelegt werden. Geeignete Vorschriften bzgl. definierter Rückfallzustände der einzelnen Technologien bzw. ihrer Teilkomponenten werden aktuell durch Hersteller festgelegt. Hier ist ein gemeinsames Vorgehen von Herstellern und Betreibern gefordert.

E.7.2

Analyse der regulatorischen und ordnungspolitischen Rahmenbedingungen

Aufbauend auf den technischen und gesamtwirtschaftlichen Ergebnissen wird im Folgenden untersucht, welche Anreize und Wirkungen von den heutigen regulatorischen und ordnungspolitischen Rahmenbedingungen ausgehen und ob ein Verteilernetzbetreiber die empfohlenen Strategien umsetzen könnte oder würde. Die zur Beantwortung erforderliche qualitative Analyse konzentriert sich dabei wesentlich auf die Anreizregulierungsverordnung (ARegV) und die Stromnetzentgeltverordnung (StromNEV). Hierbei wird vereinfachend unterstellt, dass ein Verteilernetzbetreiber eine Gewinnmaximierung verfolgt und die Investitionsentscheidungen in Abhängigkeit von regulatorischen Anreizen und Wirkungen entlang der betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauer optimiert. Ordnungspolitische und regulatorische Relevanz haben insbesondere die folgenden durch die Integration von EE-Anlagen in die Verteilernetze verursachten Änderungen: ■ Auslegung der Verteilernetze auf eine geringere als die maximale Leistung von EE-Anlagen durch die Berücksichtigung des Erzeugungsmanagements. Im heutigen ordnungspolitischen Rahmen sind Verteilernetze so auszulegen, dass auch die maximale Leistung von EE-Anlagen abgenommen werden kann. ■ Erhöhung des Betriebskostenanteils durch innovative Planungskonzepte und den Einsatz intelligenter Netztechnologien. Im heutigen Regulierungsregime wirken sich wachsende Betriebskosten oder wachsende Investitionen unterschiedlich auf das Ergebnis eines Netzbetreibers aus. ■ Steigende Heterogenität der Netzbetreiber durch hohe Kosten für die Integration von EEAnlagen in den Netzen, die vom Netzausbau betroffen sind. Das heutige Regulierungsregime basiert auf einer vergleichenden Bewertung der Netzbetreiber, bei der strukturbedingte Unterschiede adäquat berücksichtigt werden müssen. Im Folgenden werden die Anforderungen an den ordnungspolitischen und regulatorischen Rahmen diskutiert, der eine möglichst optimale Integration von EE-Anlagen in die Verteilernetze stimulieren soll.

E.7.2.1

Berücksichtigung des Erzeugungsmanagements in der Netzausbauplanung

Im heutigen Ordnungsrahmen besteht für den Verteilernetzbetreiber gemäß den Anforderungen nach § 12 EnWG in Verbindung mit § 14 Abs. 1 EnWG sowie §§ 8 und 9 EEG nicht die Option, den Einsatz eines Erzeugungsmanagements bereits in der Netzausbauplanung zu berücksichtigen. Der
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E.7 Anforderungen an die Sicherheit der IKT und die zukünftigen Rahmenbedingungen Netzbetreiber ist verpflichtet das Netz zu jedem Zeitpunkt auf die maximale Einspeisung in auch nur wenigen Stunden auszulegen. Gesamtwirtschaftliche Optimierungsmöglichkeiten über den gezeigten Lösungsansatz eines Erzeugungsmanagements in Kombination mit rONT sind daher bereits aus ordnungspolitischer Sicht nur bedingt möglich.

Die möglichst optimale Integration von EE-Anlagen setzt eine ordnungspolitische Anpassung der Netzausbauverpflichtung voraus, die eine Reduktion des Netzausbaus durch die Berücksichtigung eines Erzeugungsmanagements in der Netzplanung ermöglicht.
Bezüglich der Ausgestaltung des Erzeugungsmanagements können aus den Analysen die folgenden Erkenntnisse gezogen werden: ■ Eine Beschränkung des Erzeugungsmanagements auf Windkraft- und PV-Anlagen ist sinnvoll. Eine Abregelung von Biomasseanlagen führt – sofern die abgeregelte Energie mit den Kosten von EE-Anlagen bewertet würde – zu erhöhten Kosten. ■ Die Begrenzung der abzuregelnden Energie von Windkraft- und PV-Anlagen auf rund 3 % der jeweiligen Jahresenergie reicht aus, um dem Netzbetreiber den erforderlichen Spielraum zu geben, sein Netz kostenoptimal auszubauen. ■ Die Abregelung von Windkraft- und PV-Anlagen sollte nur dort stattfinden, wo es Netzausbau reduziert oder vermeidet.

Der Regulierungsrahmen sollte so weiterentwickelt werden, dass dem Netzbetreiber Anreize zur gesamtwirtschaftlichen Optimierung des Netzausbaus entstehen. Dies kann durch die Ausrichtung der Kosten des Erzeugungsmanagements an den EE-Förderkosten geschehen.
Für eine gesamtwirtschaftlich optimale Abwägung zwischen Netzausbau und Erzeugungsmanagement ist es erforderlich, dass der Verteilernetzbetreiber die gesamtwirtschaftlichen Kosten der EE-Abregelung bei der Abwägung berücksichtigt und nicht die deutlich niedrigeren Großhandelspreise. Durch die richtige Ausgestaltung des Erzeugungsmanagements kann der Netzbetreiber darüber hinaus auch Standortsignale an die Betreiber von EE-Anlagen senden. Bei einem Verzicht auf Vergütung bei Abregelung im Fall von Netzengpässen würden Investoren die möglichen Kostennachteile bereits bei der Standortwahl berücksichtigen. Auch hier könnte die bereits diskutierte 3 %-Grenze angewandt werden, bis zu der keine Vergütung gezahlt werden müsste. Volkswirtschaftlich könnte dies zu geringfügig steigenden Förderkosten führen. Auf der anderen Seite könnte Netzausbau vermieden werden, da Investoren erhöhte Kosten durch Netzausbau bereits in ihre Standortentscheidung einfließen lassen würden. Durch diese Maßnahme könnten die gesamtwirtschaftlichen Kosten (i.S. einer gemeinsamen Betrachtung von Netz und Erzeugung) minimiert werden.

E.7.2.2

Stimulanz effizienter Gesamtkosten

Grundsätzlich gilt im Rahmen der aktuellen Anreizregulierung, dass der Zeitpunkt einer Investitionsentscheidung maßgeblich für die finanziellen Rückflüsse aus der Erlösobergrenze ist. Sofern keine zwischenzeitliche Anpassung der Erlösobergrenze stattfindet, wird eine Investition frühestens nach drei Jahren, wenn die Investition in einem Basisjahr erfolgt, aber spätestens nach
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E.7 Anforderungen an die Sicherheit der IKT und die zukünftigen Rahmenbedingungen acht Jahren im betriebsnotwendigen Anlagevermögen Berücksichtigung finden und die Rückflüsse aus der Erlösobergrenze beginnen. Aus diesem Grund wird in der Analyse zwischen der Zeit außerhalb des regulierten Anlagevermögens (Phase I) und dem Zeitraum innerhalb des regulierten Anlagevermögens (Phase II) (s. Abbildung 77) unterschieden.

Abbildung 77: Übersicht Phase der qualitativen Analyse

Ausgehend vom angenommenen Gewinnmaximierungskalkül eines Verteilernetzbetreibers und ohne Berücksichtigung von weiteren Effekten (wie z.B. Steuern), wird vereinfachend angenommen, dass sich der Gewinn des Verteilernetzbetreibers aus der Erlösobergrenze (i. S. § 4 ARegV) abzüglich der realen Kosten (i. S. von anfallenden Kapital- und Betriebskosten) ergibt. Ein Verteilernetzbetreiber verfolgt somit das Ziel, den Gewinn über die in der Abbildung 78 abgebildete Formel zu optimieren.

Abbildung 78: Modelltheoretischer Gewinnmaximierungsansatz

Hierbei gilt für jeden Verteilernetzbetreiber, dass dieser nur durch eine Absenkung der Kosten unter die Erlösobergrenze seinen Gewinn erhöhen kann. ■ Phase I – Investitionen außerhalb des regulierten Anlagevermögens In der Phase I stehen dem Verteilernetzbetreiber im Wesentlichen zwei regulatorische Instrumente zur Verfügung, um die jährlichen Kosten (i. S. von zusätzlichen Kapital- und Betriebskosten) auch innerhalb einer Regulierungsperiode über einen zusätzlichen Erlös zu erhalten. Diese Instrumente sind zum einen die Investitionsmaßnahme gemäß § 23 ARegV und zum anderen der Erweiterungsfaktor gemäß § 10 ARegV. Bevor eine Investition gemäß § 4 ARegV im betriebsnotwendigen Anlagevermögen zur Bestimmung der Erlösobergrenze Berücksichtigung findet, hat der Verteilernetzbetreiber die Möglichkeit, abhängig von dem jeweiligen zur Anwendung kommenden Regulierungsansatz (wie vereinfachtes vs. vollständiges Verfahren) sowie
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E.7 Anforderungen an die Sicherheit der IKT und die zukünftigen Rahmenbedingungen der Form des Projektes (wie Ersatz- vs. Neuinvestitionen), auf diese zwei regulatorischen Instrumente zurückzugreifen.

Investitionen in intelligente Netztechnologie erfordern die Berücksichtigung ausreichender Betriebskosten im Rahmen der Investitionsmaßnahmen.
Der Verteilernetzbetreiber hat auf Basis von § 23 ARegV grundsätzlich die Möglichkeit, für Erweiterungs- und Umstrukturierungsinvestitionen eine Berücksichtigung als Investitionsmaßnahme zu beantragen. Eine Anerkennung einer Investition als Investitionsmaßnahme führt dazu, dass die Erlösobergrenze auch während der Regulierungsperiode umgehend angepasst und damit ein Rückfluss zur Finanzierung der Investition ausgelöst werden kann. In diesem Fall kann der Verteilernetzbetreiber neben den anfallenden Kapitalkosten auch die Betriebskosten bereits vor einer Berücksichtigung im betriebsnotwendigen Anlagevermögen erstattet bekommen. Im Fall der Betriebskosten werden grundsätzlich nach § 23 Abs. 1 ARegV maximal 0,8 % der ansetzbaren Anschaffungs- und Herstellungskosten akzeptiert. Abweichend hiervon kann die Bundesnetzagentur nach § 32 Abs. 1 Nr. 8a ARegV eine abweichende Betriebskostenannahme für spezielle Anlagengüter treffen. Wenn das Regulierungssystem daher vorsieht auch das Instrument der Investitionsmaßnahmen für die Integration von Erneuerbaren Energien über intelligente Technologien bei Verteilernetzbetreibern einzusetzen, ist für eine adäquate Kostenkompensation bei einer Investition in rONT eine Akzeptanz höherer Betriebskosten unausweichlich. Nach Auskunft von Marktteilnehmern und Herstellern ist im Fall von regelbaren Ortsnetztransformatoren mit höheren Betriebskosten zu rechnen. Auch durch den Einsatz von IKT erhöhen sich die Betriebskosten. Hierbei wird davon ausgegangen, dass die Betriebskosten einen Anteil von bis zu 7 % an den Investitionskosten betragen. Eine geplante Investitionsmaßnahme mit den bestehenden 0,8 % Betriebskostenanteilen würde damit die Anreize für eine Umsetzung im Sinne der gesamtwirtschaftlichen Lösung gegenüber einem konventionellen Lösungsansatz deutlich reduzieren, da die anfallenden Betriebskosten nicht ausreichend berücksichtigt würden.

Der Erweiterungsfaktor ist grundsätzlich ein Mittel zur technologieneutralen Förderung von Erweiterungsinvestitionen. Er muss allerdings zur Berücksichtigung der erwarteten Zusatzkosten zur Integration von EE-Anlagen weiterentwickelt werden.
Die Anpassung der Erlösobergrenze zur Berücksichtigung des Erweiterungsfaktors ist auf Basis von § 4 Abs. 4 Nr. 1 i.V.m. § 10 ARegV für einen Verteilernetzbetreiber möglich. Auf Basis des „Leitfaden[s] zur Anpassung der Erlösobergrenze aufgrund eines Antrages auf Erweiterungsfaktor nach § 4 Abs. 4 Nr. 1 i.V.m. § 10 ARegV“ der Bundesnetzagentur (Stand Mai 2011) kann jeder Verteilernetzbetreiber die Berechnungsgrundlagen zur Anpassung der Erlösobergrenze im Fall einer nachhaltigen Änderung der Versorgungsaufgabe im Laufe einer Regulierungsperiode nachvollziehen. Eine nachhaltige Veränderung wird immer dann unterstellt, wenn sich die Änderung der festgelegten Parameter nach § 10 Abs. 2 S. 2 ARegV sowie der Festlegung zur Verwendung anderer Parameter zur Ermittlung des Erweiterungsfaktors mit einem mindestens 0,5 % Anstieg in den Gesamtkosten, ohne die dauerhaft nicht beeinflussbaren Kostenanteile, bemerkbar macht. Diese festgelegten Parameter sind dabei ■ die Anschlusspunkte / die Ausspeisepunkte; ■ die Fläche; ■ die Jahreshöchstlast und
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E.7 Anforderungen an die Sicherheit der IKT und die zukünftigen Rahmenbedingungen ■ Anzahl der Einspeisepunkte dezentraler Erzeugungsanlagen. Durch die ergänzende Berücksichtigung der Einspeisepunkte dezentraler Erzeugungsanlagen wird dem Aspekt der zusätzlichen Belastung durch die Integration der Erneuerbaren Energien in einer ersten Form Rechnung getragen. Allerdings ist zu berücksichtigen, dass knapp 50 % der heutigen EE-Anlagen kleiner als 7 kW sind. Dies lässt den Schluss zu, dass die mit dem EE-Zubau verbundenen Kosten gerade in der Niederspannung nicht vollständig von der Höhe der Einspeisepunkte abhängen werden. Eine Abbildung der EE-verursachten Netzausbaukosten durch Fläche und Jahreshöchstlast ist weiterhin nicht gegeben.

Der Erweiterungsfaktor steht einem optimalen Netzausbau grundsätzlich nicht entgegen, da dieser eine technologieneutrale Anpassung der Erlösobergrenze vorsieht und vor allem Lösungen mit den geringsten Gesamtkosten stimuliert.
■ Phase II – Investitionen werden Bestandteil des regulierten Anlagevermögens Das Ausgangsniveau der Erlösobergrenze wird auf der Grundlage der übermittelten Unternehmensdaten des letzten abgeschlossenen Geschäftsjahres (§ 6 ARegV), dem sogenannten Basisjahr, ermittelt. Mit einem jedem Basisjahr werden somit die Investitionen zur Integration der Erneuerbaren Energien in das regulierte Anlagevermögen des Verteilernetzbetreibers übernommen. Dieser erhält dann neben den dauerhaft nicht-beeinflussbaren Kostenbestandteilen auch einen Erlösanteil für die aufwandsgleichen (§ 5 StromNEV) sowie kalkulatorischen Kosten. Die kalkulatorischen Kosten setzten sich gemäß § 6 bis § 8 StromNEV aus der Summe der kalkulatorischen Abschreibungen, Fremd- und Eigenkapitalzinsen sowie der kalkulatorischen Gewerbesteuer zusammen. Zur Berechnung dieser kalkulatorischen Kostenpositionen wird auf das betriebsnotwendige Anlagevermögen beziehungsweise das betriebsnotwendige Eigenkapital zurückgegriffen.

Durch die Ausgestaltung der Anreizregulierung sollten intelligente Lösungen zur kostengünstigen Integration von EE-Anlagen in die Verteilernetze verstärkt stimuliert werden.
Kapitalintensive Lösungen erhöhen das regulierte Anlagevermögen. Verteilernetzbetreiber bekommen ihr Eigenkapital gemäß der regulierten Eigenkapitalrendite verzinst. Eine weniger kapitalintensive Lösung führt zu höheren Betriebskosten, die als aufwandsgleiche Kosten in die Erlösobergrenze einfließen. Mittel- und langfristig kann ein Unternehmen seine Gewinne leichter durch kapitalintensive Investitionen erhöhen als durch betriebskostenintensive Lösungen. Innerhalb einer Regulierungsperiode lassen sich die Gewinne auch durch eine Absenkung der Gesamtkosten reduzieren. Die Analyse hat gezeigt, dass der Betriebskostenanteil bei den intelligenten Lösungen in der Regel gegenüber dem konventionellen Netzausbau zunimmt. Vor allem beim Einsatz des Erzeugungsmanagements, das als separate Maßnahme – vor allem aber in Kombination mit rONT – die Kosten der Integration von EE-Anlagen deutlich reduzieren kann, führt zu einem starken Anstieg von Betriebskosten. Bei der Weiterentwicklung der Anreizregulierung muss darauf geachtet werden, dass alle Lösungsvarianten, die zu minimalen Gesamtkosten führen, gleichermaßen stimuliert werden. Das wird mit der heutigen Ausgestaltung der Anreizregulierung noch nicht ausreichend erreicht.
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E.7 Anforderungen an die Sicherheit der IKT und die zukünftigen Rahmenbedingungen Zusätzlich muss berücksichtigt werden, dass neue Technologien in der Regel höhere betriebliche Risiken besitzen. Diese erhöhten Risiken sind nur unzureichend in der Verzinsung des eingesetzten Kapitals wiedergespiegelt. Während Fremdkapitalgebern eine Anerkennung von marktüblichen Risikoaufschlägen entsprechend des § 5 Abs. 2 StromNEV gewährt werden kann, ist ein Verteilernetzbetreiber auf die Anpassungen im Zusammenhang mit § 7 Abs. 6 StromNEV zu Beginn einer jeden Regulierungsperiode angewiesen. Diese Anpassung allerdings steht weniger im direkten Zusammenhang mit der spezifischen Investitionstätigkeit, sondern mit der marktüblichen Verzinsung des Eigenkapitals. Für die aufwandsgleichen Betriebskosten, die höher sind als bei konventionellen Betriebsmitteln, wird ein Risikoaufschlag grundsätzlich nicht berücksichtigt.

E.7.2.3

Zunehmende Heterogenität der Netzbetreiber

Ein wesentliches Element der heutigen Anreizregulierung ist der Effizienzvergleich. Der Effizienzvergleich ist maßgeblich für die Ermittlung der Entwicklung der Erlösobergrenze während der Dauer der Regulierungsperiode. Verteilernetzbetreiber entscheiden nicht nur auf Basis der Maximierung des betriebsnotwendigen Anlagevermögens, sondern ziehen auch die Wirkungen aus dem Effizienzbenchmark in die Investitionsentscheidung mit ein. Hierbei ist anzumerken, dass dies im Wesentlichen nur für Verteilernetzbetreiber außerhalb des vereinfachten Verfahrens zutrifft. Verteilernetzbetreiber im vereinfachten Verfahren können nicht über ihre Investitionsentscheidungen ihren Effizienzwert beeinflussen. Sie versuchen über die Maximierung des betriebsnotwendigen Vermögens die Erlösobergrenze zu maximieren.

Der Effizienzvergleich muss der zunehmenden Heterogenität der Verteilernetzbetreiber gerecht werden und darf durch die Wahl der Strukturparameter nicht zu einer einseitigen Bevorzugung des konventionellen Netzausbaus führen.
Verteilernetzbetreiber außerhalb des vereinfachten Verfahrens nehmen hingegen mit der Investitionsentscheidung Einfluss auf den anzuwendenden Effizienzwert. Ferner beeinflussen diese mit ihrer Entscheidung die endogenen Strukturparameter des Effizienzbenchmarks nach § 12 ARegV. Durch den konventionellen Netzausbau können die Strukturparameter, wie Stromkreislängen oder Netzlängen, erhöht werden und damit Einfluss zur Verbesserung des Effizienzergebnisses genommen werden. Die Abwägung zwischen dem konventionellen und einem „intelligenten“ Netzausbau würde deshalb durch die Art des Effizienzbenchmarking beeinflusst. Der durch die Integration von EE-Anlagen verursachte Investitionsbedarf ist nicht homogen über die Netzbetreiber verteilt. Nur 8 % der Niederspannungsnetze und 39 % der Mittelspannungsnetze ist von dem Netzausbau betroffen. Bezogen auf die Netzbetreiber bedeutet das, dass 35 % der Netzbetreiber vom Ausbau in der Niederspannung und 64 % vom Ausbau in der Mittelspannung betroffen sind.

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E.8 Zwischenfazit zum Netzausbau mit intelligenten Betriebsmitteln

Durch die Weiterentwicklung der Anreizregulierung muss eine gleiche Behandlung von Netzbetreibern mit einer ähnlichen Aufgabe bzgl. der Integration von EE-Anlagen sichergestellt werden.
Der Netzausbaubedarf unterscheidet sich signifikant zwischen den Netzen und den Netzbetreibern – sowohl regional als auch bzgl. der betroffenen Spannungsebenen. Hier ist vor allem darauf zu achten, dass Netzbetreiber mit einer ähnlichen EE-Integrationsaufgabe gleich und sachgerecht behandelt werden. Dies schließt unter anderem eine adäquate regulatorische Behandlung der unterschiedlichen Kosten ein: ■ Höhe und Zeitpunkt der Erlösanpassung; ■ Effizienzbeurteilung und Umsetzung in Produktivitätsanforderungen; ■ Risiken und Gewinnchancen bei unterschiedlichen Lösungsansätzen zur Reduktion des Netzausbaus. In der Studie wurden zum Zwecke der Simulation Modellnetzklassen entwickelt, um Netzbetreiber mit ähnlichen Aufgaben in Bezug auf den heutigen und zukünftigen EE-Zubau einander zuordnen zu können. Die durch die umfangreichen Berechnungen gewonnen Erkenntnisse könnten einen Beitrag zur sachgerechten Gruppierung der Netzbetreiber auch für Regulierungszwecke liefern.

E.8

Zwischenfazit zum Netzausbau mit intelligenten Betriebsmitteln

Die Studie untersucht, ob durch die Anwendung innovativer Planungskonzepte sowie durch den Einsatz intelligenter Technologien der Netzausbaubedarf reduziert werden kann. Es wurden vier Maßnahmen einzeln und in Kombination untersucht, um zu ermitteln, wie die durch die Integration von EE-Anlagen verursachten Kosten in den Verteilernetzen reduziert werden können: ■ ■ ■ ■ Erzeugungsmanagement in der Netzplanung; Blindleistungsmanagement in der Netzplanung; Lastmanagement in der Netzplanung; Einsatz intelligenter Netztechnologien, d.h. rONT und Spannungslängsregler.

Durch „intelligenten“ Netzausbau können die Integrationskosten von EE-Anlagen deutlich gesenkt werden. Die höchsten Kosteneinsparungen resultieren aus einer Kombination aus Erzeugungsmanagement und rONT. Bezüglich der Ausgestaltung des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung können aus den Analysen die folgenden Erkenntnisse gezogen werden: ■ Eine Beschränkung des Erzeugungsmanagements, welches in der Netzplanung berücksichtigt wird, auf Windkraft- und PV-Anlagen ist sinnvoll. Eine Abregelung von Biomasseanlagen würde – sofern die abgeregelte Energie mit den Kosten von EE-Anlagen bewertet würde – zu erhöhten Kosten führen. ■ Die Begrenzung der abzuregelnden Energie von Windkraft- und PV-Anlagen auf max. 3 % der Jahresenergie je Anlage reicht aus, um dem Netzbetreiber einen ausreichenden Spielraum zu geben, sein Netz kostenoptimal auszubauen. ■ Die durchschnittlichen jährlichen Kosten bis 2032 können um bis zu 15 % gesenkt werden. Dabei kann der Bedarf an zusätzlicher Leistungslänge insgesamt knapp halbiert und in der Niederspannungsebene sogar um bis zu 58 % gesenkt werden.
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E.8 Zwischenfazit zum Netzausbau mit intelligenten Betriebsmitteln ■ Durch das Erzeugungsmanagement werden vor allem die zusätzlichen Netzausbaukosten im Norden und Osten reduziert. Es trägt damit zu einer Vergleichmäßigung des Netzausbaus bei. Das erweiterte Blindleistungsmanagement über einen cos( ) von 0,9 hinaus und das netzdienliche Lastmanagement liefern nur einen untergeordneten Beitrag zur Absenkung der durch die Integration von EE-Anlagen induzierten Netzausbaukosten. Die geringe Wirkung des Lastmanagements ist darauf zurückzuführen, dass Netzausbaubedarf vor allem in Netzen mit vergleichsweise geringer Last besteht und die Beeinflussung dieser geringen Last nur einen kleinen Beitrag zur Reduktion des Netzausbaubedarfs leisten kann. Ein signifikanter Beitrag zur Reduktion des Netzausbaubedarfs kann auch durch intelligente Netztechnologien erreicht werden. Im Rahmen dieser Studie wurden die intelligenten Netztechnologien untersucht, die bereits heute verfügbar sind und für die eine ausreichende Durchdringung in den nächsten Jahren erwartet werden kann. Dies sind der rONT und der Spannungslängsregler. rONT haben den größten Effekt auf den Netzausbaubedarf in der Niederspannungsebene. Der Einsatz von autarken rONT ist in 95 % der Fälle aufgrund einer vollständigen Wirkungserfüllung und der geringen Kosten ausreichend. Nur bei besonderen Netzkonstellationen, wie z.B. inhomogenen Abgängen, ist eine Anwendung der komplexen Varianten „Netzknoten“, „Leitsystem“ und „Leitsystem+“ zielführend. Eine spätere Nachrüstung von „Autark“ zu den komplexeren Varianten ist ohne Doppelinvestition möglich. Die umfangreichen Analysen haben ergeben: ■ Ein rONT verursacht etwa die doppelten Kosten eines einfachen Ortsnetztransformators, erhöht aber die zur Verfügung stehenden Spannungsbänder in der Nieder- und Mittelspannungsebene. ■ Die größte Kosteneinsparung entsteht bei einem Zubau von rONT überall dort, wo Spannungsverletzungen im Niederspannungsnetz auftreten. Zur Erreichung der maximalen Kosteneinsparung müssen 46.338 Ortnetztransformatoren als rONT ausgestattet sein. Dies sind 8,4 % aller vorhandenen Ortsnetztransformatoren. ■ Eine vollständige Durchdringung mit rONT führt zu einer Verringerung der durchschnittlichen jährlichen Zusatzkosten um knapp 10 %. Der Netzausbaubedarf in der Niederspannungsebene wird dadurch fast vollständig vermieden. Durch eine Kombination unterschiedlicher „intelligenter“ Maßnahmen können die Netzausbaukosten noch weiter gesenkt werden. Die Analyse kommt zu den folgenden Ergebnissen: ■ Der größte Effekt auf den Netzausbau geht von einer Kombination aus Erzeugungsmanagement und rONT aus. ■ Der prioritäre rONT Einsatz, d.h. zunächst der prioritäre Ausbau mit rONT und dann ein nachgeschaltetes Erzeugungsmanagement, führen zu der geringsten zusätzlichen Leitungslänge. Die Kosten sind allerdings höher als im Fall des prioritären Erzeugungsmanagements. ■ Das prioritäre Erzeugungsmanagement, d.h. der prioritäre Einsatz des Erzeugungsmanagements und der nachgelagerte Ausbau mit rONT, führt zu den niedrigsten Zusatzkosten. Die durchschnittlichen jährlichen Zusatzkosten können gegenüber dem
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E.8 Zwischenfazit zum Netzausbau mit intelligenten Betriebsmitteln konventionellen Netzausbau um 20 % und gegenüber dem reinen Erzeugungsmanagement um ca. 5 % gesenkt werden. Eine differenzierte Abstimmung zwischen Erzeugungsmanagement und rONT-Ausbau könnte die Kostenvorteile weiter erhöhen. ■ Im Fall des prioritären Erzeugungsmanagements sind lediglich knapp 10.000 rONT erforderlich. Dennoch wird auch in diesem Fall der spannungsbedingte Netzausbau in der Niederspannung fast vollständig eliminiert. ■ Die Kosten für die Abregelung der EE-Anlagen machen etwa 28 % der gesamten durchschnittlichen Zusatzkosten aus. Damit steigt der Anteil der Betriebskosten gegenüber dem konventionellen Netzausbau deutlich an. Die entwickelten Lösungen zur optimalen Reduktion der EE-getriebenen Netzausbaukosten basieren auf einem stärkeren Einsatz von IKT. Bei einer Beschränkung auf netzdienliche IKT sind allerdings nur moderate IKT-Zusatzkosten gegenüber den Netzausbaukosten zu erwarten. In der Regel übersteigen die IKT-Kosten kaum 4 % der Netzausbaukosten. Lediglich bei einem auf alle Windkraft- und PV-Anlagen – d.h. auch auf sehr kleine Anlagen mit einer Leistung von weniger als 7 kW – angewandten Erzeugungsmanagement steigen die IKT-Kosten auf rund 10 % der Zusatzkosten. Durch die Zusammenführung der technischen Spezifikationen der verschiedenen Lösungen zu einer Standardlösung können zusätzliche Kosteneinsparpotenziale geschaffen werden. Dabei muss allerdings berücksichtigt werden, dass die individuellen Kosten zur Integration in die jeweiligen Leitsysteme nicht allgemein abgeschätzt werden können und deshalb nicht Bestandteil dieser Kosten sind. Diese können individuell deutlich höher als die übrigen Investitionskosten für IKT ausfallen. Bei den jährlichen Kosten ist ebenfalls zu berücksichtigen, dass die grundlegenden IKTSicherheitskosten im Zusammenhang mit dem IT/OT Backend nicht quantifiziert werden. Ausgehend von dem Grundschutz durch die bestehenden Informations- und Kommunikationstechnologien, Maßnahmen gemäß IT-Grundschutz, BSI Schutzprofil für das intelligente Messsystem sowie dem vorläufigen Sicherheitskatalog der BNetzA für den Betrieb von IKT-Systemen (nach IEC/ISO 27019) wird davon ausgegangen, dass sich die Zusatzkosten durch die neuen Lösungen gegenüber den oben genannten Grundmaßnahmen auf ca. 10 % der gesamten zusätzlichen IKT-Kosten eines durchschnittlichen Netzbetreibers belaufen. Die Sicherheit der Energieversorgung ist durch die wachsende Rolle der IKT an der Energieversorgung nicht gefährdet. Zum einen wird die IKT mit sehr hohen Sicherheitsstandards betrieben. Darüber hinaus beinhalten die analysierten Lösungsvarianten einen Betriebsmodus, der gewährleistet, dass auch beim Ausfall der IKT das Netz sicher betrieben werden kann. Insbesondere ist bei einem Ausfall der Kommunikation beim rONT der Fallback in die autarke Regelung und beim dynamischen Erzeugungsmanagement ein Fallback zum statischen Erzeugungsmanagement möglich. Zur erfolgreichen Umsetzung der intelligenten Lösungen ist eine Anpassung des ordnungspolitischen und regulatorischen Rahmens erforderlich. Die wesentlichen Eckpfeiler zur Weiterentwicklung sind: ■ Anpassung der Netzausbaupflicht der Verteilernetzbetreiber, die einen reduzierten Netzausbau unter Anwendung von Erzeugungsmanagement in der Netzplanung ermöglicht. ■ Ausrichtung der Kosten des Erzeugungsmanagements an den EE-Förderkosten, um Anreize zur gesamtwirtschaftlichen Optimierung der Netzausbaukosten entwickeln zu können.

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E.8 Zwischenfazit zum Netzausbau mit intelligenten Betriebsmitteln ■ Berücksichtigung ausreichender Betriebskosten bei der Anwendung von Investitionsmaßnahmen für intelligente Netztechnologien. ■ Der Erweiterungsfaktor sollte die erwarteten Zusatzkosten für den EE-bedingten Netzausbau abbilden. ■ Stimulation intelligenter Lösungen, die zur Reduktion der Gesamtkosten beitragen – auch wenn dadurch der Anteil der Betriebskosten steigt. ■ Adäquate Berücksichtigung der Heterogenität der Verteilernetzbetreiber bei der Effizienzbestimmung. Gegebenenfalls kann die im Rahmen dieser Studie entwickelte Gruppierung der Verteilernetzbetreiber in Modellklassen einen Beitrag dazu leisten.

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F Handlungsempfehlungen

F

Handlungsempfehlungen

Das Erzeugungsmanagement sollte bereits in der Netzausbauplanung Berücksichtigung finden, um einen Netzausbau für die „letzte Kilowattstunde“ zu vermeiden.
Die Berücksichtigung einer gezielten Reduktion der Einspeisung von EE-Anlagen in der Netzplanung kann zu deutlichen Einsparungen beim Netzausbau führen und die Gesamtkosten um mindestens 15 % absenken. Sowohl eine fernsteuerbare als auch eine feste Reduktion der Einspeisung sollten bei der Netzausbauplanung berücksichtigt werden. Zur entsprechenden Berücksichtigung des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung ist eine Anpassung des Ordnungsrahmens in Bezug auf die Anforderungen nach §§ 12 und 14 EnWG erforderlich. In der Netzplanung sollte nur die Abregelung von Windkraft- und PV-Anlagen berücksichtigt werden. Darüber hinaus könnte zunächst ein beschränktes Maß an abregelbarer Energie von EEAnlagen festgelegt werden. Ein solches Maß (beispielsweise 3 % je Anlage) kann dem Netzbetreiber einen sinnvollen Spielraum zur kostenoptimalen Abregelung der EE-Anlagen in der Netzplanung ermöglichen, ohne die Einspeisung einzelner Anlagen zu stark zu kürzen. Vorgaben zur Beschränkung der abregelbaren Energie kann im Laufe der Zeit mit wachsender Erfahrung angepasst werden. Die operative Umsetzung sollte hinsichtlich der Abschaltreihenfolge nach ökonomischen Gesichtspunkten erfolgen und kann auf den Grundsätzen des Leitfadens zum Einspeisemanagement der Bundesnetzagentur basieren. Diese müssen im Hinblick auf ihre Umsetzbarkeit geprüft und gegebenenfalls weiterentwickelt werden. Die dargestellten Einsparpotenziale durch Erzeugungsmanagement in der Netzplanung wurden unter Berücksichtigung von Bestandsanlagen ermittelt. Um diese Einsparpotenziale zu generieren, sollte daher auch die gezielte Abregelung von Bestandsanlagen in der Netzplanung möglich sein. Die Anwendung des Erzeugungsmanagements in der Netzplanung führt zu einer Reduktion des Netzausbaus. Dadurch ist erforderlich, dass die operative Umsetzung im Betrieb auch zuverlässig funktioniert. Eine zuverlässige Abregelung der EE-Anlagen muss gewährleistet sein und sollte vom Netzbetreiber eingefordert werden können.

Die Entscheidung über die Ausgestaltung der Planungskonzepte und über die zur Anwendung kommenden intelligenten Technologien sollte beim Netzbetreiber liegen.
Durch eine sachgerechte Kombination aus in der Netzplanung berücksichtigtem Erzeugungsmanagement und der Installation von regelbaren Ortsnetztransformatoren können die Kosten für den Netzausbau um mindestens 20 %, die notwendigen Netzausbaumaßnahmen sogar um mindestens 60 % gesenkt werden. Die Auswahl der richtigen Konzepte und intelligenten Technologien hängt aber stark von den Gegebenheiten im jeweiligen Netz ab und sollte vom Netzbetreiber entschieden werden.

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F Handlungsempfehlungen Die Umsetzung des Erzeugungsmanagements beinhaltet das Maß innerhalb der vorgegebenen Obergrenze, in dem EE-Anlagen pauschal oder selektiv angesteuert werden sowie Zeitpunkt und Höhe der abzuregelnden Leistung sollte durch den Netzbetreiber vorgegeben werden. Auch sollte der Netzbetreiber weiterhin die Anforderungen an die IKT-Ausstattung vorgeben dürfen, ohne allerdings unzulässige Einschränkungen anderer Marktteilnehmer vorzunehmen. Ebenso sollte die Entscheidung, ob und welche Bestandsanlagen mit fernsteuerbarer IKT bzw. mit einer festen Einspeisebegrenzung nachgerüstet werden sollen, beim Netzbetreiber liegen. Voraussetzung für die richtige Entscheidung durch den Netzbetreiber ist, dass dieser die vollständigen Kosten und Nutzen der Anwendung trägt. Um ein gesamtwirtschaftlich sinnvolles Niveau des Netzausbaus zu erreichen, ist es erforderlich, dass sich die Kosten für die Beschaffung der Ersatzenergie aus EE-Anlagen auch nach den Kosten von virtuellen „EE-Ersatzanlagen“ richten. Auch die Kosten für die IKT-Nachrüstung von EE-Anlagen sollten vom Netzbetreiber getragen werden.

Die Regulierung sollte die Auswahl der jeweils geeigneten Planungskonzepte sowie intelligenten Technologien nach gesamtwirtschaftlicher Kosteneffizienz fördern.
Durch die Anwendung innovativer Planungskonzepte können zwar die Gesamtkosten des Netzausbaus deutlich gesenkt werden. Es findet aber in der Regel auch eine deutliche Verschiebung zu höheren Betriebskosten statt. So erhöht sich der Anteil der Betriebskosten an den Ausbaukosten auf bis zu 40 %, verglichen mit rund 16 % beim konventionellen Netzausbau. Das heutige Anreizsystem ist auf die Einnahmen durch die Eigenkapitalrendite und auf die kurzfristigen Gewinne durch die Kürzung von Betriebskosten ausgerichtet. Maßnahmen, die zu langfristig sinkenden Kapitalkosten und steigenden Betriebskosten führen, sind für einen Verteilernetzbetreiber im aktuellen Regulierungsrahmen weniger interessant, selbst wenn durch diese Maßnahmen die Gesamtkosten sinken. Vom heutigen Regulierungsregime geht deshalb nur bedingt ein ausreichendes Signal zur Kostenoptimierung aus, das zur Erreichung der Einsparungspotentiale bei den Um- und Ausbaukosten in den Verteilernetzen erforderlich wäre. Das heutige Regulierungsregime sollte weiterentwickelt werden, um jede Kosteneffizienz zu stimulieren, unabhängig davon, ob diese durch Kapital- oder Betriebskostensenkungen erreicht wird. Nur wenn seitens der Regulierung ein deutliches Signal zu intelligenten Planungskonzepten gegeben wird, können die ermittelten Vorteile erreicht werden. Dazu muss das betriebswirtschaftliche Optimum für den Netzbetreiber mit dem gesamtwirtschaftlichen Optimum in Übereinstimmung gebracht werden. Aufgrund der langfristigen Lebensdauern und Abschreibungszeiträumen sollte auch der langfristige Nutzen innovativer Konzepte ausreichend berücksichtigt werden.

Netzbetreiber sind von der Energiewende unterschiedlich stark betroffen – das Regulierungssystem muss dementsprechend differenzieren statt pauschalisieren.
Die durch den EE-Zubau induzierten Investitionen in den Verteilernetzen sind ungleichmäßig verteilt. Diese Netze werden von einer großen Anzahl von Netzbetreibern betrieben, deren Netzausbaubedarf damit jeweils sehr unterschiedlich ausfallen kann. Die durchgeführte Kategorisierung der Verteilernetzbetreiber kann gegebenenfalls als Grundlage für die Weiterentwicklung des Regulierungssystems dienen.

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F Handlungsempfehlungen Wenngleich die Auswirkungen auf die Netzkosten im Durchschnitt moderat ausfallen – durchschnittliche Erhöhung der gesamten Netzkosten der Verteilernetzbetreiber um knapp 10 % bis 2032 – so sind die Auswirkungen auf einzelne Netze doch erheblich. Nur knapp 8 % der circa 500.000 Niederspannungsnetze in Deutschland und knapp 36 % der ca. 4.500 Mittelspannungsnetze sind überhaupt betroffen – diese zum Teil aber erheblich. So wird sich im Szenario „EEG 2014“ die Länge der Mittelspannungsnetze in den besonders betroffenen Modellnetzklassen bis 2032 durchschnittlich um ca. 65 % (konventioneller Netzausbau) und auch im Falle der Anwendung von Erzeugungsmanagement in der Netzplanung noch um immerhin ca. 44 % erhöhen. Für die Auswirkung auf die Kosten der Netzbetreiber ist auch entscheidend, ob EE-Anlagen nachgerüstet werden müssen, ob sie einer festen Abregelung unterliegen etc. Für eine faire Behandlung der Netzbetreiber ist es deshalb entscheidend, dass diese Unterschiede bei der Festlegung der Erlösobergrenze sachgerecht berücksichtigt werden. Insbesondere muss die durch den Zubau an Erneuerbaren Energien verstärkte Heterogenität der Netzbetreiber bei der Entwicklung der Effizienzverfahren abgebildet werden − z. B. durch eine entsprechende Auswahl der Vergleichsparameter.

Eine stärkere Verankerung von intelligenter Netztechnik im Regulierungsrahmen ist notwendig.
Schließlich besteht auch Anpassungsbedarf bei den heutigen Regulierungsinstrumenten. So sollten insbesondere die rONT in die StromNEV aufgenommen werden. Ferner sollten die Betriebskosten im Instrument der Investitionsmaßnahmen entsprechend angepasst werden, da heute bereits zu erwarten ist, dass durch die vermehrte Anwendung von IKT mit einer Steigerung von Betriebskosten bei den Investitionen zu rechnen ist. Besondere Aufmerksamkeit sollte das Erzeugungsmanagement erhalten. Wichtig ist dabei, dass bei der Betrachtung der Kosten für die Beschaffung der Ersatzenergie auf die durchschnittlichen Förderkosten von EE-Anlagen und nicht auf den Großhandelspreis abgestellt wird. Nur dadurch ist gewährleistet, dass EE-Anlagen nicht übermäßig abgeregelt werden und gesamtwirtschaftlich überhöhte Kosten entstehen. Es muss festgelegt werden, wie diese „virtuellen“ Kosten in der Festlegung der Erlösobergrenze und bei der Effizienzbestimmung berücksichtigt werden.

Aufgrund der wachsenden Bedeutung der Fernsteuerbarkeit der EE-Anlagen sollte bei Ausfall der IKT ein Rückfall auf einen leistungsreduzierten Default-Wert vorgesehen werden.
Die Anwendung einer parallelen Infrastruktur zur Umsetzung des Erzeugungsmanagements mit intelligentem Messsystem und dedizierter Steuerbox – etwa nach IEC 618650-7-420 o. Ä. – ist bis zur finalen Festlegung und Normierung bzw. Regulierung von notwendigen Technologien für ein Erzeugungsmanagement vermutlich nötig. Eine Überprüfung der netzdienlichen Anforderungen an eine Kommunikation ist zielführend zur Ermittlung einer möglichen Synergie. Regelmäßige zyklische Überprüfungen der IKT-Ausbaupfade bzgl. neuer Technologieentwicklungen und optionen und die Analyse der Maßnahmenkataloge für die Sicherheit der kritischen Infrastruktur bzgl. der IKT-Aspekte durch die verantwortlichen Gremien sind unbedingt erforderlich. Zur Sicherstellung der Netzintegrität auch im Falle des Ausfalls der IKT sollte ein automatischer Rückfall auf einen reduzierten Default-Wert vorgesehen werden. Im Rahmen der ferngesteuerten EEAnlagen könnte die der Planung zugrunde liegende maximale Einspeisung sein.
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F Handlungsempfehlungen

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Abkürzungsverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis
ARegV CAPEX CDER CEMS CIM DMS EE EEG EnWG ES GWAC IKT HS HöS HTL IED MMS MS NS OPEX PV RDF rONT RTU SGAM SMGW SpLR StromNEV StromNZV VNB WAMS XML Anreizregulierungsverordnung Capital Expenditures (Kapitalkosten) Customer Distributed Energy Resources Customer Energy Management System Common Information Model Distribution Management System Erneuerbare Energien Erneuerbare-Energien-Gesetz Energiewirtschaftsgesetz Entnahmestelle Grid Wise Architecture Council Informations- und Kommunikationstechnik Hochspannung Höchstspannung Hochtemperaturleiter Intelligent Electronic Device Manufacturing Message Specifications Mittelspannung Niederspannung Operating Expenditures (Betriebskosten) Photovoltaik Resource Description Framework Regelbarer Ortnetztransformator Remote Terminal Unit Smart Grid Architecture Model Smart Meter Gateway Spannungslängsregler Stromnetzentgeltverordnung Stromnetzzugangsverordnung Verteilernetzbetreiber Wide Area Measurement Systeme Extensible Markup Language

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Glossar

Glossar
Abgang
Ein Abgang ist eine Leitung, welche von einer Umspann- oder Ortsnetzstation abgeht.

Abgangslänge
Die Abgangslänge ist die Leitungslänge eines einzelnen Abgangs.

Ausbaumaßnahme
Eine Ausbaumaßnahme ist ein Zubau von Netzbetriebsmitteln zur Erhöhung der Netzkapazität.

Blindleistungsmanagement
Durch Steuerung der Blindleistungseinspeisung von Erzeugungsanlagen ist eine Beeinflussung der Spannung in elektrischen Netzen möglich. Diesen Effekt machen sich Netzbetreiber zu eigen, um spannungsbedingte Grenzwertverletzungen zu reduzieren oder zu beheben. Nach den „Technischen Anschlussbedingungen49“ der Netzbetreiber müssen Erzeugungsanlagen Blindleistung bereitstellen. Die Art und Weise, wie der Netzbetreiber diese Blindleistungskapazität einsetzt, wird als Blindleistungsmanagement beschrieben.

Bruttostromerzeugung
Unter Bruttostromerzeugung versteht man die gesamte erzeugte elektrische Energie inklusive des Eigenbedarfs der Erzeuger (überwiegend bei thermischen Kraftwerken).

Customer Distributed Energy Resources (CDER)
Die CDER sind dezentrale Energieerzeuger (engl. Distributed Energy Resources, DER), die direkt beim Kunden installiert sind. Dies sind sehr kleine Erzeugungsanlagen, die sich im Besitz von Privatpersonen befinden.

Customer Energy Management System (CEMS)
Das CEMS dient der Kommunikation mit Geräten im Haus des Kunden. Es hat Schnittstellen zum Messgerät zur Auslesung der Energiedaten des Kunden sowie zur Betriebsdomäne, um Informationen wie Preise für einen effizienten Energiekonsum zu erhalten.

Common Information Model (CIM)
Das CIM modelliert Objekte und Datenaustauschformate der Übertragung, Verteilung und Erzeugung von Elektroenergie sowie zwischen Handelsplattformen und wird als UML Modell genormt. Das CIM stellt die Basis für andere Normungsvorhaben der International Electrotechnical Commision (IEC) dar.

49

Vgl. hierzu VDE-AR-4105 und BDEW-Richtlinie „Anschluss von Erzeugungsanlagen im Mittelspannungsnetz“.
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Glossar

Distribution Management System (DMS)
Das DMS bezeichnet ein Energie-Management-System, das die Optimierungen im Verteilernetz optimiert, nachverfolgt und durchführt. Betriebsabläufe und

Erneuerbare Energien (EE)
Zu den Erneuerbaren Energien zählen Wasserkraft, Windenergie, Energie aus solarer Strahlung sowie Erdwärme und nachwachsende Rohstoffe.

Entnahmestelle (ES)
Eine Entnahmestelle ist ein Ort der Entnahme elektrischer Energie aus einer Netz- oder Umspannebene durch Letztverbraucher oder Weiterverteiler. Nach § 27 der StromNEV sind Netzbetreiber dazu verpflichtet die Anzahl der Entnahmestellen je Netz- und Umspannebene zu veröffentlichen.

Entwicklungspfad
Ein Entwicklungspfad beschreibt den zeitlichen Verlauf einer Eingangsgröße innerhalb eines Szenarios.

Erzeugungsmanagement
Das Erzeugungsmanagement ist die gezielte Steuerung bzw. Regelung der Wirkleistungseinspeisung (dezentraler) Erzeugungsanlagen. Je nach Ausgestaltung des Erzeugungsmanagements ist ein netzdienlicher Einsatz der Erzeugungsanlagen mit dem Ziel der Reduzierung von Netzengpässen möglich (siehe netzdienliches Erzeugungsmanagement).

Gateway
Ein Gateway ist die zentrale Kommunikationseinheit in einem intelligenten Messsystem, welche spartenübergreifend Messdaten von Zählern empfängt, speichert, für autorisierte Marktteilnehmer aufbereitet und versendet.

GOOSE
Generic Object Oriented Substation Events. GOOSE ist ein von der International Electrotechnical Commision (IEC) in dem Standard IEC 61850 spezifiziertes echtzeitfähiges Netzwerkprotokoll. Es dient der Steuerung von Geräten über Ethernet-Netzwerke.

Grid Wise Architecture Council (GWAC)
Das GWAC ist ein Team mit Mitgliedern aus branchenführenden Unternehmen zur Identifizierung von Standardisierungsbedarf bei Systemkomponenten, um signifikante Level der Interoperabilität dieser Systeme zu erreichen.

Hochspannungsnetze
Hochspannungsnetze sind Verteilernetze der höchsten Spannungsebene. In Deutschland werden sie mit einer Betriebsspannung von 110 kV betrieben. Die Aufgabe der Hochspannungsnetze ist überregionale Verteilung elektrischer Energie.
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Glossar

Horizontale Verteilung
Die horizontale Verteilung beschreibt von Erzeugungsanlagen und Verbraucherlasten die geographische Verteilung auf Regionen.

Intelligent Electronic Device (IED)
Prozessor-basierter Controller für Energiesysteme, wie beispielsweise Transformatoren und Leistungsschalter.

Installierte Leistung
Die installierte Leistung einer Erzeugungsanlage ist die maximale Leistung, die eine Erzeugungsanlage einspeisen kann. Besteht eine Anlage aus Komponenten, welche auf unterschiedliche Leistungen bemessen sind, determiniert die geringste Bemessungsleistung die installierte Leistung der gesamten Anlage.

Intelligente Netztechnologien
Intelligente Netztechnologien sind Betriebsmittel, welche im Netzbetrieb zur Steuerung und Regelung verwendet werden können. Zu den intelligenten Netztechnologien gehören u.a. rONT und Spannungslängsregler.

Jahreshöchstlast
Die Jahreshöchstlast ist die maximal entnommene Wirkleistung von Verbrauchern innerhalb eines Jahres.

Konventioneller Netzausbau
Der konventionelle Netzausbau ist der Ausbau des Netzes mit passiven Netzkomponenten, wie Transformatoren und Leitungen. Beim konventionellen Netzausbau wird der Einsatz betrieblicher Maßnahmen, wie beispielsweise Erzeugungsmanagement nicht berücksichtigt.

Lastmanagement
Durch die Zunahme des Anteils flexibler Lasten in elektrischen Netzen ist eine Steuerung bzw. Regelung des Wirkleistungsbezugs möglich. Flexible Lasten zeichnen sich dadurch aus, dass der Wirkleistungsbezug nicht unmittelbar dem Bedarf folgen muss, sodass eine zeitliche Verschiebung des Wirkleistungsbezugs ermöglicht wird. Wie diese Flexibilität der Lasten genutzt wird, wird durch das Lastmanagement beschrieben. Beispielsweise ist ein netzdienlicher Einsatz zur Reduzierung von Netzengpässen möglich.

Manufacturing Message Specifications (MMS)
MMS ist ein international standardisiertes Übertragungssystem zum Austausch von Echtzeit-Daten und Informationen zur Überwachung und Steuerung zwischen vernetzten Geräten und ComputerAnwendungen. MMS ist dabei unabhängig von der durchzuführenden Funktion und dem Entwickler des Geräts oder der Anwendung.

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Glossar

Mittelspannungsnetze
Die Mittelspannungsnetze sind Verteilernetze der mittleren Spannungsebenen. Die Mittelspannungsnetze werden in der Regel in Deutschland mit einer Spannung von 10 kV oder 20 kV betrieben. Die Aufgabe der Mittelspannungsnetze ist die regionale Verteilung der elektrischen Energie.

Modellnetze
Ein Modellnetz stellt ein typisiertes (nicht reales) elektrisches Netz dar. Die Modellnetze können aus den Daten der Modellnetzklassen abgeleitet werden. Innerhalb der Monte-Carlo-Simulation werden die Modellnetze zur Bestimmung des Ausbaubedarfs generiert.

Modellnetzklasse
In einer Modellnetzklasse werden Verteilernetzbetreiber mit ähnlichen Versorgungsaufgaben zusammengefasst. Diese Modellnetzklassen werden anschließend durch Modellnetze beschrieben.

Monte-Carlo-Simulation
Eine Monte-Carlo-Simulation ist ein stochastisches Verfahren. Dieses Verfahren basiert auf einer hinreichend hohen Anzahl an Zufallsexperimenten (Iterationen). Die Eingangsgrößen dieser Zufallsexperimente können hierbei durch beliebige Wahrscheinlichkeitsverteilungen beschrieben werden. In jeder Iteration wird jeder Eingangsgröße ein zufälliger Wert zugewiesen, welche spezifizierten Wahrscheinlichkeitsverteilungen gezogen werden. Mit Hilfe der Eingangsgrößen werden die jeweils Ausgangsgrößen ermittelt. Durch die hinreichend hohe Anzahl der Zufallsexperimente, ist es zulässig die Ausgangsgrößen wieder als Verteilungsfunktionen zu beschreiben. Somit erlaubt die Monte-Carlo-Simulation die experimentelle Analyse komplexer stochastischer Zusammenhänge.

Netzausbauplanung
Die Netzausbauplanung stellt einen Teil der Netzplanung dar. In der Netzausbauplanung wird die Entwicklung des bestehenden Netzes zur Bewältigung sich zukünftig ändernder Versorgungsaufgaben ermittelt. Das Ergebnis der Netzausbauplanung besteht aus dem zeitlichen Ablauf erforderlicher Netzausbaumaßnahmen.

Netzbereich
Ein Netzbereich ist ein zusammenhängender Ausschnitt eines Netzes.

Netzdienlicher Einsatz
Von einem netzdienlichen Einsatz eines Betriebsmittels ist die Rede, wenn betriebliche Maßnahmen derart eingesetzt werden, dass die Netzkapazität erhöht wird.

Netzdienliches Erzeugungsmanagement
In der Netzausbauplanung wird die gezielte Abregelung der Einspeisungen aus Erneuerbaren Energien für wenige Stunden des Jahres zugelassen, um eine für höchst selten auftretende

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Glossar Belastungsspitzen erforderliche Netzauslegung auf 100 % der Einspeiseleistung zu reduzieren oder zu vermeiden.

Netzimpedanz
Die Netzimpedanz ist der komplexe Widerstand mit dessen Hilfe das Verhalten des Netzes an einem Standort abgebildet wird.

Netzkapazität
Die Netzkapazität beschreibt die Leistung, welche in einem Netz maximal angeschlossen werden kann, ohne die geforderte Versorgungszuverlässigkeit zu gefährden.

Netzmengengerüst
Das Netzmengengerüst beschreibt die Menge aller Betriebsmittel eines Netzes.

Netztopologie
Die Netztopologie beschreibt den Aufbau eines Netzes. Typische Netztopologien sind: Ring-, Strang-, Strahlen- und Maschennetze.

Niederspannungsnetze
Die Niederspannungsnetze sind die Verteilernetze mit der niedrigsten Spannung. In Deutschland beträgt die Spannung 400 V. Die Aufgabe der Niederspannungsnetze ist die direkte Versorgung der Endkunden mit elektrischer Energie.

Ortsnetztransformatoren
Ein Ortsnetztransformator ist ein Transformator zwischen der Mittel- und Niederspannungsebene. Ein Ortsnetztransformator speist ein Niederspannungsnetz.

Planungsgrundsätze
Die Mindestanforderungen und Strategien zur Auswahl von Netzausbaumaßnahmen bei der Planung elektrischer Netze werden in den Planungsgrundsätzen zusammengefasst.

Regelbarer Ortsnetztransformator (rONT)
Ein regelbarer Ortsnetztransformator ist ein Transformator der in der Lage ist das Übersetzungsverhältnis während des Betriebs zu variieren. Damit besteht die Möglichkeit die Spannung, beispielsweise an der Sammelschiene oder an einem entfernten Punkt, gezielt anzupassen.

Resource Description Framework (RDF)
Das Resource Description Framework wurde ursprünglich vom World Wide Web Consortium (W3C) als Standard zur Beschreibung von Metadaten konzipiert. RDF gilt mittlerweile als grundlegender Baustein des Semantischen Webs und RDF-Daten können in verschiedenen Formaten wie beispielsweise XML, Turtle oder N3 ausgedrückt werden.

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Glossar

Remote Terminal Unit (RTU)
Steuerungstechnisches Instrument zur Fernsteuerung der Energieverteilung und -erzeugung.

Smart Grid Architecture Model (SGAM)
Das SGAM Framework und seine Methodologie ermöglichen es, das Design und die Architektur von Anwendungsfällen im Smart Grid auf technologie- und lösungsneutrale Weise darzustellen.

Smart Grid
Ein Smart Grid oder auch intelligentes Stromnetz ist die Bezeichnung für ein Stromnetz, in dem das Verhalten und die Aktionen aller an ihm angeschlossenen elektrischen Einheiten (Versorger und Verbraucher) vorhergesagt und intelligent auf sie reagiert wird. Dabei wird das Ziel einer zuverlässigen, ökonomischen und nachhaltigen Stromversorgung verfolgt.

Spannungslängsregler (SpLR)
Der Spannungslängsregler beeinflusst die Netzspannung durch das Einprägen einer Spannung mittels eines Längstransformators. Er wird, anders als der regelbare Ortsnetztransformator, unabhängig von einem Transformator in das Verteilernetz geschaltet und kann sowohl in der Mittelspannungsebene als auch in der Niederspannungsebene eingesetzt werden. In Kombination mit einem bestehenden Ortsnetztransformator weist er eine vergleichbare Funktion wie der rONT auf.

Stromkreislänge
Die Stromkreislänge ist die Gesamtlänge aller Kabel und Freileitungen eines oder mehrerer Netze. Nach § 27 der StromNEV sind die deutschen Netzbetreiber verpflichtet Stromkreislängen der Kabel und Freileitungen aufgeschlüsselt nach Spannungsebenen zu veröffentlichen.

Stützstelle (Stützjahr)
Eine Stützstelle begrenzt einen Zeitraum, bis zu dem Netzausbau simuliert wird. Bis zu dieser Stützstelle ist der Entwicklungspfad der EE-Anlagen bekannt. Im Rahmen dieser Studie handelt es sich um die Jahre 2017 und 2022.

Technisches Mengengerüst
Siehe Netzmengengerüst

Übertragungsnetz
Das Übertragungsnetz oder auch Transportnetz ist für den weiträumigen Transport elektrischer Energie verantwortlich. Innerhalb des kontinentaleuropäischen Verbundes wird das Übertragungsnetz synchron betrieben. Die Spannung des Übertragungsnetzes beträgt i.d.R. 380 kV bzw. 220 kV.

Verkabelungsgrad
Der Verkabelungsgrad ist der Anteil der Kabel an der gesamten Leitungslänge eines Netzes.
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Glossar

Versorgungsaufgabe
Die Versorgungsaufgabe beschreibt die elektrischen Eigenschaften aller Verbraucher und Einspeisungen eines Netzbereiches.

Verteilernetze
Die Verteilernetze sind die Netze, die für die Verteilung von elektrischer Energie bis zum Endkunden hin genutzt werden. Im Gegensatz zum Übertragungsnetz existiert eine Vielzahl galvanisch getrennter Verteilernetze in Deutschland (Europa). In Deutschland zählen die Hoch-, Mittel- und Niederspannungsnetze zum Verteilernetz.

Vertikale Verteilung
Die vertikale Verteilung ist die Verteilung der Lasten bzw. Erzeugungsanlagen auf die verschiedenen Spannungsebenen.

Weibull-Verteilung
Die Weibull-Verteilung ist eine stetige Wahrscheinlichkeitsverteilung, die sich auf die Menge der positiven reellen Zahlen beschränkt. Sie ist nach dem schwedischen Mathematiker Waloddi Weibull benannt. Die Dichtefunktion der Weibull-Verteilung wird über die folgende Formel beschrieben: ( ) Mit Hilfe der zwei Parameter werden. und ( )
( )

kann die Form der Verteilungsfunktion flexibel angepasst

Wide Area Measurement Systeme (WAMS)
Das Technologiefeld WAMS fasst Technologien im Feld zur Messung, Übertragung, Archivierung und Visualisierung zeitsynchronisierter Phasorenmesswerte mit hoher Auflösung zusammen. Diese Werte werden genutzt, um Maßnahmen zur Systemstabilisierung zu treffen (siehe Tabelle 21 im Bericht).

XML
Extensible Markup Language. Die Extensible Markup Language wurde vom World Wide Web Consortium (W3C) herausgegeben und definiert eine Metasprache, auf deren Basis durch strukturelle und inhaltliche Einschränkungen anwendungsspezifische Sprachen definiert werden. Sie ist sowohl von Menschen als auch Maschinen lesbar.

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Abbildungsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1: Übersicht Berichtsstruktur Abbildung 2: Gesamtleitungslängen der Spannungsebenen in deutschen Verteilernetzen (Stand 2012) Abbildung 3: Von Verteilernetzbetreibern betriebene Netze nach Stromkreislängen 3 5 6 7 Abbildung 5: Installierte Leistungen an Windenergie-, Photovoltaik- und Biomasseanlagen im Szenario „EEG 2014“ (interpoliert) und im Szenario A des Netzentwicklungsplans Abbildung 6: Übersicht Szenarien – Installierte Leistungen an EE-Anlagen in Deutschland im Jahre 2032 Abbildung 7: Prozentuale Aufteilung des jährlichen Zubaus von Photovoltaikanlagen auf die einzelnen Spannungsebenen in den Jahren 1990-2012 den Jahren 2000-2012 Abbildung 9: Prognostizierte prozentuale Aufteilung der installierten Leistungen von Photovoltaikanlagen je Spannungsebene für das Szenario „NEP“ 14 14 Abbildung 11: Übersicht methodisches Vorgehen Abbildung 12: Modellnetzklassen für die Niederspannungsebene, einschließlich der Anzahl der zugeordneten Verteilernetzbetreiber mit homogener Versorgungsaufgabe Abbildung 13: Modellnetzklassen für die Mittelspannungsebene, einschließlich der Anzahl der zugeordneten Verteilernetzbetreiber mit homogener Versorgungsaufgabe Szenario „EEG 2014“ Abbildung 15: Geografische Verteilung der Verteilernetzbetreiber nach Modellnetzklassen Abbildung 16: Typisierte Nieder- und Mittelspannungsnetze Abbildung 17: Verteilungsfunktion der Abgangslängen in Niederspannungsnetzen Abbildung 18: Leitungs- und stationsscharfes Netzmodell deutscher Hochspannungsnetze Abbildung 19: Datengrundlage für Netzsimulationen Abbildung 20: Zubau von EE-Anlagen im Hochspannungsnetz Abbildung 21: Ablaufdiagramm der Netzsimulationen (Nieder- und Mittelspannung) Abbildung 22: Konventioneller Netzausbaubedarf bis zum Jahr 2032 in deutschen Verteilernetzen 20 21 22 23 25 26 27 30 31 39 Abbildung 14: Entwicklungspfad der Versorgungsaufgaben von deutschen Verteilernetzbetreibern bis 2032 für das 19 17 Abbildung 10: Prognostizierte prozentuale Aufteilung der Windkraftanlagen je Spannungsebene für das Szenario „NEP“ 13 13 Abbildung 8: Prozentuale Aufteilung des jährlichen Zubaus an Windkraftanlagen auf die einzelnen Spannungsebenen in 9 10

Abbildung 4: Durchschnittliche Leistung von EE-Anlagen je Entnahmestelle und Verteilernetzbetreiber (Niederspannung)

Abbildung 23: Zeitlicher Entwicklungspfad des Netzausbaus in der Nieder-, Mittel- und Hochspannungsebene 40 Abbildung 24: Zeitlicher Entwicklungspfad des Netzausbaus in der Nieder-, Mittel- und Hochspannungsebene in km 41 Abbildung 25: Aufteilung des Netzausbaubedarfs auf Regionen Süd, Ost, West und Nord (Szenario „NEP“) Abbildung 26: Aufteilung des Netzausbaubedarfs in der Hochspannungsebene bis 2032 auf Bundesländer (Szenario „EEG 2014“) 43 Abbildung 27: Netzausbaubedarf in einer stark von Photovoltaikanlagen geprägten Mittelspannungsmodellnetzklasse44
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42

Abbildungsverzeichnis
Abbildung 28: Netzausbaubedarf der Modellnetzklassen (Mittelspannung, Szenario "EEG 2014") Abbildung 29: Netzausbaubedarf der Modellnetzklassen (Niederspannung, Szenario „EEG 2014") (Szenario „NEP“) Abbildung 31: Anteil der von Netzausbau betroffenen Netzbetreiber (Szenario „EEG 2014“) 45 46 47 47 48

Abbildung 30: Verteilung des Netzausbaubedarfs auf ländliche und städtische Nieder- und Mittelspannungsnetze

Abbildung 32: Anteil von Niederspannungsnetzbetreibern mit Netzausbaubedarf in allen Niederspannungsnetzen Abbildung 33: Kumulierter Investitionsbedarf in Verteilernetze bis 2032 bei konventionellem Netzausbau 49 50

Abbildung 34: Zeitliche Entwicklung der jährlichen Zusatzkosten für die Szenarien „EEG 2014“, „NEP“ und „Bundesländer“ Abbildung 35: Regionale Zuordnung des Investitionsbedarfs bis zum Jahr 2032 bei einem konventionellen Netzausbau 51 Abbildung 36: Durchschnittlicher prozentualer Anstieg der Netzentgelte für Kunden ohne registrierte Leistungsmessung in der Niederspannung in 2022 (Szenario „NEP“) (Szenario „NEP“) Abbildung 39: EE-Zubau in den beiden alternativen Szenarien im Vergleich zum Szenario „EEG 2014“ 54 56 56 58 Abbildung 37: Reduzierter Netzausbaubedarf durch zusätzliche Prognosesicherheit in der Niederspannungsebene Abbildung 38: Reduzierter Netzausbaubedarf durch zusätzliche Prognosesicherheit in der Hochspannungsebene im

Abbildung 40: Regionale Verteilung der installierten Leistung an EE-Anlagen für die Szenarien „Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten“ und „Skaliertes Bundesländerszenario“ im Vergleich zum Szenario „EEG 2014“ Abbildung 41: Vergleich des Netzausbaubedarfs in den beiden alternativen Szenarien im Vergleich zum Szenario „EEG 2014“ Vergleich zum Szenario „EEG 2014“ Vergleich zum Szenario „EEG 2014“ Vergleich zum Szenario „EEG 2014“ Abbildung 45: Betrachtete Lösungsansätze zur Integration Erneuerbarer Energien in Verteilernetze Abbildung 46: Jahresdauerlinie eines Windparks in Rheinhessen in Deutschland Abbildung 47: Volllaststunden der EE-Anlagen in Deutschland 2012 Abbildung 48: Steuerbarkeit von Windkraft- und PV-Anlagen Abbildung 49: Funktionen für das Erzeugungsmanagement Abbildung 50: Verteilung der Anlagengröße für EEG-Anlagen Abbildung 51: Erzeugungsmanagement über eine parallele Infrastruktur (links) oder das SMGW (rechts) Abbildung 52: Auswirkung von Erzeugungsmanagement in der Netzplanung auf den Netzausbaubedarf in Verteilernetzen (Szenario „EEG 2014“) 76 60 61 61 62 64 66 66 68 69 71 74 Abbildung 42: Netzausbaubedarf in den beiden alternativen Szenarien in der Niederspannung bis zum Jahr 2032 im Abbildung 43: Netzausbaubedarf in den beiden alternativen Szenarien in der Mittelspannung bis zum Jahr 2032 im Abbildung 44: Netzausbaubedarf in den beiden alternativen Szenarien in der Hochspannung bis zum Jahr 2032 im 59

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Abbildungsverzeichnis
Abbildung 53: Zusätzlicher Netzausbaubedarf bei Beschränkung von Erzeugungsmanagement auf große Windkraft- und PV-Anlagen gegenüber konventionellem Netzausbau (Szenario „EEG 2014“) 2014“) 77 78 Abbildung 54: Auswirkung von Erzeugungsmanagement in der Netzplanung auf jährliche Zusatzkosten (Szenario „EEG Abbildung 55: Jährliche Zusatzkosten durch Erzeugungsmanagement in der Netzplanung (Szenario „EEG 2014“)79 Abbildung 56: Netzausbaubedarf im Verteilernetz bei Variation des cos(φ) aller Anlagen (Szenario „NEP“) Abbildung 57: Einfluss von Blindleistungsmanagement auf relative Spannungserhöhung Abbildung 58: Funktionen für das direkte Lastmanagement 82 83 85

Abbildung 59: Simulationsergebnisse und Netzausbaubedarf bei Variation der Verbraucherlast (Szenario „NEP“)86 Abbildung 60: Aufteilung des Spannungsbandes ohne regelbare Ortsnetztransformatoren Abbildung 61: Aufteilung des Spannungsbandes mit regelbaren Ortsnetztransformatoren Abbildung 62: Funktionen zur Spannungsregelung Abbildung 63: Variantenabhängige Komponenten zur Spannungsregelung Abbildung 64: Eingebaute Komponenten bei regelbaren Ortsnetztransformatoren Abbildung 65: Zuordnung der Funktionen in der Spannungsregelung zu den Ausgestaltungsvarianten Abbildung 66: Empfohlene Nachrüstmöglichkeiten der technischen Varianten bzgl. rONT und SpLR Abbildung 67: Auswirkung eines umfänglichen rONT Einsatzes auf den Netzausbaubedarf bis 2032 (Szenario „EEG 2014“) Abbildung 68: Auswirkung eines nicht umfänglichen rONT-Ausbaus auf den Netzausbaubedarf in deutschen Verteilernetzen (Szenario „EEG 2014“) 8,4 % (Szenario „EEG 2014“) Abbildung 70: Zusammenhängende Funktionen aller Lösungen im SGAM 100 101 103 Abbildung 69: Durchschnittliche jährliche Kosten bei einer Durchdringung mit regelbaren Ortsnetztransformatoren von 99 88 88 91 92 93 97 98

Abbildung 71: Reduzierung des Netzausbaubedarfs bei kombiniertem Einsatz intelligenter Netztechnologien 105 Abbildung 72: Vergleich der beiden Kombinationsmöglichkeiten von Erzeugungsmanagement und regelbaren Ortsnetztransformatoren (Szenario „EEG 2014“) Referenz (Szenario „EEG 2014“) Abbildung 74: Gegenüberstellung jährlicher Kosten der Referenz und des Kombinationsansatzes eines Erzeugungsmanagements mit dem Einsatz von regelbaren Ortsnetztransformatoren 108 Abbildung 75: Anstieg der Netzentgelte (Bandbreite) je Region im Jahr 2022 für den Referenzfall (rein konventioneller Netzausbau) sowie der Kombination aus Erzeugungsmanagement und rONT (Szenario „EGG 2014“) 109 Abbildung 76: Fallback beim rONT von „Leitsystem+" zu „Autark" Abbildung 77: Übersicht Phase der qualitativen Analyse Abbildung 78: Modelltheoretischer Gewinnmaximierungsansatz Abbildung 79: Zuordnung der Akteure auf der Smart Grid Fläche des SGAM Abbildung 80: Interoperabilitätsebenen 111 117 117 144 145 106 107 Abbildung 73: Jährliche Kosten bei Kombination von Erzeugungsmanagement und rONT bis 2032 im Vergleich zur

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Abbildungsverzeichnis
Abbildung 81: SGAM Geschäftsebene – links Erzeugungsmanagement, rechts Spannungsregelung Abbildung 82: Erzeugungsmanagement via Kennlinie – SGAM Funktionen und Komponenten Abbildung 83: Erzeugungsmanagement via Kennlinie – SGAM Informations- und Kommunikationsebene Abbildung 84: Erzeugungsmanagement via Steuersignal ohne Messwerte – SGAM Funktionen Abbildung 85: Erzeugungsmanagement via Steuersignal ohne Messwerte – SGAM Komponenten Abbildung 86: Erzeugungsmanagement via Steuersignal mit Messwerten – SGAM Funktionen Abbildung 87: Erzeugungsmanagement via Steuersignal mit Messwerten – SGAM Komponenten Abbildung 88: Erzeugungsmanagement via Steuersignal mit und ohne Messwerte – SGAM Informations- und Kommunikationsebene Abbildung 89: Autarke Spannungsregelung – SGAM Funktionen und Komponenten Abbildung 90: Spannungsregelung an entfernten Netzknoten – SGAM Funktionen Abbildung 91: Spannungsregelung an entfernten Netzknoten – SGAM Komponenten Abbildung 92: Spannungsregelung via Leitsystem – SGAM Funktionen und Komponenten Abbildung 93: Spannungsregelung an entfernten Netzknoten über Leitsystem – SGAM Funktionen Abbildung 94: Spannungsregelung an entfernten Netzknoten über Leitsystem – SGAM Komponenten Abbildung 95: Spannungsregelung nicht autark – SGAM Informations- und Kommunikationsebene 150 151 152 152 153 154 154 155 146 147 147 148 148 149 150

Abbildung 96: Erzeugungsmanagement und Spannungsregelung gemeinsam auf Komponentenebene im SGAM155 Abbildung 97: Systemmodell des „European Electricity Grid Initiative and Implementation plan“ aus dem Future Energy Grid Domänen der Energiewirtschaft. Abbildung 99: Technologische Migrationspfade bis zu den identifizierten Entwicklungsschritten Abbildung 100: Smart Grid Architecture Model SGAM Abbildung 101: NISTIR 7628 Logical Reference Model - Gesamtübersicht Abbildung 102: Mapping NISTIR 7628 Logical Reference Model ins SGAM auf dem Function Layer Abbildung 103: Steuerung von Anlagen dargestellt in der High-Level Interface Ansicht des NISTIR 7628 Abbildung 104: Steuerung von Anlagen dargestellt im SGAM Abbildung 105: Theorie der Potenziale Abbildung 106: Exemplarische Darstellung der Selektion von Bodenflächen Abbildung 107: Übersicht Aggregation Bodenflächen Abbildung 108: Übersicht Mindestabstände zu identifizierten Ausschlussobjekten Abbildung 109: Übersicht Analyseschritte 1 und 2 Abbildung 110: Übersicht Arbeitsschritt Verschneidung von GIS Daten mit identifizieren Potenzialflächen Abbildung 111: Zusammenfassung Rückgang realisierbares Potenzial 2014“) 156 157 160 163 164 165 166 167 170 171 172 173 173 174 175 180 Abbildung 98: Technologiefelder im Future Energie Grid. Darstellung der Kategorisierung in Systemebenen und

Abbildung 112: Netzausbaubedarf bei Anwendung des Erzeugungsmanagements für „alle Anlagen“ bis 2032 („EEG

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Abbildungsverzeichnis
Abbildung 113: Netzausbaubedarf bei Anwendung des Erzeugungsmanagements für „alle Anlagen außer Biomasseanlagen“ („EEG 2014“) 2014“) 2014“) 182 184 186 Abbildung 114: Netzausbaubedarf bei Anwendung des Erzeugungsmanagements für „alle Anlagen ab 7 kW“ („EEG Abbildung 115: Netzausbaubedarf bei Anwendung des Erzeugungsmanagements für „alle Anlagen ab 30 kW“ („EEG Abbildung 116: Änderung im Netzausbaubedarf im Vergleich zum Referenzergebnis (konventioneller Netzausbau ohne Erzeugungsmanagement) sowie der nicht eingespeiste Strom bis zum Jahr 2032 („EEG 2014“) 188 Abbildung 117: Bestimmung der nicht eingespeisten Energie beim Erzeugungsmanagement 189

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Tabellenverzeichnis

Tabellenverzeichnis
Tabelle 1: Erwartungswert der installierten Leistungen je Bundesland und Technologie für jedes Szenario im Jahre 2032 11 Tabelle 2: Erwartungswert der Netzstrukturparameter der Modellnetzklassen in der Niederspannungsebene Tabelle 3: Erwartungswert der Netzstrukturparameter der Modellnetzklassen in der Mittelspannungsebene (Szenario „EEG 2014“) (Szenario „EEG 2014“) Tabelle 6: Erwartungswert der installierten Leistung an Windkraftanlagen in Modellnetzklassen der Mittelspannungsebene (Szenario „EEG 2014“) 30 Tabelle 7: Annahmen zu spezifischen Kosten von Netzbetriebsmitteln (Quelle: Interne Daten/Herstellerangaben)33 Tabelle 8: Übersicht Bestandteile der spezifischen Investitionskosten (Quelle: Interne Daten/Herstellerangaben) 34 Tabelle 9: Übersicht Annahme zur Berechnung der jährlichen Zusatzkosten 35 24 24 29 29

Tabelle 4: Erwartungswert der installierten Leistung an PV-Anlagen in Modellnetzklassen der Niederspannungsebene Tabelle 5: Erwartungswert der installierten Leistung an PV-Anlagen in Modellnetzklassen der Mittelspannungsebene

Tabelle 10: Annahmen für die betriebsgewöhnlichen Nutzungsdauern (Quelle: StromNEV / Interne Recherche) 36 Tabelle 11: Identifizierter Investitionsbedarf bis 2022 und Anteil an Gesamtinvestitionen bis 2032 Netzausbau, Szenario „EEG 2014“, kumulierte Investition bis 2032) Leistungsmessung Tabelle 14: Jährliche Zusatzkosten je Region bei einem konventionellen Netzausbau im Jahr 2022 Expertenbefragung) Expertenbefragung) Tabelle 17: Kosten des Spannungslängsreglers nach Ausgestaltungsvarianten (Quelle: Interne Recherche, Expertenbefragung) Tabelle 18: Jährliche Mehrkosten je Netzebene je Region im Jahr 2022 (Szenario „EEG 2014“) Tabelle 19: „Asset Management für Netzkomponenten“ im Future Energie Grid Tabelle 20: "Wide Area Measurement Systeme" im Future Energy Grid Tabelle 21: "Netzautomatisierung" im Future Energy Grid Tabelle 22: "IKT-Konnektivität" im Future Energy Grid Tabelle 23: "Anlagenkommunikations- und Steuerungsmodule" im Future Energy Grid Tabelle 24: Ableitung SG-CySecReq Tabelle 25: Zusammenfassung Ergebnisse realisierbares Potenzial 95 109 158 158 159 159 160 167 175 177 Tabelle 27: Ausbaubedarf in einzelnen Modellnetzklassen in der Mittelspannungsebene bis 2032 (Szenario NEP“)177
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49 52 53 54 73 95

Tabelle 12: Regionale EE-bedingte Netzausbauinvestitionen in Verteilernetze bezogen auf Einwohner (konventioneller Tabelle 13: Mittleres jährliches Netzentgelt je Region je Entnahmestelle in der Niederspannung für Kunden ohne

Tabelle 15: Annahmen der Kosten für Komponenten für das Erzeugungsmanagement (Quelle: Interne Recherche, Tabelle 16: Kosten des regelbaren Ortsnetztransformators nach Ausgestaltungsvarianten (Quelle: Interne Recherche,

Tabelle 26: Ausbaubedarf in einzelnen Modellnetzklassen in der Niederspannungsebene bis 2032 (Szenario „NEP“)

Tabellenverzeichnis
Tabelle 28: Erforderlicher thermischer und spannungsbedingter Netzausbaubedarf in deutschen Verteilungsnetzen bis zum Jahr 2032 (Szenario „EEG 2014“) Tabelle 29: Detailergebnisse konventioneller Netzausbau Tabelle 30: Detailergebnis Netzausbaubedarf je Modellnetzklasse bis 2032 Tabelle 31: Netzausbaubedarf bei Erzeugungsmanagement für das Szenario „NEP“ und „Bundesländer“ bei Berücksichtigung aller dezentralen Anlagen Tabelle 32: Netzausbaubedarf bei Erzeugungsmanagement für die Szenarien „NEP“ und „Bundesländer“ bei Berücksichtigung aller dezentralen Anlagen ohne Biomasse Tabelle 33: Netzausbaubedarf bei Erzeugungsmanagement für die Szenarien „NEP“ und „Bundesländer“ bei Berücksichtigung aller dezentralen Anlagen ab 7 kW Tabelle 34: Netzausbaubedarf bei Erzeugungsmanagement für die Szenarien „NEP“ und „Bundesländer“ bei Berücksichtigung aller dezentralen Anlagen ab 30 kW 187 189 Tabelle 36: Angefragte Daten bei einem Verteilernetzbetreiber in Deutschland 190 Tabelle 35: Ergebnisübersicht konventioneller Netzausbau und Erzeugungsmanagement in Kombination mit rONT 185 183 181 177 178 179

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Anhang 1 SGAM Modell

Anhang Anhang 1 SGAM Modell
Das Smart Grid Architecture Model (SGAM), das im Rahmen der Bearbeitung des EU-Mandats M/490 entwickelt wurde, dient der Konzeptualisierung von Smart Grids. In dem Modell werden Smart Grid Anwendungsfälle aus architektonischer Sicht betrachtet und das SGAM ist spezifisch und neutral im Hinblick auf Umsetzung und Technologie. Entsprechend können durch das SGAM Smart Grid Anwendungsfälle geprüft und deren Unterstützung durch Standards untersucht sowie Lücken in den Anwendungsfällen identifiziert werden. Darüber hinaus kann die Entwicklung zu zukünftigen Smart Grid Szenarios geschildert werden, da das Modell den Prinzipien der Universalität, Lokalisierung, Konsistenz, Flexibilität, Skalierbarkeit, Erweiterbarkeit und Interoperabilität folgt.50

Abbildung 79: Zuordnung der Akteure auf der Smart Grid Fläche des SGAM

Das SGAM wird auf den drei Achsen der elektrischen Domänen, Interoperabilitätsebenen und Energiemanagementzonen beschrieben. Bei der Modellierung wird auf fünf Interoperabilitätsebenen jeweils die Smart Grid Fläche abgedeckt, die durch die elektrischen Domänen mit der klassischen Energieflusskette und die Zonen des Energiemanagements mit der hierarchischen Struktur aufgespannt wird. In Abbildung 79 ist die Smart-Grid Fläche mit der Zuordnung der in der Studie betrachteten Akteure abgebildet. Die elektrischen Domänen gehen von der Erzeugung (Generation) über die Übertragung (Transmission) und Verteilung (Distribution) der Energie bis hin zu den dezentralen Energieressourcen (DER) und dem gesondert betrachteten Kundenbereich (Customer Premise). Der Verteilernetzbetreiber und seine Betriebsmittel sind der Verteilungsdomäne zuzuordnen, dezentrale Erzeugungsanlagen sind dezentrale

50

Quelle: J. Bruinenberg, L. Colten, E. Darmois, J. Dorn, J. Doyle, O. Elloumi, H. Englert, R. Forbes, J. Heiles, P. Hermans, J. Kuhnert, F. J. Rumph, M. Uslar, P. Wetterwald, „Smart Grid Reference Architecture“, Technical report, CEN, CENELEC, ETSI, 2012.
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Anhang 1 SGAM Modell Energieressourcen und die Verbraucher – unabhängig ob Gewerbe, öffentliche Einrichtungen oder Privatpersonen – gehören zur Kundendomäne. Die hierarchische Struktur des Energiemanagements beginnt in der Prozesszone (Process), dieser Zone werden die Stufenschalter und Wechselrichter der Geräte zugeordnet. Eine Stufe höher liegt die Feldzone (Field) mit dem Equipment der Feldgeräte, wie den Sensoren und Kontrolleinheiten. Als Schnittstelle nach außen liegen in der Stationszone (Station) die Gateways der Feldgeräte zur Kommunikation sowie die Kommunikationsnetzwerke, die diese miteinander und mit dem System des Netzbetreibers verbinden. Die Systeme des Verteilernetzbetreibers liegen je nach Aufgabenbereich in der Betriebszone (Operation) und der Unternehmenszone (Enterprise). Da die in dieser Studie betrachteten Systeme des Verteilernetzbetreibers für den Betrieb des Verteilernetzes zuständig sind, sind sie entsprechend der Betriebszone zuzuordnen. Über der Unternehmenszone befindet sich darüber hinaus im SGAM noch der Markt (Market).

Abbildung 80: Interoperabilitätsebenen

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Die dritte Dimension ist die der Interoperabilitätsebenen. Interoperabilität beschreibt die Fähigkeit zur Zusammenarbeit, wobei die Zusammenarbeit auf verschiedenen Ebenen anwendbar ist. Abbildung 80 zeigt in der linken Hälfte die acht Interoperabilitätskategorien des Grid Wise Architecture Council (GWAC)52, die im SGAM auf den rechts dargestellten fünf Interoperabilitätsebenen zusammengefasst werden. Auf der Geschäftsebene wird im SGAM die Interoperabilität zwischen den Geschäftszielen von Akteuren sowie ökonomischen und regulatorischen Bestimmungen dargestellt. So kann beispielsweise ein Netzbetreiber nur dann einen Lastabwurf vertraglich vereinbaren, wenn ein Verbraucher diesem zustimmt. Die Grafiken im Hauptteil der Studie stellen die Interoperabilität der Funktionen auf Funktionsebene dar. Werden an einer Stelle beispielsweise Messdaten gesendet, so müssen diese woanders auch empfangen werden. Über die Informationsebene wird sichergestellt, dass die ausgetauschten Informationen zueinander passen. Es sollen beispielsweise nicht von einem Sensor Frequenzwerte gesendet und beim Empfänger Spannungswerte erwartet werden. Darüber hinaus muss das Datenmodell, mit dem Daten ausgetauscht werden, spezifiziert sein. Auf der Kommunikationsebene werden weiter das Protokoll und die Technologie zur Datenübertragung festgelegt. Auf der untersten

51

Darstellung nach: J. Bruinenberg, L. Colten, E. Darmois, J. Dorn, J. Doyle, O. Elloumi, H. Englert, R. Forbes, J. Heiles, P. Hermans, J. Kuhnert, F. J. Rumph, M. Uslar, P. Wetterwald, „Smart Grid Reference Architecture“, Technical report, CEN, CENELEC, ETSI, 2012. 52 Quelle: The GridWise Architecture Council, „GridWise Interoperability Context-Setting Framework“, Technical report, 2008.
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Anhang 1 SGAM Modell Interoperabilitätsebene, der Komponentenebene, werden alle Komponenten dargestellt, die zur Realisierung der Funktionen nötig sind sowie deren elektrischen und kommunikationstechnischen Verbindungen. Neben den Interoperabilitätskategorien gibt es Querschnittsthemen, die keiner einzelnen Ebene zugeordnet werden können, sondern mehrere oder sogar alle Ebenen betreffen. Eines dieser Querschnittsthemen ist die Sicherheit, die im Rahmen des Erweiterungsauftrages näher untersucht wurde und in Kapitel E.7.1 behandelt wird. Die Verwendung des SGAM in dieser Studie hat zum einen den Vorteil, dass durch ein Übereinanderlegen der Interoperabilitätsebenen Lücken identifiziert werden können. Zu jeder Funktion müssen Komponenten identifiziert worden sein, die diese erfüllen. Darüber hinaus sollten für die Kommunikation verschiedener Systeme entsprechende Datenmodelle und Standards vorliegen, die von den Komponenten unterstützt werden. Neben den Lücken können zum anderen Synergien zwischen verschiedenen Ausgestaltungsvarianten einer Komponente und zwischen verschiedenen Komponenten identifiziert werden. In diesem Kapitel werden das Erzeugungsmanagement sowie die Spannungsregelung in ihren einzelnen Ausgestaltungsvarianten detailliert im Smart Grid Architecture Model (SGAM) modelliert und anschließend auf Komponentenebene zusammengefasst. Die oberste Ebene im SGAM ist der Business-Layer. Hier werden die Geschäftsziele dargestellt, die unabhängig von der Ausgestaltungsvariante je Lösungsansatz identisch sind. Das Erzeugungsmanagement dient dem Vermeiden von netzkritischen Situationen, die durch zu hohe Einspeisung der Wirk- oder Blindleistung verursacht werden. Der rONT und Spannungsregler setzen eine flexible Regelung der Spannung um, um Spannungsbandverletzungen zu vermeiden. Diese Geschäftsziele sind in Abbildung 81 dargestellt. Für die weiteren SGAM-Ebenen erfolgt eine Unterscheidung zwischen dem Erzeugungsmanagement und der Spannungsregelung.

Abbildung 81: SGAM Geschäftsebene – links Erzeugungsmanagement, rechts Spannungsregelung

Erzeugungsmanagement im SGAM
Bei der Darstellung des Erzeugungsmanagements im SGAM wird zwischen drei Varianten unterschieden: Der Vorgabe von Kennlinien, der direkten Steuerung bei Bedarf sowie der direkten Steuerung und Übermittlung von Messwerten. Eine Gesamtübersicht der Funktionen aller Varianten erfolgte bereits im Hauptteil der Studie. In Abbildung 82 sind die Funktionen bei der Vorgabe von Kennlinien sowie die dafür nötigen Komponenten im SGAM dargestellt.
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Anhang 1 SGAM Modell

Abbildung 82: Erzeugungsmanagement via Kennlinie – SGAM Funktionen und Komponenten

Die vom Leitsystem des Verteilernetzbetreibers ermittelten Kennlinien werden über ein Kommunikationsnetzwerk an das Gateway der dezentralen Erzeugungsanlage übermittelt. In der Kontrolleinheit der dezentralen Anlage wird die Kennlinie hinterlegt und anhand der Messwerte von den Sensoren wird die durch die Kennlinie vorgegebene Einstellung am Wechselrichter umgesetzt. Für die Übermittlung der Kennlinie vom Verteilernetzbetreiber an die dezentrale Erzeugungsanlage existiert das Common Information Model (CIM) als Kommunikationsstandard, welches, wie in Abbildung 83 dargestellt, via Webservices, XML und RDF umgesetzt werden kann.

Abbildung 83: Erzeugungsmanagement via Kennlinie – SGAM Informations- und Kommunikationsebene

Die Funktionen des Erzeugungsmanagements durch direkte Steuersignale sind in Abbildung 84 dargestellt. Das Leitsystem ermittelt das gegebenenfalls nötige Steuersignal durch Messwerte von eigenen Messgeräten im Netz. An der dezentralen Anlage wird das Steuersignal lediglich empfangen und umgesetzt.

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Anhang 1 SGAM Modell

Abbildung 84: Erzeugungsmanagement via Steuersignal ohne Messwerte – SGAM Funktionen

Abbildung 85: Erzeugungsmanagement via Steuersignal ohne Messwerte – SGAM Komponenten

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Anhang 1 SGAM Modell Die für diese Variante nötigen Komponenten sind auf Anlagenseite ein Gateway, eine Kontrolleinheit sowie ein Wechselrichter, der die Wirk- oder Blindleistung gemäß dem Steuersignal anpassen kann. Die Komponentenebene des SGAM hierzu ist in Abbildung 85 dargestellt. Werden darüber hinaus auch Messwerte von dem dezentralen Einspeiser an den Verteilernetzbetreiber übermittelt, so ergeben sich die in Abbildung 86 dargestellten Funktionen. Bei den Komponenten werden im Vergleich zur vorherigen Variante Sensoren an der Anlage nötig. Die Komponentenebene ist in Abbildung 87 dargestellt.

Abbildung 86: Erzeugungsmanagement via Steuersignal mit Messwerten – SGAM Funktionen

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Anhang 1 SGAM Modell

Abbildung 87: Erzeugungsmanagement via Steuersignal mit Messwerten – SGAM Komponenten

Die Kommunikations- und Informationsebene des SGAM ist bei beiden Varianten des Erzeugungsmanagements gleich – die Übermittlung des Steuersignals und gegebenenfalls der Messwerte erfolgt über MMS oder GOOSE und ist im IEC 61850 standardisiert. Diese zwei SGAMEbenen sind auf einer in Abbildung 88 zusammengefasst.

Abbildung 88: Erzeugungsmanagement via Steuersignal mit und ohne Messwerte – SGAM Informationsund Kommunikationsebene

Spannungsregelung im SGAM
Bei der Ausgestaltung der Spannungsregelung wurde zwischen vier Varianten unterschieden: Der autarken Regelung, der Einbindung von entfernten Netzknoten, der Steuerung durch das
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Anhang 1 SGAM Modell Leitsystem sowie einer Regelung durch das Leitsystem mit zusätzlicher Messung an entfernten Netzknoten. Für die Darstellung im SGAM ist eine Unterscheidung zwischen rONT und Spannungslängsregler nicht nötig, da die flexible Spannungsregelung unabhängig davon ist, ob das Gerät zusätzlich einen Wechsel der Spannungsebene vornimmt. Als erstes wird die autarke Regelung betrachtet. Bei Ihr wird die Spannung am Gerät durch Sensoren an der Sammelschiene gemessen, im Gerät werden diese Messwerte verarbeitet und der Stufenschalter entsprechend eingestellt. Die dazugehörigen Funktionen und Komponenten im SGAM sind in Abbildung 89 dargestellt. Da in dieser Ausgestaltungsvariante keine Kommunikation außerhalb des Geräts erfolgt, sind die Informations- und Kommunikationsebene im SGAM leer und werden hier nicht dargestellt.

Abbildung 89: Autarke Spannungsregelung – SGAM Funktionen und Komponenten

Die zweite Ausgestaltungsvariante sieht ein zusätzliches Messen der Spannung an entfernten Netzknoten vor. Diese Messwerte werden anschließend an das Gateway des spannungsregelnden Gerätes kommuniziert, dort verarbeitet und die Regelung entsprechend durchgeführt. Die Funktionsebene ist Abbildung 90 zu entnehmen, die Komponenten Abbildung 91.

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Anhang 1 SGAM Modell

Abbildung 90: Spannungsregelung an entfernten Netzknoten – SGAM Funktionen

Abbildung 91: Spannungsregelung an entfernten Netzknoten – SGAM Komponenten

Als drittes wird die Steuerung des Gerätes über das Leitsystem untersucht. Hierbei werden die am Gerät gemessenen Werte an das Leitsystem übertragen. Im Leitsystem wird die Steuerung ermittelt
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Anhang 1 SGAM Modell und das Steuersignal an das Gerät kommuniziert, welches das Signal umsetzt. Die Funktionen und Komponenten sind Abbildung 92 zu entnehmen.

Abbildung 92: Spannungsregelung via Leitsystem – SGAM Funktionen und Komponenten

Die vierte und letzte Ausgestaltungsvariante ist die Messung an entfernten Netzknoten und zusätzliche Steuerung durch das Leitsystem. Sie ist entsprechend eine Kombination aus der zweiten und dritten Variante, bei der die Messwerte der entfernten Netzknoten nicht an das Gerät, sondern ebenfalls an das Leitsystem des Verteilernetzbetreibers kommuniziert werden. Die Funktionen im SGAM sind in Abbildung 93 dargestellt, die Komponenten in Abbildung 94.

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Anhang 1 SGAM Modell

Abbildung 93: Spannungsregelung an entfernten Netzknoten über Leitsystem – SGAM Funktionen

Abbildung 94: Spannungsregelung an entfernten Netzknoten über Leitsystem – SGAM Komponenten

Für eine vollständige Darstellung der Ausgestaltungsvarianten zwei bis vier im SGAM fehlen bisher die Informations- und Kommunikationsebene. Da in allen drei Varianten Messwerte und in zweien Steuersignale über ein Kommunikationsnetzwerk übertragen werden und deren Übertragung im IEC 61850 oder 60870 standardisiert ist, sind die Informations- und Kommunikationsebene in den Ausgestaltungsvarianten zwei bis vier dieselben und gemeinsam in Abbildung 95 dargestellt.

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Anhang 1 SGAM Modell

Abbildung 95: Spannungsregelung nicht autark – SGAM Informations- und Kommunikationsebene

Zusammenfassung aller Lösungen im SGAM
Eine Zusammenfassung der SGAM-Funktionen aller betrachteten Lösungsansätze und deren Varianten erfolgt bereits im Hauptteil der Studie. An dieser Stelle werden abschließend alle Komponenten in einer SGAM-Grafik (Abbildung 96) zusammengefasst.

Abbildung 96: Erzeugungsmanagement und Spannungsregelung gemeinsam auf Komponentenebene im SGAM

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Anhang 2 Migrationspfade

Anhang 2 Migrationspfade
Durch die Nutzung von Synergien verschiedener Technologien und die zunehmende Vernetzung aller Systeme ergeben sich für die Zukunft neue Geschäftsmodelle und Rollen, wie beispielsweise virtuelle Kraftwerke. Deshalb wird in diesem Kapitel erläutert, wo die untersuchten Lösungsansätze in der Entwicklung vom klassischen Energiesystem mit dem Energiefluss von großen, zentralen Erzeugern zu den dezentralen Verbrauchern hin zu einem vernetzten Energiesystem, in dem das sogenannte Internet der Energie eine Kommunikation zwischen allen Akteuren im Energiesystem ermöglicht, einzuordnen sind und welche weiteren Entwicklungen durch sie unterstützt werden. Abbildung 97 zeigt das Systemmodell des „European Electricity Grid Initiative and Implementation plan“, welches die unterschiedlichen Rollen im vernetzten Energiesystem darstellt, die durch die zunehmende IKT-Vernetzung entstehen und sich weiter entwickeln.

Abbildung 97: Systemmodell des „European Electricity Grid Initiative and Implementation plan“ aus dem 53 Future Energy Grid

Als Grundlage für die Untersuchungen dient das Future Energie Grid 54, in dem 16 Technologiefelder der geschlossenen und vernetzten Systemebene sowie der IKTInfrastrukturebene und darüber hinaus drei Querschnittstechnologien identifiziert wurden, deren Entwicklungen die Zukunft des Internets der Energie widergeben. Die Technologiefelder sind Abbildung 98 zu entnehmen. Für die einzelnen Technologiefelder wurden im Future Energie Grid jeweils bis zu fünf Entwicklungsstufen herausgearbeitet und beschrieben sowie deren Entwicklungspfade untereinander identifiziert. Im Rahmen der Verteilernetzstudie wurde analysiert, wo die hier untersuchten Lösungsansätze einzuordnen sind, welche Entwicklungspfade für einen

53

Quelle: H.-J. Appelrath, H. Kagermann, C. Mayer, „Future Energie Grid – Migrationspfade ins Internet der Energie“, Springer, 2012. 54 ebenda.
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Anhang 2 Migrationspfade flächendeckenden Einsatz des Lösungsansatzes nötig sind und welche zukünftigen Entwicklungen dadurch gefördert werden.

Abbildung 98: Technologiefelder im Future Energie Grid. Darstellung der Kategorisierung in Systemebenen 55 und Domänen der Energiewirtschaft.

Das erste im Rahmen der Studie zu berücksichtigende Technologiefeld ist zugleich das erste im Future Energy Grid, das Asset Management für Netzkomponenten. Die Definition dieses Technologiefeldes im Future Energie Grid ist Tabelle 19 zu entnehmen. Dieses Technologiefeld betrifft den rONT und den Spannungslängsregler. Die jeweils autarke Variante wird im Asset Management nicht berücksichtigt, die restlichen Varianten, die alle eine Erfassung und Übertragung von Messwerten von Netzknoten oder Geräten an jeweils zentrale Stellen (spannungsregelndes Gerät oder Leitsystem) enthalten, sind dem dritten Entwicklungsschritt zuzuordnen. Definition „Anlagegüter jeder Art werden in AssetManagement-Systemen verwaltet mit dem Ziel, die Anlagegüter in technischer und kaufmännischer Hinsicht optimal zu planen und einzusetzen.“ Beschreibung Entwicklungsschritt „Schritt 3: Aktuelle Anlagenzustände werden im Asset Management und bei der Einsatzplanung berücksichtigt. Dadurch können Asset Management-Systeme zum Beispiel mit Leitsystemen verknüpft werden und direkt Parameterwerte zur Steuerung des Anlagenbetriebs liefern.“

55

Quelle: H.-J. Appelrath, H. Kagermann, C. Mayer, „Future Energie Grid – Migrationspfade ins Internet der Energie“, Springer, 2012.
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Anhang 2 Migrationspfade
Tabelle 19: „Asset Management für Netzkomponenten“ im Future Energie Grid
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Das zweite Technologiefeld Netzleitsysteme kann im Rahmen der Studie unberücksichtigt bleiben. Als nächstes Technologiefeld sind die Wide Area Measurement Systeme zu betrachten, welche das dritte Technologiefeld bilden. Die über die autarke Regelung hinaus gehenden Ausgestaltungsvarianten des rONT und Spannungslängsreglers sind bei einem flächendeckenden Einsatz ebenfalls dem dritten Entwicklungsschritt zuzuordnen. Definition „Das Technologiefeld WAMS fasst Technologien im Feld zur Messung, Übertragung, Archivierung und Visualisierung zeitsynchronisierter Phasorenmesswerte mit hoher Auflösung zusammen. Diese Werte werden genutzt, um Maßnahmen zur Systemstabilisierung zu treffen.“ Beschreibung Entwicklungsschritt „Schritt 3: Anwendungssysteme zur Auswertung und Analyse von Daten aus dem Mittelspannungsnetz sind erhältlich. Verschiedene Koordinationsmechanismen (lokale vs. Zentrale Optimierung) werden parallel weiterentwickelt. Die technischen und wirtschaftlichen Vorteile je nach Netzkonfiguration sind bekannt und der Einsatz erfolgt dementsprechend.“
57

Tabelle 20: "Wide Area Measurement Systeme" im Future Energy Grid

Ein weiteres Technologiefeld, dessen Entwicklung unter anderem durch den Einsatz von rONT und Spannungslängsreglern umgesetzt wird, ist die Netzautomatisierung. Dies ist das vierte Technologiefeld. Die entsprechenden Entwicklungsschritte sind je nach Ausgestaltungsvariante bei einer Einbindung des Geräts über das Leitsystem der dritte beziehungsweise bei einer Regelung durch das Gerät mit Berücksichtigung von unterlagerten Messwerten der vierte Entwicklungsschritt. Definition „Im Technologiefeld Netzautomatisierung werden IKT-Komponenten zusammengefasst, die auf Stations- oder Feldebene Daten aus Netzkomponenten und Messumformern verarbeiten oder diese Netzkomponenten steuern.“ Beschreibung Entwicklungsschritt „Schritt 3: Auch für den Niederspannungsbereich wird IT-gestützte Aktorik (Schalter, Schutz) eingesetzt, wenn die lokale Netzsituation dies zum Beispiel aufgrund von dezentraler Erzeugung oder spezieller Lastprofile durch Elektromobilität erfordert.“ „Schritt 4: Die IEDs im Niederspannungsbereich haben Funktionen, die ihnen autonomes Agieren erlauben. In den Ortsnetzstationen werden autonome Netzagenten eingesetzt, die lokal Erzeugung und Verbrauch überwachen, gegebenenfalls anpassen und auf die Aktorik des Netzes einwirken. Sie übernehmen damit Aufgaben eines Netzleitsystems (siehe Technologiefeld 2). Dazu verarbeiten sie auch Informationen aus der vernetzten Systemwelt.“

56 57

Quelle: ebenda. Quelle: ebenda.
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Anhang 2 Migrationspfade
Tabelle 21: "Netzautomatisierung" im Future Energy Grid
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Das fünfte Technologiefeld der FACTS – Flexible AC-Transmission System kann im Rahmen der Studie zunächst unberücksichtigt bleiben. Das nachfolgende sechste Technologiefeld der IKT-Konnektivität stellt eine der Schlüsseltechnologien auf dem Weg in das Internet der Energie dar. Während die IKT-technische Ansteuerung von Anlagen dem ersten Entwicklungsschritt zuzuordnen ist, sind komplett vernetzte Lösungen, wie bei der höchsten Ausgestaltungsvariante des rONT, einem höheren Entwicklungsschritt zugehörig. Der Schwerpunkt wird hier jedoch auf die IKT-technische Ansteuerung von Anlagen gelegt, der dem ersten Entwicklungsschritt entspricht. Definition „Das Technologiefeld IKT-Konnektivität bezeichnet die Kommunikationstechnologien und informationstechnischen Voraussetzungen, die zur Auffindung und Anbindung unter garantierten QoS von Energiekomponenten in Smart Grid-Anwendungen notwendig sind.“ Beschreibung Entwicklungsschritt „Schritt 1: Erste Anlagen sind in einen rudimentären Verzeichnisdienst eingebunden. Der zentrale Verzeichnisdienst enthält die angebundenen Anlagen mit einigen technischen Angaben und Informationen, wie die Anlage IKT-technisch von außen angesteuert werden kann. Der Verzeichnisdienst kann auch von Marktakteuren außerhalb des Netzes genutzt werden. Durch die Einführung entsprechender Sensoren und Aktoren und deren Einbindung in das Netz wird eine Steuerung und Erhaltung der Netzstabilität ermöglicht. Sensoren und Aktoren sind ebenfalls in das System eingebunden. Die QoS sind über Einzellösungen adhoc implementiert. In Piloten kommen bereits Vorläufer einer einheitlichen Plattform zum Einsatz. Diese ermöglichen eine dynamische Einrichtung von QoS.“

Tabelle 22: "IKT-Konnektivität" im Future Energy Grid

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Die Technologiefelder Asset Management für dezentrale Erzeugungsanlagen, regionale Energiemarktplätze, Handelsleitsysteme, Prognosesysteme, Business Services sowie virtuelle Kraftwerkssysteme, welche im Future Energy Grid die Technologiefelder sieben bis zwölf sind, sind durch die in der Studie betrachteten Lösungsansätze nicht betroffen. Das Technologiefeld 13 beinhaltet die Anlagenkommunikations- und Steuerungsmodule, diesem ist das Erzeugungsmanagement zuzuordnen, welches bei einer Einbindung von Erzeugungsanlagen aller Größen dem zweiten Entwicklungsschritt dieser Technologie angehört.

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Quelle: ebenda. Quelle: ebenda.
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Anhang 2 Migrationspfade Definition „Dieses Technologiefeld beschreibt eingebettete Systeme in dezentralen Verbrauchern, Erzeugern und Speicher zur Steuerung und Kommunikationsanbindung.“ Beschreibung Entwicklungsschritt „Schritt 2: Die IEDs haben variable Steuerkonzepte zur Reaktion auf Anfragen realisiert. Für alle Erzeugungsanlagen sowie mittlere Verbraucher ab 30 kW sind IEDs erhältlich.“

Tabelle 23: "Anlagenkommunikations- und Steuerungsmodule" im Future Energy Grid

Da im Rahmen der Studie der Einsatz von Smart Metern als Messsysteme sowie ein verbraucherseitiges Demand Side Management nicht näher betrachtet werden, können auch die Technologiefelder 14 bis 16, nämlich Advanced Metering Infrastructure, Smart Appliances und das Industrielle Demand Side Management / Demand Response, außer Betracht gelassen werden. In Abbildung 99 sind die technologischen Migrationspfade aus dem Future Energy Grid bis zu den identifizierten Entwicklungsschritten dargestellt. Die gelb umrahmten Pfade stellen dabei die Entwicklung eines Technologiefeldes bis zu der hier jeweils identifizierten Entwicklungsstufe dar. Diese sind 1.3, 3.3, 4.4, 6.1 und 13.2. Die restlichen dargestellten Entwicklungsschritte sind jeweils direkte oder indirekte Vorbedingung für mindestens einen der identifizierten Entwicklungsschritte.

Abbildung 99: Technologische Migrationspfade bis zu den identifizierten Entwicklungsschritten

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Es ist bereits bei der hier getroffenen Auswahl an Technologien ersichtlich, dass das sechste Technologiefeld der IKT-Konnektivität eine Schlüsselrolle als Enabler für das Internet der Energie einnimmt. Bei der Betrachtung aller 16 Technologiefelder im Future Energy Grid sind die Schritte 6.1 und 6.4 direkte Voraussetzung für jeweils über zehn weitere Entwicklungsschritte. Darüber hinaus lässt sich erkennen, dass das vierte Technologiefeld der Netzautomatisierung als Vorbedingung sehr ausgereifte Messsysteme, leistungselektronische Steuerungssysteme sowie eine hohe IKT-Konnektivität erfordert. Der dritte und vierte Entwicklungsschritt im vierten

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Darstellung nach: H.-J. Appelrath, H. Kagermann, C. Mayer, „Future Energie Grid – Migrationspfade ins Internet der Energie“, Springer, 2012.
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Anhang 2 Migrationspfade Technologiefeld Netzautomatisierung wurde durch den Einsatz von rONT und Spannungslängsreglern identifiziert, wenn sie durch eine eigenständige Regelung vor Ort unter Berücksichtigung weiterer Messwerte Aufgaben eines Netzleitsystems übernehmen. Dies entspricht der zweiten Ausgestaltungsvariante dieser Lösungsansätze, bei der die Spannung (und ggf. weitere Parameter) an entfernten Netzknoten gemessen und in die Regelung durch das Gerät mit einbezogen wird. Ein flächendeckender Einsatz dieser Ausgestaltungsvariante ist nur dann sinnvoll, wenn die für den Schritt 4.4 nötigen Entwicklungsschritte erfolgt sind. Vorher ist der zusätzliche Aufwand für die Umsetzung dieser Ausgestaltungsvariante sehr groß und nur in Ausnahmefällen durch ihren Nutzen gerechtfertigt. Die Steuerung eines rONT oder Spannungslängsreglers durch das Leitsystem wurde den Entwicklungsschritten 1.3, 3.3 und 4.3 zugeordnet. Sie selbst stellen eine Weiterentwicklung im Bereich des Asset Managements für Netzknoten, der Messsysteme sowie der Netzautomatisierung dar. Darüber hinaus sind für einen lohnenden, flächendeckenden Einsatz ein mittleres Maß an IKTKonnektivität (Entwicklungsschritt 6.2) und ausgereifte leistungselektronische Steuerungssysteme im Leitsystem (Entwicklungsschritt 5.3) nötig. Die autarke Regelung der Spannung an Geräten konnte keinem der Entwicklungsschritte in den 16 Technologiefeldern des Future Energy Grid zugeordnet werden. Dies liegt daran, dass sie durch ihre autarke Betriebsweise nicht von anderen Technologiefeldern abhängig sind. Da die Technologie des autarken rONT bereits seit einigen Jahren in Pilotprojekten erprobt wird, steht sie bereits am Anfang eines flächendeckenden, standardmäßigen Einsatzes in den Verteilernetzen, in denen der rONT Spannungsprobleme lösen kann. Für das Erzeugungsmanagement wurde als Ziel der Studie der Entwicklungsschritt 13.2 identifiziert. Dieser erfordert lediglich ein geringes Maß an IKT-Konnektivität sowie den direkten Vorgänger 13.1, der unter anderem folgenden Entwicklungsstand erfordert: „Erzeugungsanlagen zwischen 30 kW und 100 kW verfügen über die Möglichkeit einer standardisierten Kommunikationsanbindung.“61 Die Entwicklung hin zu einem Erzeugungsmanagement bei Photovoltaik- und Windkraftanlagen beliebiger Größe ist also nicht sehr weit vom heutigen Entwicklungsstand entfernt, erfordert aber Schrittweise eine kommunikative Einbindung dieser Anlagen sowie die Möglichkeit zur Integration und Nutzung dieser Kommunikationsanbindung in und durch das Leitsystem des Verteilernetzbetreibers.

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Quelle: Future Energy Grid
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Anhang 3 IKT-Sicherheit

Anhang 3 IKT-Sicherheit
Einführung in die Methodik der SGAM Modellierung und Schnittstellenanalyse nach NISTIR 7628
Ein wichtiger Aspekt des zukünftigen Smart Grid – als sog. System-of-Systems62 oder CyberPhysical System63 – ist die Kommunikation mittels IKT zur Optimierung und Koordinierung zwischen den verschiedenen Elementen im Verteilernetz. Bedingt durch hohe Anforderungen an eine kritische Infrastruktur, wie die Energieversorgung und ihre Bedeutung für die öffentliche Ordnung, gilt es, nicht nur für die einzelnen Komponenten bereits zur Entwurfszeit die geeignete Interoperabilität und ggf. Interchangeability nachzuweisen. Zusätzlich sollten weitere Schutzziele, die für bestimmte Komponenten in relevanten Prozessen verfolgt werden, adressiert werden, um einen Schutz gegen typische Angriffsvektoren generisch vorzuprägen.

Sichere Architekturentwicklung im Smart Grid
Ein Kernaspekt der kritischen Infrastruktur Smart Grid ist ein sicherer Betrieb. Es ist vor allem Verfügbarkeit ein Schutzziel und nicht reine Informationssicherheit, wegen gegenseitiger Abhängigkeiten der Aspekte ist es jedoch zweckmäßig, die Komponenten des Smart Grids und ihre Schnittstellen schon zur Entwurfszeit so gut wie möglich abzusichern.

Smart Grid Architecture Model (SGAM)
Das Smart Grid Architecture Model (SGAM) dient der Visualisierung, Validierung und der Strukturierung von Smart-Grid-Projekten. Es hilft daher auch Entwicklern, die verschiedenen Disziplinen angehören, Wissen zusammen zu bringen und das Anwendungsfallverständnis zu erhöhen. Ein weiterer Anwendungszweck ist die Standardisierung im Rahmen von Smart Grids. Das SGAM dient allgemein der Architekturentwicklung im Smart Grid, mit dem Fokus auf verschiedenen Organisationsebenen (vom Management bis zum technisch Versierten/Programmierer) und soll u.a. helfen, Verantwortlichkeiten besser zuordnen zu können. Sicherheit ist im Entwurf eine wichtige Querschnittsfunktion, die sich auf allen Ebenen wiederfindet, sie wird allerdings in der Anwendung des Modells bislang nicht explizit berücksichtigt. Daher soll die Vorgehensweise innerhalb der Sicherheitsrichtlinien des NISTIR 7628 für das „Security-bydesign-Prinzip“ innerhalb des SGAM verwendet werden. Abbildung 100 zeigt das SGAM inkl. seiner Interoperabilitätsschichten, Domänen und Zonen64.

62

Der Begriff „System of a System” bezeichnet einen Zusammenschluss von Systemen, die ihre Ressourcen bündeln, um ein neues und komplexeres System zu bilden, das mehr ist als die Summe der einzelnen Systeme. 63 Ein so genanntes „Cyber-Physical System“ ist ein Verbund von vernetzten Informatikkomponenten, die physikalische Entitäten kontrollieren.
64

Eine genauere Beschreibung des Modells inkl. der einzelnen Domänen, Zonen und Layern finden Sie Anhang 1 sowie unter: http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/smartgrids/doc/xpert_group1_reference_architecture.pdf.
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Anhang 3 IKT-Sicherheit

Abbildung 100: Smart Grid Architecture Model SGAM

NISTIR 7628
Das „National Institute of Standards and Technology“ (NIST) ist eine sogenannte nicht-regulative Bundesbehörde innerhalb des US-Wirtschaftsministeriums. Sie entwickelte als Ergänzung zu der Roadmap für das Smart Grid65 die NISTIR 7628 Richtlinien66, die einen Leitfaden für Informationssicherheit im Smart Grid beschreiben. Diese beginnen mit einer allgemeinen Einführung in die Thematik, die außerdem die Entwicklungsmethodik der Richtlinien beschreibt. Danach unterteilen sich die Richtlinien in drei Hauptdokumente:

65 66

Siehe http://www.nist.gov/smartgrid/upload/NIST_Framework_Release_2-0_corr.pdf.

Siehe http://www.nist.gov/smartgrid/upload/nistir-7628_total.pdf.
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Anhang 3 IKT-Sicherheit

Abbildung 101: NISTIR 7628 Logical Reference Model - Gesamtübersicht

■ Volume 1 mit dem Titel „Smart Grid Cyber Security Strategy, Architecture, and High-Level Requirements”, auf das wir uns hauptsächlich beziehen, enthält Informationen zum Smart Grid und zu Cyber Security Strategien in diesem. Das Ziel ist es, die Zuverlässigkeit des Netzes und die Vertraulichkeit von sensiblen Daten zu gewährleisten. Ein High-Level Diagramm dient dazu, die Akteure in den wichtigen Domänen zu verorten. Darauf aufbauend existiert ein übergreifendes Referenzmodell, durch das 22 logische Interface-Kategorien identifiziert und definiert werden. Dies ist in Abbildung 101 dargestellt. Anhand dieser Darstellung wurden verschiedene Sicherheitsanforderungen abgeleitet. ■ Volume 2 mit dem Titel „Privacy and the Smart Grid” betrachtet verschiedene Arten von Datenschutz. ■ Volume 3 mit dem Titel „Supportive Analyses and References” beschreibt potentielle Schwachstellen aus verschiedenen Bereichen des Smart Grids.

Verknüpfung von SGAM und NISTIR 7628
Die beiden vorgestellten Modelle sollen idealerweise verknüpft werden, um Informationssicherheitsaspekte in das SGAM zu integrieren sowie das amerikanische Sicherheitsmodell im SGAM verorten zu können. Bisherige Arbeiten innerhalb der M/490 SGIS Gruppe zielten vor allem auf den Aspekt der Informationssicherheit aus Sicht des Datenschutzes ab. Die Nutzung der NISTIR 7628 Arbeiten führt dazu, dass ein bereits etabliertes Vorgehensmodell zur Absicherung und Analyse der Schnittstellen des Smart Grids auch im „üblichen“ europäischen Kontext genutzt werden kann.
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Anhang 3 IKT-Sicherheit Die einzelnen Akteure des NISTIR 7628 wurden im Rahmen der Verknüpfung im SGAM auf dem „Function Layer“ verortet (siehe Abbildung 102). Auf die Kommunikationsbeziehungen wurde für die Übersichtlichkeit der Darstellung innerhalb dieses Beitrags verzichtet. Die Farben der einzelnen Akteure repräsentieren die Domänen der Akteure aus dem NISTIR 7628.
Domains Generation Transmission Distribution
20 ISO / RTO / Wholesalemarket

DER

Customer Premises
44 Third Party 42 Billing

Enterprise Market

19 Energy Market Clearinghouse

41 Aggregator / Retail Energy Provider

40 Workshop Management System

28 Distribution Operator

43 Energy Service Provider

02 Customer

48 Security / Network / System Management

Operation

22 Bulk Storage Management

37 Transmission SCADA

31 ISO/RTO Operations 1 Plant Control System

30 Energymanagement System

39 Wide Area Measurement System 17 Geographic Information System

27 Distribution Management System 26 Distribution Engineering

36 Outage Management System 29 Distribution SCADA

25 Distributed Generation & Storage Mgmt. 38 Customer Portal

34 Metering/ Billing / Utility Back Office 32 LMS, DRMS 24 Customer Service Representative

33 Meter Data Management System 23 Customer Information System

Zones

Station

13 Distributed Intelligence Capabilities 47 Transmission RTU

14 Distribution Automation 12 Field Devices Distributed Data Collector

21 AMI Headend 07 Home Area Network Gateway 05 Customer EMS

Field

46 Transmission IED

16 Field Crew Tools

15 Distribution RTU or IED

Process

45 Phasor Measurement Unit

49 Transmission Engineering

18 Distribution Sensor

04 Customer DER: Generation & Storage 06 Electric Vehicle (EVSE / PEV)

08 Meter

09 Customer Premise Display

10 Sub-Meter (EUMD)

11 Water / Gas Metering

03 Customer Appliances and Equipment

Legende: Domänen Bulk Generation Customer Distribution Marketing Operations Service Provider Transmission

Abbildung 102: Mapping NISTIR 7628 Logical Reference Model ins SGAM auf dem Function Layer

Um Informationssicherheit innerhalb des Entwicklungsprozesses ins SGAM zu integrieren und damit dem Security-by-design-Prinzip zu folgen, wird folgendes kanonisches Vorgehen vorgeschlagen: a. Identifikation und Spezifikation des Use Cases. b. Identifikation und Abgleich von logischen Knoten, Kommunikationsverbindungen und „Logical Interface Categories“ aus dem NISTIR 7628. c. Integration der Logical Interface Systeme ins SGAM auf dem „Function Layer“. d. Verwendung von „Smart Grid Cyber Security Requirements“ (SG-CySecReq) zur Schutzzielpriorisierung sowie zur Identifikation von anwendbaren Sicherheitsstandards. e. Abbilden der Elemente auf die weiteren Layer des SGAM. Das Vorgehensmodell wird im folgenden Kapitel anhand eines exemplarischen Falls erläutert.

Beispielszenario „Steuerung von dezentralen Anlagen“
In einem virtuellen Kraftwerk (VK) werden viele kleine Energieanlagen gebündelt, um durch das Erreichen einer „kritischen Masse“ den Handel an Strommärkten oder das Anbieten von Systemdienstleistungen (zu diesen gehört Frequenzhaltung, Spannungshaltung,
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Anhang 3 IKT-Sicherheit Versorgungswiederaufbau und das Netzengpassmanagement) zu ermöglichen. Ein VK-Betreiber trifft auf Basis von Potenzialaussagen über Erzeugungsanlagen Handelsvereinbarungen und erstellt einen Einsatzplan für diese Anlagen. Zur Realisierung eines solchen Einsatzplans müssen Anpassungen an der Lasterzeugung bzw. dem Lastbedarf vorgenommen werden. Dies geschieht zum einen im Voraus durch das Bieten von Anreizen sowie kurzfristig durch direktes Steuern ausgewählter Anlagen. Für das in Kapitel E.7.1 beschriebene Vorgehensmodell ergeben sich für dieses Beispielszenarios eines virtuellen Kraftwerks folgende Arbeitsschritte: A. Identifikation und Spezifikation des Use Cases ■ Verwendung der Beschreibung des Beispielszenarios für die Spezifikation des Use Cases. ■ Identifizierte Akteure: Dezentrale Energieanlagen, VK-Betreiber, System zur Steuerung der Energieanlage. ■ Sequenzdiagramm: entfällt hier aufgrund des Platzmangels. B. Identifikation und Abgleich von logischen Knoten, Kommunikationsverbindungen und „Logical Interface Categories“ aus dem NISTIR 7628 Die im ersten Schritt beschriebenen Akteure und Kommunikationsbeziehungen müssen nun im NISTIR 7628 identifiziert und den Akteuren und Kommunikationsbeziehungen zugeordnet werden. Abbildung 103 zeigt das abgeleitete Szenario, das mittels des High-Level Diagramms aus dem NISTIR 7628 dargestellt ist. Die dezentrale Energieanlage entspricht dabei dem Customer DER, die Steuerung der Energieanlage erfolgt über das Customer EMS und der VK-Betreiber würde in diesem Anwendungsfall über das LMS/DRMS in den Prozess eingreifen. Zusätzlich wurden die Kommunikationsbeziehungen (U106 und U45) und entsprechend dazu die „Interface Categories 10 und 15“ identifiziert. Die Farben repräsentieren dabei die gleichen Domänen, wie in Abbildung 103 dargestellt.

Abbildung 103: Steuerung von Anlagen dargestellt in der High-Level Interface Ansicht des NISTIR 7628

Genauer bedeutet dies für die Kommunikation: Das System mit der Nr. 32 LMS/DRMS (gelb = Domäne „Operation“) sendet zwei verschiedene Arten von Signalen an das System Nr. 05 „Customer EMS“ (grün = Domäne „Customer“). Es werden mit ausreichender Vorlaufzeit Tarifierungen ermittelt und übertragen, um je nach Bedarf die Last zu verringern oder zu erhöhen. Ist der Zeitpunkt gekommen, für den die Einsatzplanung erfolgte, so wird mit Echtzeit-Messdaten geprüft, ob die Vorgaben erfüllt werden. Sollte dies nicht der Fall sein, so wird mittels des zweiten Signals eine entsprechende direkte Steuerung von Lasten zur Erfüllung der Vorgaben initialisiert. Beide Signale werden an das CEMS gesendet. Dieses trifft manuell oder automatisiert Entscheidungen und sendet diese an das Customer DER. Die CDER sind Erzeugungsquellen, wie zum Beispiel Wind oder Solaranlagen, die beim Kunden verortet sind. C. Integration der Logical Interfaces Systeme ins SGAM auf dem „Function Layer“ In diesem Schritt erfolgt die Integration ins SGAM auf dem „Function Layer“, in Abbildung 104 sind die oben beschriebenen Akteure inkl. der Kommunikationsbeziehung im SGAM verortet. Diese

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Anhang 3 IKT-Sicherheit Darstellung ermöglicht es nicht nur zu sehen, in welchen Domänen die Akteure liegen, sondern auch, welcher hierarchischen Zone innerhalb dieser Domänen sie zuzuordnen sind.

Abbildung 104: Steuerung von Anlagen dargestellt im SGAM

D. Verwendung von „Smart Grid Cyber Security Requirements“ (SG-CySecReq) zur Schutzzielpriorisierung sowie zur Identifikation von anwendbaren Sicherheitsstandards Im vierten Schritt werden anhand der identifizierten „Logical Interface Categories“ die entsprechenden Anforderungen (SG-CySecReq) abgeleitet. Damit ergibt sich eine vorläufige Schutzzielpriorisierung für den hier genannten Anwendungsfall, dargestellt in Tabelle 24. Zusätzlich gibt es hier die Möglichkeit aufgrund der SG-CySecReq aus dem NISTIR 7628 Sicherheitsstandards für den eigenen (System-)Entwurf zu identifizieren.
Logical Interface Category 10 15 Gesamtresultat: Vertraulichkeit Niedrig Niedrig Niedrig Inte-grität Hoch Mittel Hoch Verfügbarkeit Mittel Mittel Mittel Smart Grid Cyber Security Requirements AC-14, IA-04, SC-05, SC-06, SC-07, SC-08, SC-26, SI-07 AC-14, IA-04, SC-03, SC-05, SC-06, SC-07, SC-08, SC-09, SC-26, SI-07 AC-14, IA-04, SC-03, SC-05, SC-06, SC-07, SC-08, SC-09, SC-26, SI-07

Tabelle 24: Ableitung SG-CySecReq

E. Abbilden der Elemente auf die weiteren Layer des SGAMs Im fünften Schritt werden nun die in Schritt 4 identifizierten SG-CySecReq zusammen mit den Akteuren und Kommunikationsbeziehungen auf die einzelnen SGAM-Layer abgebildet, um weitere Sicherheitsanforderungen abzuleiten und somit einer Sicherheitsanalyse zu unterziehen.

Ausblick

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Anhang 3 IKT-Sicherheit Der vorgeschlagene Ansatz lässt sich weiter ausbauen, indem ein Kosten- und Reifegradframework integriert wird, so dass im SGAM eine Sicherheitsanalyse inkl. Kosten- und Technologiebetrachtungen basierend auf der Kombination dieser beiden Modelle angewendet werden kann.

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Anhang 4 Vorgehen zur Potenzialflächenabschätzung für den EE-Zubau

Anhang 4 Vorgehen zur Potenzialflächenabschätzung für den EEZubau
Im Rahmen der Studie bilden die Szenarien „EEG 2014“, „NEP“ und „Bundesländer“ die Grundlage für die installierten Leistungsmengen von konventionellen und Erneuerbaren Energien. Aufgrund des Koalitionsvertrages zur 18. Legislaturperiode und sich dadurch ergebenden möglichen Änderungen in diesen Annahmen wird die Studie durch eine Sensitivitätsbetrachtung erweitert. Ziel dieser Betrachtung ist es, die Auswirkung einer Änderung im Förderungsmechanismus der Erneuerbaren Energien auf den Investitionsbedarf im Verteilernetz abzuschätzen. Grundsätzlich lässt sich festhalten, dass die definierten Szenarien des Netzentwicklungsplans 2013 die Gemeinsamkeit haben, dass diese die aktuellen politischen Ziele nicht nur erfüllen, sondern auch kurz und/oder langfristig sogar überfüllen (siehe Netzentwicklungsplan 2013). Für die Sensitivitätsbetrachtung wird angenommen, dass die politischen Ziele bzgl. des Anteils der Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch von 38 % bis 2017, 42 % bis 2022 und 53 % bis 2032 erfüllt werden. Die erste Sensitivitätsbetrachtung ergänzt die Hauptstudie um das Szenario „Skaliertes BL“. Die Annahmen zum Szenario „Skaliertes BL“ setzen an den Festlegungen des Szenarios „Bundesländer“ an, wobei eine pro rata Kürzung der installierten Leistungen, um somit die politischen Ziele für Gesamtdeutschland von 38 %, 42 % und 53 % in den jeweiligen Stützjahren 2017, 2022 und 2032 exakt zu erreichen. Das Szenario „Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten“ spiegelt das Ergebnis einer modelltheoretischen Betrachtung im Sinne einer bundesweiten technologieneutralen Mengenausschreibung für Erneuerbaren Energien wieder. Die Annahmen zu den installierten Leistungen für das Szenario differieren daher teilweise deutlich zu den bisherigen Annahmen der installierten Leistungen der anderen Szenarien. Das Szenario stellt somit ein Extremszenario dar, das unter modelltheoretischen Annahmen den Ausbau der Erneuerbaren Energien unterstellt. Die Abschätzung der installierten Leistungen für das Szenario „Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten“ ergibt sich über die Ermittlung der maximalen tatsächlichen Potentiale67 für die Erneuerbaren Energien Windkraft und Photovoltaik in Deutschland. Bei der Auswertung der Standorte werden keine expliziten Wirtschaftlichkeitsberechnungen durchgeführt. Die Ermittlung der lokalen installierten Leistungen erfolgt nur auf Basis des durchschnittlichen Dargebotes einzelner Anlagen unter Einbezug der meterologischen-geographischen Gegebenheiten des jeweiligen Standorts. Es wird angenommen, dass das theoretische Potenzial von Erneuerbaren Energien in Deutschland der maximalen Energiemenge, die innerhalb von Deutschland theoretisch physikalisch zur Verfügung steht, entspricht. Aufgrund von existierenden technischen Restriktionen bei der Erzeugung von Erneuerbaren Energien reduziert sich dieses theoretische Potenzial und ergibt somit das technische Potenzial der Erneuerbaren Energien in Deutschland.

67

In Anlehnung an Kaltschmitt Martin, Wolfgang Streicher, Andreas Wiese: Erneuerbare Energien: Systemtechnik, Wirtschaftlichkeit, Umweltaspekte, Springer, Berlin 2005.
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Anhang 4 Vorgehen zur Potenzialflächenabschätzung für den EE-Zubau

Potentialbetrachtung
theoretisch technisch ökologisch ökonomisch tatsächlich realisierbar

Abbildung 105: Theorie der Potenziale

Das technische Potenzial wiederrum umfasst auf der einen Seite das ökologische und auf der anderen Seite das ökonomische Potenzial. Diese Potenziale sind nicht identisch, können sich aber auch deutlich überlappen. Das ökologische Potenzial wird als Teil des technischen Potenzials gesehen und entspricht der Energiemenge aus Erneuerbaren Energien, die bei einem Einsatz der Erneuerbaren Energie zu keiner zusätzlichen kurz- und langfristigen Beeinträchtigung der Ökologie führt. In der Praxis bedeutet dies zum Beispiel, dass die vorhandenen Naturschutzgebiete nicht durch den Einsatz von Erneuerbaren Energien beeinträchtigt werden. Im Rahmen dieser Studie wird angenommen, dass das Potenzial in Naturschutzgebieten oder auch Wäldern ausgeschlossen ist. Auf der anderen Seite befindet sich das ökonomische Potenzial, das die Wirtschaftlichkeit der Investition in den Mittelpunkt stellt. Unter Abwägen von Investitionskosten, Betriebskosten und Erlösen gewinnen oder verlieren spezifische Standorte an Attraktivität. Dies führt dazu, dass sich das ökonomische Potenzial aufgrund von wirtschaftlichen Auswirkungen weiter reduziert. Die Durchführung einer detaillierten Wirtschaftlichkeitsanalyse eines jeden potentiellen Standortes in Deutschland wurde im Rahmen dieser Studie nicht durchgeführt. Allerdings erfolgt eine Berücksichtigung der Wirtschaftlichkeit einzelner Technologien über den Rückgriff auf die Annahme der spezifischen Stromgestehungskosten nach dem Fraunhofer Institut. Die Schnittmenge aus dem theoretischen, technischen, ökologischen und ökonomischen Potenzial spiegelt die Menge wieder, die unter Berücksichtigung der unterschiedlichen Anforderungen realisierbar wäre. Dieses realisierbare Potenzial lässt sich wiederrum in bereits „genutztes“ und tatsächliches Potenzial aufschlüsseln. Durch die Bereinigung des realisierbaren Potenzials um die bereits genutzten Potenziale ergibt sich das tatsächliche Potenzial für Deutschland im Rahmen der modelltheoretischen Analyse. Auf Basis der Grundlage der Potenzialtheorie wird im weiteren Verlauf das tatsächliche Potenzial für Windkraft und Photovoltaik für Deutschland näherungsweise im Rahmen von fünf Arbeitsschritten ermittelt. Diese Arbeitsschritte sind die Identifizierung und Selektion von Flächen,

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Anhang 4 Vorgehen zur Potenzialflächenabschätzung für den EE-Zubau Analyse und Korrektur um Objektflächen, Verschneidung mit GIS Informationen, die Bereinigung um die existierenden Energiemengen und die Ermittlung der installierten Leistungen. Das Vorgehen für die ersten drei Arbeitsschritte orientiert sich an bereits erfolgten Studien vom BWE (Potenzial der Windenergienutzung an Land, 2013) und dem Umweltbundesamt (Potenzial der Windenergie an Land, 2013). Das errechnete tatsächliche Potenzial ist dabei eine Abschätzung und greift auf unterschiedliche Vereinfachungen zurück, um die Komplexität bei Berechnungen zu reduzieren. Für die Berechnung selbst wird vollständig auf öffentliche Daten abgestellt sowie auf die OpenSource Software QGIS zurückgegriffen. Ausgangsbasis für die Berechnung des tatsächlichen Potenzials bildet der CORINE Landcover Datensatz aus dem Jahre 2006. Der CORINE Landcover Datensatz enthält weitreichende Geoinformationen zur Bodenbedeckung in Europa. Für Deutschland werden diese Informationen durch das deutsche Fernerkundungsdatenzentrum im Auftrag für das Umweltbundesamt zusammengestellt und aufgearbeitet. Ergänzend wird im Rahmen dieser Studie auf den DLM250 Datensatz sowie frei verfügbare meteorologische Wetterinformationskarten des Deutschen Wetter Dienstes sowie Globalstrahlungskarten zurückgegriffen. Die Berechnung des theoretischen Potenzials basiert auf den zuvor erwähnten vier Arbeitsschritten (Identifizierung und Selektion von Flächen, Analyse und Korrektur um Objektflächen, Verschneidung mit GIS Informationen sowie die Bereinigung um die existierenden Energiemengen), die im Weiteren näher erläutert werden.

Abbildung 106: Exemplarische Darstellung der Selektion von Bodenflächen

In insgesamt 37 verschiedene Bodenflächenklassen lässt sich das theoretische Potenzial für Erneuerbare Energien in Deutschland aufschlüsseln. Aufgrund von Bodenbeschaffenheit, Nutzungsart oder anderen Restriktionen können nicht alle dieser Bodenflächen in gleicher Weise für Erneuerbare Energien verwendet werden. Aus diesem Grund wird für die weitere Untersuchung zwischen den verschiedenen Bodenflächenklassen nach „möglicher“, „bedingt möglicher“, „schwer möglicher“ oder „nicht möglicher“ Verwendung unterschieden. In einer Analyse und Bewertung der verschiedenen Bodenklassen werden die 37 Bodenflächenklassen strukturiert und somit zu den Klassen Restriktionsfrei, Wälder, Schutzzonen und Ausschlussflächen aggregiert. Die nachfolgende
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Anhang 4 Vorgehen zur Potenzialflächenabschätzung für den EE-Zubau Abbildung fasst das Ergebnis dieser Aggregation der unterschiedlichen Bodenflächenklassen zusammen.

Abbildung 107: Übersicht Aggregation Bodenflächen

Für die weitere Betrachtung wird der Fokus der Untersuchung auf die Klasse der restriktionsfreien Flächen gelegt. Eine Nutzung von Wäldern und Schutzzonen ist prinzipiell möglich, ist jedoch mit weiteren Informationen und Annahmen sowie ordnungspolitischen Regelungen verbunden, die im Rahmen dieser Studie nicht weiterbetrachtet werden. Die Ausschlussklasse wird für die weitere Betrachtung nicht weiter berücksichtigt. Im nächsten Schritt werden die identifizierten Flächen einer Objektanalyse unterzogen. Diese Analyse konzentriert sich dabei auf die Auswertung von Objektinformationen, die sich auf den identifizierten Flächen befinden. Aus insgesamt 38 verschiedenen Objektklassen konnten acht Objektklassen identifiziert werden, die eine weitere Verwendung der Fläche durch Erneuerbare Energien verhindern beziehungsweise einschränken. Aus Vereinfachungsgründen wird daher für diese acht Objektflächen angenommen, dass die Nutzung der Fläche in keiner Weise möglich ist. In einem parallelen Schritt werden für diese Objekte einzuhaltende Mindestabstände gegenüber potenziellen Flächen für die Nutzung von Erneuerbaren Energien berücksichtigt. In der nachfolgenden Abbildung ist die Korrektur einer beispielhaften identifizierten Fläche um die Fläche eines identifizierten Objektes mit dem dazugehörigen Mindestabstand exemplarisch korrigiert worden. Des Weiteren finden sich die Annahmen zu den Mindestabständen der einzelnen Objekte, nach Erneuerbaren Energietypen sortiert, in der Abbildung wieder.

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Anhang 4 Vorgehen zur Potenzialflächenabschätzung für den EE-Zubau

Abbildung 108: Übersicht Mindestabstände zu identifizierten Ausschlussobjekten

Auf Basis dieser Annahmen zu den Mindestabständen der identifizierten Objekte zu potentiellen identifizierten Flächen wurde die errechnete Potenzialfläche korrigiert. Zusammenfassend sind die ersten zwei Arbeitsschritte noch einmal in der nachfolgenden Abbildung zusammengefasst.

Abbildung 109: Übersicht Analyseschritte 1 und 2

Im dritten Arbeitsschritt werden die korrigierten restriktionsfreien Flächen mit den Geoinformationen zu Postleitzahlen sowie den meteorologischen Daten (Windgeschwindigkeit 60m / Globalstrahlung) verschnitten.
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Anhang 4 Vorgehen zur Potenzialflächenabschätzung für den EE-Zubau

Abbildung 110: Übersicht Arbeitsschritt Verschneidung von GIS Daten mit identifizieren Potenzialflächen

Das Ergebnis ermöglicht somit eine Information über die identifizierten restriktionsfreien Flächen in km² mit zugehöriger Windgeschwindigkeit und Globalstrahlungsniveau pro Postleitzahl. Für die Umrechnung des maximalen realisierbaren Potenzials von km² in GW wird auf standardisierte Flächennutzungsannahmen der Technologien Windkraft und Photovoltaik zurückgegriffen. Aufgrund der Unterscheidung zwischen Schwachwind- und Starkwindregionen (>7,5 m/s in 80 m) wird angenommen, dass in einer Schwachwindregion die Windkraftanlage eine Turbinenleistung von 3,5 MW und in einer Starkwindregion ein Turbinenleistung von 3 MW hat. Aus Sicherheitsgründen wird zusätzlich unterstellt, dass die Windkraftanlage in einer Schwachwindregion beziehungsweise Starkwindregion einen Mindestabstand von mindestens 450 m beziehungsweise 400 m einhalten muss. Im Fall der Photovoltaik wird im Rahmen der Untersuchung nur von Freiflächenanlagen ausgegangen. Eine Freiflächenanlage hat dabei einen Flächenbedarf von 20 m² pro kWp. Auf Basis dieser Annahmen werden die identifizierten realisierbaren Potenziale in km² und GW umgerechnet. In nachfolgender Tabelle sind die Ergebnisse nach Bundesländern aufgeteilt und für die jeweilige Technologie zusammengefasst.

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Anhang 4 Vorgehen zur Potenzialflächenabschätzung für den EE-Zubau
Max realisierbares Potenzial Wind Bundesland Baden Württemberg Bayern Brandenburg Hessen Mecklenburg Vorpommern Niedersachsen Nordrhein Westfalen Rheinlandpfalz Saarland Sachsen Sachsen Anhalt Schleswig Holstein Thüringen Gesamt in Tkm² 1,40 4,62 3,23 0,71 5,12 5,86 1,94 0,77 0,04 1,04 2,78 2,29 1,76 31,57 in GW 46,43 115,44 54,99 24,38 85,58 160,91 44,80 25,08 0,79 25,62 49,62 62,54 35,52 731,70

PV in Tkm² 5,21 11,40 9,56 2,84 8,60 20,13 7,96 3,30 0,13 7,21 8,59 7,26 4,24 96,42 in GW 26,03 57,01 47,81 14,19 43,01 100,66 39,79 16,51 0,67 36,05 42,95 36,28 21,18 482,12

Tabelle 25: Zusammenfassung Ergebnisse realisierbares Potenzial

Im vierten Arbeitsschritt werden dann die realisierbaren Potenziale um die bereits genutzten Potenziale korrigiert. Auf Basis des Anlagenregisters 2012 (veröffentlicht durch Bundesnetzagentur) konnten die installierten Leistungen und Energiemengen der Erneuerbaren Energiemengen pro Postleitzahlengebiet bis 2012 ermittelt und vom realisierbaren Potenzial korrigiert werden. Die Auswirkungen auf das berechnete realisierbare Potenzial sind in der nachfolgenden Darstellung pro Bundesland zusammengefasst.
Prozentuale Veränderung* zwischen realisierbaren und tatsächlichen Potential für Windenergie
-3% -6% -5% Thüringen Schleswig Holstein Sachsen Anhalt Sachsen 0% -0,5% -6% -5% -6% -9% -2% -4% -5% -5% -10% -8% -6% Prozent -4%

-7%

Saarland
Rheinland-Pfalz NordRhein Westfalen

Niedersachsen
Mecklenburg Vorpommern Hessen Brandenburg Bayern Baden Württemberg -2% 0%

*bezogen auf die erzeugter Energie

 Annahme PV: Realisierbares Potential entspricht weitestgehend dem
tatsächlichen Potential

Abbildung 111: Zusammenfassung Rückgang realisierbares Potenzial

Es wird deutlich, dass insbesondere die Bundesländer Mecklenburg Vorpommern, Sachsen, Schleswig Holstein, Niedersachsen und Rheinland-Pfalz von dem identifizierten realisierbaren
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Anhang 4 Vorgehen zur Potenzialflächenabschätzung für den EE-Zubau Potenzial bereits Flächen von bis zu 9 % für Erneuerbare Energien verwenden. Mit dem Abschluss des vierten Arbeitsschrittes sind die tatsächlichen Potenziale eines jeden Postleitzahlengebietes ermittelt. Neben der Information über die Größe der identifizierten Fläche in km², liegen auch die durchschnittliche Windgeschwindigkeit in 80 m Höhe sowie die durchschnittliche Globalstrahlung dieser Fläche vor. Nachdem das tatsächliche Potenzial ermittelt ist, wird abschließend im fünften Arbeitsschritt das Szenario „Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten“ aufgestellt. Ausgehend von einer weitestgehend konstanten Last über den Betrachtungszeitraum bis 2032 wird unterstellt, dass die Mengen an Erneuerbaren Energien der Bestandsanlagen bis 2032 durch entsprechende Ersatzinvestitionen abgesichert sind. Die fehlende Differenz zur Erreichung der politischen Ziele wird dann über das berechnete tatsächliche Potenzial erreicht. Die Wahl der Standorte erfolgt nach dem Prinzip der größten Potenziale. In einem ersten Schritt werden die Standorte mit den größten Potenzialen, im Sinne von hoher Windgeschwindigkeit und hoher Globalstrahlung, für die Deckung herangezogen. Hierbei werden große identifizierte zusammenhängende Potenziale kleineren vorgezogen. Sobald die größte Potenzialklasse nicht mehr verfügbar ist, wird auf die nächst kleinerer Potenzialklasse zurückgegriffen. An dieser Stelle ist darauf hinzuweisen, dass die Berechnung der tatsächlichen Potenziale auf einem modelltheoretischen Ansatz beruht. Insbesondere durch spezielle lokale Gegebenheiten, geographische Besonderheiten oder auch individuellen Entscheidungshintergründen kann das „wirkliche“ tatsächliche Potenzial von den ermittelten Ergebnissen erheblich abweichen. Aus diesem Grund bildet das Szenario „Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten“ keinen realistischen Fall für eine zukünftige Entwicklung der Fördersysteme ab, sondern bietet die Möglichkeit über eine Extremabschätzung die Auswirkungen einer modelltheoretischen perfekten Umsetzung einer Anpassung des Fördersystems zu erhalten. Jegliche Umsetzung in die Richtung einer bundesweiten technologieneutralen Mengenausschreibung der Erneuerbaren Energien würde daher in die Richtung des Szenario „Zubau von EE-Anlagen mit kostengünstigsten Stromgestehungskosten“ gehen, ohne dieses am Ende wirklich zu erreichen, da das Vorliegen einer Modellumgebung nicht gegeben ist.

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Anhang 5 Detailergebnisse Netzausbaubedarf

Anhang 5 Detailergebnisse Netzausbaubedarf
In diesem Abschnitt wird der Netzausbaubedarf für den konventionellen Netzausbau sowie für das netzdienliche Erzeugungsmanagement vollständig und im Detail für alle Ausgestaltungsvarianten und Szenarien beschrieben.

Last pro Station Ausprägung PV pro Station Gering (< 0,5 kW) Mittel (< 1,5 kW) Stark (> 1,5 kW) Gering (< 0,001 MW) 0 km 1.624 km 10.925 km Mittel (< 0,002 MW) 0 km 527 km 34.212 km Stark (> 0,002 MW) 2 km 12.720 km 13.600 km

Tabelle 26: Ausbaubedarf in einzelnen Modellnetzklassen in der Niederspannungsebene bis 2032 (Szenario „NEP“)
PV / Last Ausprägung Wind / Last Gering (= 0) Mittel (< 0,3) Stark (> 0,3) Gering (< 1) 285 km 800 km 7.983 km Mittel (< 2) 2.478 km 40.163 km Stark (> 2) 26.392 km 725 km -

Tabelle 27: Ausbaubedarf in einzelnen Modellnetzklassen in der Mittelspannungsebene bis 2032 (Szenario NEP“)

Typ NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] Gesamt [km] MS/SS [MVA] HS/MS [MVA] Gesamt [MVA]

2012-2017 18.497 23.291 3.719 45.507 4.636 8.904 13.539

2012-2022 38.331 45.169 6.988 90.489 11.009 20.035 31.044

2012-2032 50.393 70.104 10.820 131.317 14.978 32.971 47.949

Relativer Ausbaubedarf +4,5 % +13,8 % +11,3 % ? ? ?

Tabelle 28: Erforderlicher thermischer und spannungsbedingter Netzausbaubedarf in deutschen Verteilungsnetzen bis zum Jahr 2032 (Szenario „EEG 2014“)

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Anhang 5 Detailergebnisse Netzausbaubedarf

Detailergebnisse konventioneller Netzausbau
Typ

2013-2017
18497 23291 3719 0 11589 68 196 22435 26526 4185 18 14342 84 228 42406 52980 8126 133 32257 253 452

2018-2022
19834 21878 3270 0 15934 85 245 25107 21915 3649 0 19240 72 269 26412 35103 5353 11 22594 187 496

2023-2032
12061 24935 3832 0 9920 97 288 26310 30835 4926 0 21143 143 409 49670 50353 8912 84 43171 339 810

„EEG 2014“

NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA]

„NEP“

NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA]

„Bundesländer“

NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA]

Tabelle 29: Detailergebnisse konventioneller Netzausbau

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Anhang 5 Detailergebnisse Netzausbaubedarf

Detailergebnisse konventioneller Netzausbau je Modellnetzklasse
Modellnetzklasse NS 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 MS 1 2 3 4 5 6 7 8 [km] 213 137 2201 24291 575 37119 436 5132 „EEG 2014“ [km] 99 0 1407 6310 0 315 21597 4 12827 9643 [km] 448 285 2478 26392 800 40163 726 7983 „NEP“ [km] 237 0 1683 11319 0 546 35443 2 13178 14090 [km] 1250 565 6938 46818 1241 67146 1054 13424 „Bundesländer“ [km] 519 2 4209 18794 3 1065 52763 7 24925 20442

Tabelle 30: Detailergebnis Netzausbaubedarf je Modellnetzklasse bis 2032

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Anhang 5 Detailergebnisse Netzausbaubedarf

Detailergebnisse Erzeugungsmanagement in Netzplanung

Änderung Netzausbaubedarf

100.000 50.000 km 0 -50.000 -100.000

700 350 TWh 0 -350 -700

zunehmende Beschränkung der maximalen Einspeisung der EE-Anlagen

Referenz

90%

80%

70%

60%

50%

Anteil des nicht Windkraftanlagen eingespeisten Stromes aus EE-Anlagen am PV-Anlagen verfügbaren Dargebot EE-Anlagen

0.1% 0.1% 2.5%

0.7% 0.5% 5.3%

2.1% 1.4% 8.6%

4.8% 3.0% 12.8%

9.4% 5.6% 18.2%

Abbildung 112: Netzausbaubedarf bei Anwendung des Erzeugungsmanagements für „alle Anlagen“ bis 2032 („EEG 2014“)

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180 180 E-BRIDGE CONSULTING GMBH

durch Abregelung nicht eingespeister Strom aus EE-Anlagen 2013-2032

NS

MS

HS

MS/NS

HS/MS

nicht eingespeister Strom

Anhang 5 Detailergebnisse Netzausbaubedarf

„EEG 2014“ Typ NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] Referenz ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA] NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] 90 % ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA] NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] 80 % ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA] NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] 70 % ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA] NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] 60 % ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA] NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] 50 % ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA]

„NEP“

„Bundesländer“

20132017
18497 23291 3719 0 11589 68 196 14712 21142 3032 0 8519 60 176 10324 18270 2325 0 6021 48 126 7593 14713 1803 0 3605 26 105 4595 12315 1210 0 2149 16 76 2826 9730 737 0 1064 6 51

20182022
19834 21878 3270 0 15934 85 245 15449 17913 2671 0 11649 49 199 12215 16072 2241 0 8545 36 146 8469 13266 1781 0 5392 25 113 5363 11330 1296 0 3051 14 88 3364 8922 833 0 1370 6 58

20232032
12061 24935 3832 0 9920 97 288 9462 23343 3302 0 7937 89 234 7377 19722 2743 0 5661 63 193 5237 17270 2227 0 3687 40 146 3300 14562 1765 0 1777 27 108 2111 11660 1303 0 1060 14 78

20132017
22.435 26.526 4.185 18 14.342 84 228 17.56 24.082 3.429 0 11.149 65 186 13.308 20.019 2.657 0 7.925 45 150 9.014 16.477 2.086 0 5.485 24 106 5.892 14.356 1.399 0 3.223 17 78 3.512 10.472 875 0 1.703 6 54

20182022
25.107 21.915 3.649 0 19.24 72 269 19.116 20.237 3.084 8 14.89 51 224 15.043 18.542 2.551 0 11.277 47 175 10.93 15.258 2.048 0 7.727 29 132 7.173 12.91 1.517 0 4.931 16 95 4.301 9.597 1.004 0 2.461 7 64

20232032
26.31 30.835 4.926 0 21.143 143 409 20.87 27.457 4.241 0 17.88 97 338 16.377 24.864 3.543 0 14.054 85 278 12.19 21.558 2.888 0 9.881 58 210 8.115 17.806 2.29 0 6.583 29 148 4.896 14.498 1.696 0 3.496 17 105

20132017
42.406 52.98 8.126 133 32.257 253 452 34.019 45.015 7.077 39 25.692 183 357 25.376 40.595 5.256 8 19.404 134 291 18.931 34.824 4.478 0 13.75 85 227 12.865 28.135 3.403 0 8.494 51 170 6.946 22.833 2.28 0 4.265 25 107

20182022
26.412 35.103 5.353 11 22.594 187 496 21.436 30.838 4.713 8 18.661 131 406 16.362 28.557 3.65 0 14.731 103 325 12.536 23.856 3.143 0 10.371 72 244 7.899 19.353 2.526 0 6.61 45 172 5.028 16.354 1.928 0 3.935 24 126

20232032
49.67 50.353 8.912 84 43.171 339 810 41.428 46.615 7.879 36 38.338 293 710 32.687 41.413 6.126 5 32.046 233 600 24.933 35.26 5.168 0 24.954 152 474 17.085 28.753 4.235 0 17.765 99 348 10.21 24.477 3.328 0 11.156 54 241

Tabelle 31: Netzausbaubedarf bei Erzeugungsmanagement für das Szenario „NEP“ und „Bundesländer“ bei Berücksichtigung aller dezentralen Anlagen
E-BRIDGE | IAEW | OFFIS E-BRIDGE | IAEW | OFFIS 181 181

Anhang 5 Detailergebnisse Netzausbaubedarf

Ausgestaltungsvariante aller dezentralen Anlagen ohne Biomasse

Leitungen NS, MS, HS HS/MS, MS/NS (mit BM) Transformatoren mit BM

Leitungen mit BM NS, MS, HS (mit BM) abg. eingespeister Strom nicht Energie

Transformatoren HS/MS, MS/NS

abrg. Energie mit BM nicht eingespeister Strom (mit BM)
700

100.000

km 50.000
0 -50.000

TWh 350
0 -350 zunehmende Beschränkung der maximalen Einspeisung der EE-Anlagen

-100.000

-700

Anteil des nicht eingespeisten Stromes aus EE-Anlagen am verfügbaren Dargebot
Abbildung 113:

Referenz Windkraftanlagen PV-Anlagen EE-Anlagen
bei Anwendung

90% 0.1% 0.1% 0.1%
des

80% 0.7% 0.5% 0.5%

70% 2.1% 1.4% 1.4%
für

60% 4.8% 3.0% 3.2%
„alle Anlagen

50% 9.4% 5.6% 6.2%
außer

Netzausbaubedarf

Erzeugungsmanagements

Biomasseanlagen“

durch Abregelung nicht eingespeister Strom aus EE-Anlagen 2013-2032
(„EEG 2014“)
E-BRIDGE CONSULTING GMBH

Änderung Netzausbaubedarf

E-BRIDGE | IAEW | OFFIS E-BRIDGE | IAEW | OFFIS

182 182

Anhang 5 Detailergebnisse Netzausbaubedarf

„EEG 2014“ Typ NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] Referenz ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA] NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] 90 % ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA] NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] 80 % ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA] NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] 70 % ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA] NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] 60 % ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA] NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] 50 % ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA]

„NEP“

„Bundesländer“

20132017
18497 23291 3719 0 11589 68 196 13800 21074 3180 0 8254 59 162 10951 17906 2364 0 6229 40 142 8050 16179 1904 0 3988 32 115 5052 13532 1280 0 2419 15 88 2733 10594 801 0 1301 7 53

20182022
19834 21878 3270 0 15934 85 245 15444 18753 2636 0 12566 58 191 11859 16786 2268 0 8621 44 169 8922 14256 1800 0 6080 23 121 6191 11836 1310 0 3250 16 92 3498 9728 848 0 1823 8 68

20232032
12061 24935 3832 0 9920 97 288 9582 22822 3273 0 7767 80 241 7089 20313 2777 0 5860 64 199 5841 17515 2258 0 3760 46 159 3831 15096 1791 0 1976 28 117 2352 13141 1336 0 1342 17 97

20132017
22.435 26.526 4.185 18 14.342 84 228 17.371 23.125 3.472 8 10.770 60 191 13.534 20.444 2.750 0 8.204 46 156 9.385 18.395 2.213 0 5.743 27 121 6.149 14.642 1.524 0 3.414 17 90 3.720 12.526 969 0 2.027 8 59

20182022
25.107 21.915 3.649 0 19.240 72 269 19.715 20.915 3.090 0 15.788 66 222 15.226 18.266 2.612 0 11.841 40 188 11.259 16.153 2.064 0 8.197 26 136 7.906 13.298 1.551 0 5.705 18 106 4.691 11.283 1.062 0 2.921 11 80

20232032
26.310 30.835 4.926 0 21.143 143 409 21.466 27.016 4.290 0 17.488 105 338 16.793 24.727 3.631 0 14.197 89 279 12.386 21.216 2.926 0 10.604 49 209 8.664 18.468 2.358 0 7.047 37 171 5.381 15.241 1.806 0 4.063 19 121

20132017
22.435 26.526 4.185 18 14.342 84 228 17.371 23.125 3.472 8 10.770 60 191 13.534 20.444 2.750 0 8.204 46 156 9.385 18.395 2.213 0 5.743 27 121 6.149 14.642 1.524 0 3.414 17 90 3.720 12.526 969 0 2.027 8 59

20182022
47.542 48.441 7.834 18 33.583 156 497 37.085 44.040 6.562 8 26.558 126 413 28.760 38.709 5.361 0 20.045 87 344 20.644 34.548 4.277 0 13.941 53 257 14.055 27.940 3.074 0 9.120 35 196 8.412 23.808 2.031 0 4.948 19 139

20232032
73.851 79.275 12.760 18 54.726 299 906 58.552 71.056 10.852 8 44.046 231 751 45.552 63.436 8.992 0 34.242 175 623 33.031 55.763 7.204 0 24.545 102 466 22.719 46.408 5.432 0 16.167 72 368 13.793 39.049 3.837 0 9.011 38 260

Tabelle 32: Netzausbaubedarf bei Erzeugungsmanagement für die Szenarien „NEP“ und „Bundesländer“ bei Berücksichtigung aller dezentralen Anlagen ohne Biomasse
E-BRIDGE | IAEW | OFFIS E-BRIDGE | IAEW | OFFIS 183 183

Anhang 5 Detailergebnisse Netzausbaubedarf

Ausgestaltungsvariante aller dezentralen Anlagen ab einer installierten Leistung von 7 kW
Leitungen NS, MS, HS Leitungen alle Anlagen NS, MS, HS (alle Anlagen) Transformatoren HS/MS, MS/NS

Transformatoren alle Anlagen) HS/MS, MS/NS (alleAnlagen

abg. eingespeister Strom nichtEnergie

abrg. Energie alle Anlagen (alle Anlagen) nicht eingespeister Strom
700

100.000

km 50.000
0 -50.000 -100.000

TWh 350
0 -350

zunehmende Beschränkung der maximalen Einspeisung der EE-Anlagen

-700

Referenz
Anteil des nicht Windkraftanlagen eingespeisten Stromes aus PV-Anlagen EE-Anlagen am verfügbaren Dargebot EE-Anlagen
Abbildung 114: Netzausbaubedarf bei Anwendung

90%
0.1% 0.1% 2.5%
des

80%
0.7% 0.4% 5.3%

70%
2.1% 1.2% 8.6%
für

60%
4.8% 2.6% 12.7%
„alle

50%
9.4% 4.9% 18.0%
Anlagen ab 7 kW“

Erzeugungsmanagements

durch Abregelung nicht eingespeister Strom aus EE-Anlagen 2013-2032
(„EEG 2014“)
E-BRIDGE CONSULTING GMBH

Änderung Netzausbaubedarf

E-BRIDGE | IAEW | OFFIS E-BRIDGE | IAEW | OFFIS

184 184

Anhang 5 Detailergebnisse Netzausbaubedarf

„EEG 2014“ Typ NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] Referenz ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA] NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] 90 % ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA] NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] 80 % ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA] NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] 70 % ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA] NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] 60 % ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA] NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] 50 % ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA]

„NEP“

„Bundesländer“

20132017
18497 23291 3719 0 11589 68 196 15019 19666 3059 0 9206 50 149 12011 17502 2373 0 7429 41 125 9707 16445 1829 0 5084 24 96 6935 12191 1304 0 3696 16 74 5303 9635 788 0 2328 7 54

20182022
19834 21878 3270 0 15934 85 245 17114 17120 2715 0 14090 52 168 14195 15812 2242 0 10880 39 138 11917 14611 1843 0 8560 27 110 8790 11190 1361 0 5689 15 82 6861 9351 907 0 3633 8 60

20232032
12061 24935 3832 0 9920 97 288 10591 22509 3283 0 8471 77 213 8972 19633 2741 0 7375 63 176 8008 17933 2277 0 6111 43 141 6426 14198 1791 0 4519 25 102 5010 12446 1320 0 3193 17 83

20132017
22.435 26.526 4.185 18 14.342 84 228 18.026 21.921 3.466 8 11.899 56 166 15.033 18.599 2.667 0 9.717 40 126 11.221 16.368 2.128 0 7.283 24 104 9.344 13.657 1.446 0 5.307 15 80 5.922 10.909 884 0 3.287 7 57

20182022
25.107 21.915 3.649 0 19.240 72 269 20.837 19.472 3.117 0 16.740 57 199 17.323 16.375 2.559 0 13.775 36 150 13.842 14.786 2.090 0 11.281 30 125 11.361 11.965 1.568 0 8.575 15 94 8.256 10.121 1.013 0 6.268 10 70

20232032
26.310 30.835 4.926 0 21.143 143 409 22.940 27.150 4.286 0 19.081 105 311 19.570 23.507 3.555 0 17.071 82 253 16.188 20.885 2.946 0 14.189 53 201 13.254 18.434 2.367 0 11.197 34 153 10.042 14.457 1.712 0 8.549 19 110

20132017
22.435 26.526 4.185 18 14.342 84 228 18.026 21.921 3.466 8 11.899 56 166 15.033 18.599 2.667 0 9.717 40 126 11.221 16.368 2.128 0 7.283 24 104 9.344 13.657 1.446 0 5.307 15 80 5.922 10.909 884 0 3.287 7 57

20182022
47.542 48.441 7.834 18 33.583 156 497 38.863 41.393 6.583 8 28.639 113 365 32.355 34.973 5.226 0 23.492 77 277 25.063 31.154 4.218 0 18.564 54 229 20.705 25.621 3.014 0 13.882 30 174 14.177 21.031 1.897 0 9.555 17 127

20232032
73.851 79.275 12.760 18 54.726 299 906 61.803 68.544 10.869 8 47.719 218 676 51.926 58.480 8.781 0 40.563 159 530 41.251 52.039 7.164 0 32.753 107 430 33.959 44.056 5.381 0 25.079 64 327 24.219 35.488 3.608 0 18.105 36 238

Tabelle 33: Netzausbaubedarf bei Erzeugungsmanagement für die Szenarien „NEP“ und „Bundesländer“ bei Berücksichtigung aller dezentralen Anlagen ab 7 kW
E-BRIDGE | IAEW | OFFIS E-BRIDGE | IAEW | OFFIS 185 185

Anhang 5 Detailergebnisse Netzausbaubedarf

Ausgestaltungsvariante aller dezentralen Anlagen ab einer installierten Leistung von 30 kW
Leitungen Leitungen alle Anlagen NS, MS, HS NS, MS, HS (alle Anlagen) Transformatoren (alle Anlagen abg. eingespeister Strom HS/MS, MS/NS alle Anlagen) nichtEnergie 100.000 Transformatoren HS/MS, MS/NS abrg. Energie alle Anlagen nicht eingespeister Strom (alle Anlagen)

km 50.000
0 -50.000 -100.000

TWh 350
0 -350 -700

zunehmende Beschränkung der maximalen Einspeisung der EE-Anlagen

Referenz

90%

80%

70%

60%

50%

Anteil des nicht eingespeisten Stromes aus EE-Anlagen am verfügbaren Dargebot
Abbildung 115:

Windkraftanlagen PV-Anlagen

0.1% 0.1%

0.7% 0.3%

2.1% 0.9%

4.8% 1.9%

9.4% 3.5%

EE-Anlagen
bei Anwendung

2.4%
des

5.1%

8.4%
für
186 186

12.4%
„alle

17.5%
ab 30 kW“ („EEG 2014“)

Netzausbaubedarf

Erzeugungsmanagements

Anlagen

E-BRIDGE | IAEW | OFFIS E-BRIDGE | IAEW | OFFIS

E-BRIDGE CONSULTING GMBH

durch Abregelung nicht eingespeister Strom aus EE-Anlagen 2013-2032

700

Änderung Netzausbaubedarf

Anhang 5 Detailergebnisse Netzausbaubedarf

„EEG 2014“ Typ NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] Referenz ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA] NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] 90 % ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA] NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] 80 % ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA] NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] 70 % ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA] NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] 60 % ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA] NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] 50 % ONT [630kVA] ONT [400kVA] HS/MS-T [40 MVA] HS/MS-T [31,5 MVA]

„NEP“

„Bundesländer“

20132017
18497 23291 3719 0 11589 68 196 17474 21745 3143 5 11459 64 185 16831 19355 2564 0 11152 49 153 16556 17093 1988 0 10436 33 132 16032 14551 1568 0 9908 24 108 15790 12958 996 0 9721 17 87

20182022
19834 21878 3270 0 15934 85 245 19691 19566 2799 0 15970 61 198 19562 17710 2398 0 15376 41 188 19284 15303 2023 0 15195 37 151 18552 13778 1613 0 15143 25 128 18213 12276 1229 0 14745 16 100

20232032
12061 24935 3832 0 9920 97 288 11316 22708 3339 0 9736 77 252 11717 21355 2835 0 9520 69 218 11285 18197 2411 0 9982 44 178 10935 15801 1977 0 9643 32 142 11022 14376 1562 0 9643 18 119

20132017
22.435 26.526 4.185 18 14.342 84 228 21.564 24.156 3.548 8 14.192 64 193 20.688 20.881 2.926 0 13.491 48 169 20.719 19.418 2.315 0 13.186 41 146 20.364 17.172 1.801 0 12.794 30 124 18.561 13.659 1.167 0 12.938 17 98

20182022
25.107 21.915 3.649 0 19.240 72 269 24.047 21.029 3.186 0 18.731 67 235 23.306 19.133 2.702 0 18.268 48 201 22.526 17.298 2.292 0 18.510 43 172 23.488 14.555 1.853 0 18.480 25 138 22.638 13.122 1.420 0 17.800 17 112

20232032
26.310 30.835 4.926 0 21.143 143 409 25.658 28.424 4.365 0 20.871 115 365 25.232 25.417 3.732 0 21.272 83 304 25.171 23.045 3.192 0 20.709 63 264 24.674 20.746 2.636 5 20.514 47 209 23.835 18.594 2.091 0 20.641 36 182

20132017
42.406 52.980 8.126 133 32.257 253 452 40.299 47.446 7.397 136 31.327 210 401 38.958 42.684 6.176 102 30.008 171 339 38.796 39.579 5.127 60 29.365 131 286 36.186 34.676 4.082 94 28.364 94 228 34.512 28.465 2.902 18 27.086 60 184

20182022
26.412 35.103 5.353 11 22.594 187 496 26.349 31.517 4.857 8 22.425 139 415 25.697 29.163 4.220 5 22.942 112 375 25.350 26.033 3.573 0 22.436 91 324 24.653 24.025 2.943 0 21.340 68 259 24.526 19.481 2.381 0 21.746 43 195

20232032
49.670 50.353 8.912 84 43.171 339 810 49.421 46.917 8.100 100 44.269 303 736 47.516 43.548 6.996 49 43.598 254 654 47.905 39.428 5.994 48 42.609 205 566 47.167 35.053 4.999 39 43.120 149 494 46.173 29.807 4.089 46 41.846 102 398

Tabelle 34: Netzausbaubedarf bei Erzeugungsmanagement für die Szenarien „NEP“ und „Bundesländer“ bei Berücksichtigung aller dezentralen Anlagen ab 30 kW

E-BRIDGE | IAEW | OFFIS E-BRIDGE | IAEW | OFFIS

187 187

Anhang 5 Detailergebnisse Netzausbaubedarf

Gegenüberstellung des Netzausbaubedarfs aller Ausgestaltungsvarianten
Netzausbau (alle Anlagen) Netzausbau „alle Anlagen“ Netzausbau „alle Anlagen ab 7 kW“ Netzausbau (alle ab 7 kW) Netzausbau „alle Anlagen abaußer Biomasse) Netzausbau (alle ab 30 kW 30 kW außer Biomasse“ nicht eingespeister Strom „alle Anlagen außer Biomasse“ abgeregelte Energie (alle außer Biomasse) abgeregelte Energie (alle„alle30 kW) ab 30 kW“ nicht eingespeister Strom ab Anlagen Netzausbau „alle Anlagen außer Biomasse“ Netzausbau (alle außer Biomasse) Netzausbau (alle ab 30 kW) Netzausbau „alle Anlagen ab 30 kW“ nicht eingespeister Strom Anlagen) abgeregelte Energie (alle„alle Anlagen“ nicht eingespeister Strom ab Anlagen ab 7 kW“ abgeregelte Energie (alle„alle7kW) nicht eingespeister Strom ab Anlagen ab 30 kW außer abgeregelte Energie (alle„alle30 kW außer Biomasse) Biomasse“

km 50.000

TWh
350

0

0

-50.000

-350

-100.000
90% 80% 70% 60% 50%
zunehmende Beschränkung der maximalen Einspeisung der EE-Anlagen

-700

Abbildung 116: Änderung im Netzausbaubedarf im Vergleich zum Referenzergebnis (konventioneller Netzausbau ohne Erzeugungsmanagement) sowie der nicht eingespeiste Strom bis zum Jahr 2032 („EEG 2014“)
E-BRIDGE | IAEW | OFFIS E-BRIDGE | IAEW | OFFIS 188 188 E-BRIDGE CONSULTING GMBH

durch Abregelung nicht eingespeister Strom aus EE-Anlagen 2013-2032

100.000

700

Änderung Netzausbaubedarf

Anhang 5 Detailergebnisse Netzausbaubedarf

Übersicht Ergebnisse des konventionellen Netzausbaus und der Kombination von Erzeugungsmanagement und rONT
Typ

Konventioneller Netzausbau

„Erzeugungsmanagement und rONT – zunächst Erzeugungsmanagement“
1.859 49.252 5.811 11.617 943 1.036 1.398 52,69 1.215 80.709 11.140 20.757 1.582 1.659 2.416 84.16

„EEG 2014“

NS-Kabel [km] MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] Gesamter Investitionsbedarf [Mio. EUR] Durch. Zusatzkosten [Mio. EUR] Zusatzkosten in 2022 [Mio. EUR] Zusatzkosten in 2032 [Mio. EUR] Abgeregelte Energie bis 2032 [TWh]

50.393 70.104 10.820 23.148 1.171 1.331 1.770 118.448 138.436 22.392 48.914 2.413 2.546 3.773 -

„Bundesländer“ NS-Kabel [km]
MS-Kabel [km] HS-Kabel [km] Gesamter Investitionsbedarf [Mio. EUR] Durch. Zusatzkosten [Mio. EUR] Zusatzkosten in 2022 [Mio. EUR] Zusatzkosten in 2032 [Mio. EUR] Abgeregelte Energie bis 2032 [TWh]

Tabelle 35: Ergebnisübersicht konventioneller Netzausbau und Erzeugungsmanagement in Kombination mit rONT
Generierung von Wind- und PVZeitreihen
50000

1,2

Ermittlung der nicht eingespeisten Energie für verschiedene Regelungsvarianten

Windeinspeisung [MW]

P / Pmax

45000 40000 35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0

Windeinspeisung Szenario B 2022

1

Nicht eingespeiste Energie
0,8 0,6 0,4 0,2

1 439 877 1315 1753 2191 2629 3067 3505 3943 4381 4819 5257 5695 6133 6571 7009 7447 7885 8323

0
1 439 877 1315 1753 2191 2629 3067 3505 3943 4381 4819 5257 5695 6133 6571 7009 7447 7885 8323

Stunden im Jahr

Stunden im Jahr

Abbildung 117: Bestimmung der nicht eingespeisten Energie beim Erzeugungsmanagement

E-BRIDGE | IAEW | OFFIS E-BRIDGE | IAEW | OFFIS

189 189

Anhang 6 Datenabfrage Netzbetreiber

Anhang 6 Datenabfrage Netzbetreiber
In diesem Abschnitt wird die Verteilernetzbetreiber aufgezeigt. Datenabfrage an verschiedene große

Netzdaten [veröffentlicht nach StromNEV, StromNZV] Leitungslänge Kabel (NS) [km] Leitungslänge Freileitung (NS) [km] Leitungslänge Kabel (MS) [km] Leitungslänge Freileitung (MS) [km] Jahreshöchstlast (NS) [MW] Jahreshöchstlast (MS) [MW] Anzahl Entnahmestellen (NS) Anzahl Entnahmestellen (MS) Erneuerbare Energie [bspw. veröffentlicht im EEG-Anlagenregister] Installierte PV-Leistung (NS) [kW] Installierte PV-Leistung (MS) [kW] Installierte Windleistung (NS) [kW] Installierte Windleistung (MS) [kW] Installierte Biomasse-Leistung (NS) [kW] Installierte Biomasse-Leistung (MS) [kW] Installierte Laufwasser-Leistung (NS) [kW] Installierte Laufwasser-Leistung (MS) [kW] Installierte KWK-Leistung (NS) [kW] Installierte KWK-Leistung (MS) [kW] Durchschnittliche Anzahl von Abgängen Anzahl Niederspannungsabgänge je Ortsnetztransformator Anzahl Halb-Ringe in der Mittelspannungsebene je HS/MS-Umspannwerk Durchschnittliche Abgangslänge/Halb-Ringlänge [m] Niederspannungsebene Mittelspannungsebene Durchschnittliches Alter der folgenden Betriebsmittelgruppen [a] NS-Kabel NS-Freileitung MS/NS-Ortsnetztransformator MS-Kabel MS-Freileitung HS/MS-Transformator Verwendete Betriebsmitteltypen (Aufzählung der relevanten Typen) Niederspannungsebene (z.B. NS-Kabel: NAYY 4x150, …) Mittelspannungs-/Niederspannungsebene Mittelspannungsebene Hochspannungs-/Mittelspannungsebene Hochspannungsebene Tabelle 36: Angefragte Daten bei einem Verteilernetzbetreiber in Deutschland

E-BRIDGE | IAEW | OFFIS E-BRIDGE | IAEW | OFFIS

190 190
        
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