Der Netzentwicklungsplan

Die Erarbeitung des Netzentwicklungsplans

Im Zuge der beschlossenen Energiewende verlangt das aktuelle Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) erstmalig einen von den deutschen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) gemeinsam ausgearbeiteten Netzentwicklungsplan. Dieser „muss alle wirksamen Maßnahmen zur bedarfsgerechten Optimierung, Verstärkung und zum Ausbau der Netze enthalten, die in den nächsten zehn Jahren für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb erforderlich sind“ (§ 12b I 2 EnWG). Bei der Erarbeitung des Netzentwicklungsplans steht am Anfang eine Marktsimulation, die unter Berücksichtigung des europäischen Auslands die Energietransite sowie das Erzeugungs- und Verbrauchsgeschehen in Deutschland betrachtet. Daran anschließend folgt die Übertragung der Ergebnisse aus der Marktsimulation auf die Netzplanung, aus der als Ergebnis der Leistungsflussberechnungen und dynamischen Betrachtungen des elektrischen Gesamtsystems der netztechnische Handlungsbedarf hervorgeht. Den letzten Schritt bildet eine Maßnahmenplanung, in der die Übertragungsnetzbetreiber Lösungsvorschläge für die Optimierung des Netzes und damit die Sicherung der Versorgung darstellen. Die gesamte Erarbeitung des Netzentwicklungsplans wird von einem externen Gutachter begleitet.

Ausgangsbasis: Der Szenariorahmen

Grundlage zur Erstellung des Netzentwicklungsplans ist der Szenariorahmen. Die darin dargestellten Szenarien gehen von jeweils unterschiedlichen Voraussetzungen aus und zeigen mögliche Entwicklungspfade im Einklang mit den energiepolitischen Entwicklungen, insbesondere im Energiemix und im Verbrauch auf. Aber auch andere Randbedingungen wie zum Beispiel die Primärenergiekosten oder CO₂-Zertifikatspreise finden Eingang in die Szenarien. Diese Parameter werden als Eingangsgrößen für die folgende Marktsimulation angenommen. Insgesamt werden vier unterschiedliche Marktsimulationen durchgeführt: für die Szenarien A und C für 2022 sowie für das Szenario B für 2022 und 2032.

Marktsimulation

Die Marktsimulation bestimmt die ökonomisch effizienteste Möglichkeit, elektrische Energie zu erzeugen. Sie berücksichtigt dabei europaweit sowohl alle Erzeugungseinheiten – Quellen für erneuerbare Energien wie zum Beispiel Windparks, Photovoltaik- oder Biomasseanlagen sowie konventionelle Kraftwerke – als auch Speicher. Durch die regionale Verteilung der einzelnen Einspeise- und Entnahmestellen und die Einbindung ins europäische Verbundnetz entsteht ein komplexes Aufkommen an Leistungsflüssen, die auch die Energietransite zwischen einzelnen europäischen Ländern enthalten. Da allerdings nicht alle Erzeugungseinheiten jederzeit uneingeschränkt zur Verfügung stehen, müssen zahlreiche Nebenbedingungen in diesem Modell integriert werden. Die Stromgewinnung aus einigen Primärenergiearten, wie der Sonne oder dem Wind, sind wetterabhängig und damit nicht genau vorhersagbar. Auch die Volatilität (Schwankungsbreite) der Rohstoffpreise und Erzeugungsnebenkosten wird von unterschiedlichsten Faktoren beeinflusst – unter anderem auch von politischen Ereignissen oder Entscheidungen. Darüber hinaus muss die Bereitstellung von Regelenergie, um Leistungsschwankungen ausgleichen zu können, stets mit in die Berechnungen einfließen.

Für die Rahmenbedingungen der Marktmodellierung ist die Gruppe 2 Erzeugungsszenarien der Übertragungsnetzbetreiber zuständig.

Die Marktsimulation bildet für jedes Marktgebiet einen Stundenmittelwert der Einspeise- und Nachfragesituationen und erzeugt so für jedes Jahr 8.760 Netznutzungsfälle. Auf dieser Basis werden die jeweiligen Einsätze der simulierten Erzeugungseinheiten pro Region, je nach Primärenergieträger und entsprechend der grundlegenden Annahmen der unterschiedlichen Szenarien berechnet und ausgewiesen. Ziel der Berechnung ist es, die in den Szenarien genannten maximalen Bedarfswerte abzudecken. Den Vorrang bei der Einspeisung erhalten die erneuerbaren Energiequellen. Da diese nicht den gesamten Strombedarf abdecken können, müssen andere Kraftwerke berücksichtigt werden. Die Auswahl dieser konventionellen Kraftwerke orientiert sich dabei vornehmlich an den Erzeugungspreisen, beginnend mit den niedrigsten Grenzkosten bis die Nachfrage gedeckt ist.

Trotz aller Bemühungen um ein realistisches Bild kann die Marktsimulation nicht alle Gegebenheiten und Eventualitäten abdecken. Die bereits genannten Nebenbedingungen der Kalkulationen, wie die Wetterprognosen oder die Rohstoffpreise, beinhalten immer ein gewisses Maß an Unwägbarkeit.

Netzplanung und Maßnahmendefinition

Die in der Marktsimulation erzeugten Daten beziehen sich auf die Verbrauchs- und Erzeugungssituation in den jeweiligen Marktgebieten und im grenzüberschreitenden Energieaustausch, ohne direkt auf den physikalischen Übertragungsweg – das Netz – einzugehen. Dem wird im nächsten Schritt, der Netzplanung und Technologieauswahl, Rechnung getragen. Die Durchführung liegt vor allem bei der Gruppe 3 Netzplanung der ÜNB in Zusammenarbeit mit der Gruppe 4 Systemstabilität.

Für die weiteren Bearbeitungsschritte werden das deutsche Übertragungsnetz und die Nachbarnetze an den Grenzkuppelstellen betrachtet. Für die Leistungsflussberechnungen identifiziert man in einem Auswahlverfahren die kritischen, „dimensionierungsrelevanten“  Netznutzungsfälle (also jene, die für die Dimension des Netzes relevant sind), die dann stationär und dynamisch analysiert werden. In den stationären Berechnungen werden die Verteilung der Leistungsflüsse im Netz, die Netzverluste und die Spannungsverteilung für eine Momentaufnahme einer bestimmten Netzsituation als Schnappschuss dargestellt. Die netzdynamischen Untersuchungen (im Zeit- und Frequenzbereich) betrachten das zeitliche Verhalten des Netzes ausgehend von einem stationären Zustand beim Übergang in einen neuen stationären Netzzustand. Hierbei werden sogenannte transiente Vorgänge beobachtet, die bei den stationären Leistungsflussberechnungen nicht identifiziert werden können.

Durch die Berechnungen wird auch überprüft, ob die in der Marktsimulation bestimmten Handelsflüsse durch das Netz transportiert werden können. Treten Engpässe oder Stabilitätsprobleme auf – wird also ein netztechnischer Handlungsbedarf offenbar – müssen Möglichkeiten zur Abhilfe ermittelt werden. Dies geschieht ganz individuell für jeden einzelnen Fall mit den zur Verfügung stehenden Technologieoptionen.

Da die vier Szenarien sich in ihren Voraussetzungen und Rahmenbedingungen unterscheiden, müssen sowohl die Berechnungen der Netzplanung als auch die Maßnahmenabwägung für die einzelnen Handlungsbedarfe jeweils bestimmt werden.

Maßnahmen

Um dem netztechnischen Handlungsbedarf umfassend zu begegnen, müssen die ÜNB, vornehmlich die Gruppe 3, detailliert Maßnahmen darstellen, technisch beschreiben, begründen und zeitlich einordnen. So werden diese Maßnahmen auch nach ihrer Dringlichkeit unterteilt; je nachdem ob sie innerhalb der nächsten drei oder zehn Jahre umgesetzt werden müssten.

Wie es das Energiewirtschaftsgesetz vorsieht, wird Netzoptimierungsmaßnahmen der Vorzug eingeräumt, es folgen Netzverstärkungs- und letztlich Netzausbaumaßnahmen. Die Maßnahmenplanung erfolgt in folgendem Ablauf: Nach der Identifizierung eines Engpasses oder Stabilitätsproblems werden die Ursachen, Zusammenhänge und Gegebenheiten geprüft. Daraus ergibt sich in der Regel eine Vielfalt an Maßnahmen, die grundsätzlich als Lösungsmöglichkeiten in Frage kommen. In genauer Einzelbetrachtung des jeweiligen Falles ermitteln die ÜNB nun diejenige Maßnahme, die sowohl unter technischen als auch unter wirtschaftlichen Gesichtspunkten die beste ist. Diese Maßnahme wird detailliert ausgearbeitet und in den Netzentwicklungsplan aufgenommen. Im Rahmen der Konsultationen werden die vorgeschlagenen Maßnahmen durch die Öffentlichkeit und die Bundesnetzagentur geprüft.

Da auch die Maßnahmenpakete für jedes Szenario einzeln berechnet und erarbeitet werden müssen, kann durch den Vergleich der Pakete eine Unterscheidung vorgenommen werden – zwischen Maßnahmen, die sich aus allen Szenarien ergeben, einerseits und Szenario-abhängigen Maßnahmen andererseits. Auch diese jeweiligen Maßnahmen werden im Netzentwicklungsplan dargestellt.