Netzplanung

Netzplanung:
Kernkompetenz der Übertragungsnetzbetreiber

Der Netzentwicklungsplan ist das zentrale Planungsinstrument, um den Netzentwicklungsbedarf für die nächsten zehn bis zwanzig Jahre festzustellen und immer wieder zu überprüfen.

Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) sind dafür verantwortlich, dass die Übertragungsnetze den Anforderungen der zukünftigen Energiewelt genügen. Sie planen die bedarfsgerechte Verstärkung und den Ausbau des Übertragungsnetzes vorausschauend und langfristig. Damit kommen sie ihrer gesellschaftlichen Aufgabe nach: die Systemstabilität sicherzustellen und einen störungsfreien überregionalen Stromtransport zu gewährleisten.

Die Netzplanung im Netzentwicklungsplan teilt sich in drei aufeinander aufbauende Schritte auf:

Drei Schritte der Netzplanung im NEP

 

Netzplanung von unseren Experten im Video erklärt:

Szenariorahmen

Der Szenariorahmen ist die Grundlage der Planung im Netzentwicklungsplan. Er umfasst mindestens drei Entwicklungspfade (Szenarien), „die für die mindestens nächsten zehn und höchstens 15 Jahre die Bandbreite wahrscheinlicher Entwicklungen im Rahmen der mittel- und langfristigen energiepolitischen Ziele der Bundesregierung abdecken. Eines der Szenarien muss die wahrscheinliche Entwicklung für die mindestens nächsten 15 und höchstens zwanzig Jahre darstellen“ (§ 12a Satz 1 EnWG).

Die Szenarien beschreiben detailliert – auf Grundlage der energiepolitischen Ziele, wissenschaftlicher Studien und statistischer Daten und Befragungen – die Energiewelt im Zieljahr.

Szenariorahmen

 

Der Szenariorahmen stellt somit eine fundierte Grundlage für die weiteren Berechnungen in der Marktsimulation und den Netzanalysen dar.

Wie die Energiewelt von morgen aussehen wird, hängt von einer Vielzahl von Faktoren ab, die bei der Erstellung des Szenariorahmens berücksichtigt werden.

Zentrale Eingangsdaten für die Netzplanung sind die Entwicklung der Stromerzeugung – insbesondere aus erneuerbaren Energien – und des Strombedarfs in Deutschland sowie in den europäischen Nachbarländern.

Die Übertragungsnetzbetreiber bewerten die Faktoren, die Einfluss auf Erzeugung und Verbrauch haben und leiten daraus die Szenarien des Netzentwicklungsplans ab. Grundlage für die Bewertung sind wissenschaftliche Studien, politische Ziele sowie statistische Daten und Ergebnisse aus der Befragung von Experten.

Mögliche Unsicherheiten hinsichtlich der Entwicklung bestimmter Einflussfaktoren über den betrachteten Zeitraum hinweg werden durch die Ausarbeitung mehrerer Szenarien ausgeglichen. Auf diese Weise bildet der Szenariorahmen eine große Bandbreite möglicher Entwicklungspfade ab.

Marktsimulation

Die Marktsimulation berechnet für jedes Szenario, wie der jeweils prognostizierte Verbrauch durch erneuerbare und konventionelle Erzeugungsanlagen in Deutschland und weiten Teilen Europas gedeckt wird. Dabei werden die nationalen CO2-Ziele ebenso berücksichtig wie physikalische Handelsbeschränkungen, die vor allem den Einsatz konventioneller Kraftwerke maßgeblich beeinflussen. Die Simulation erfolgt jeweils für ein komplettes Jahr in stündlicher Auflösung.

Ergebnis der Marktsimulation sind Einsatzzeitreihen für konventionelle Kraftwerke, erneuerbare Energien und den Verbrauch für jede Stunde eines Jahres. Zusammen mit der in den Eingangsdaten des Szenariorahmens hinterlegten Regionalisierung – also der räumlichen Verteilung erneuerbarer Erzeugungsanlagen und des Verbrauchs – bilden sie die Grundlage zur Ermittlung der Übertragungsbedarfe durch die nachgelagerten Netzanalysen.

Marktsimulation

 

Marktsimulationen bilden den Stromhandel an der Börse ab. Dadurch wird ein kostenoptimaler Einsatz der Erzeugungsanlagen gewährleistet.

Dabei haben die erneuerbaren Energien Einspeisevorrang vor der konventionellen Erzeugung. Sie speisen also dann ein, wenn der Wind weht oder die Sonne scheint – es sei denn sie erzeugen so viel Strom, dass dafür weder im In- noch im Ausland eine Nachfrage besteht oder die verfügbaren Übertragungskapazitäten überschritten werden.

Die Residuallast, also die Last, die nicht von erneuerbaren Energien gedeckt werden kann, wird von konventionellen Kraftwerken bereitgestellt. Welches Kraftwerk wann eingesetzt wird, hängt von den jeweiligen Kosten und der Verfügbarkeit der Kraftwerke ab.

Die Marktsimulation bildet diese Vorgaben des Energiemarkts ab und berücksichtigt auch Einschränkungen durch Wartungsarbeiten oder Anfahr- und Abfahrzeiten sowie sogenannte Must-Run-Vorgaben, die sich aus Verpflichtungen wie einer notwendigen Wärmebereitstellung, Eigenbedarfen oder Müllverbrennungsprozessen ergeben.

Die wichtigsten Ergebnisse der Marktsimulation sind der blockscharfe und für das Gesamtsystem kostenminimale Kraftwerkseinsatz, die resultierenden Gesamtkosten der Stromerzeugung zur Nachfragedeckung sowie der grenzüberschreitende Energieaustausch zwischen den modellierten Marktgebieten.

Berücksichtigung von Flexibilitäten

In der Marktsimulation werden auch Flexibilitäten berücksichtigt. Damit sind Anlagen gemeint, die

  • in Zeiten hoher Einspeisung aus erneuerbaren Energien, Energie verbrauchen oder umwandeln (z.B. Power-to-X-Anlagen), 
  • in Zeiten niedriger Einspeisung den Verbrauch reduzieren (z.B. industrielle Verbraucher (Demand Side Management)) 
  • oder vorher gespeicherte Energie einspeisen (Pumpspeicher, Batteriespeicher) 

Power-to-X-Anlagen können sich beispielsweise dynamisch an die Marktsituation anpassen. Dabei wird mit Hilfe von nicht nutzbarem Strom aus erneuerbaren Energien Heizwärme Methangas oder Wasserstoff produziert. In der Modellierung der Marktsimulation kommen sie also dann zum Einsatz, wenn die individuellen Grenzkosten der Anlagen vom Strompreis überschritten werden und die Power-to-X-Anlagen wirtschaftlich arbeiten können.

Berücksichtigung des Auslands 

Auch die Stromerzeugung und der Verbrauch im europäischen Ausland finden Eingang in die Marktsimulation. Dabei ist die Menge des Stroms, der mit Deutschland ausgetauscht werden kann, von der Kapazität der Interkonnektoren, also der grenzüberschreitenden Leitungen, abhängig.

Bis zum NEP 2030 (2017) wurde diese Einschränkung mit sogenannten Net Transfer Capacities (NTCs) abgebildet, die über das Jahr konstant oder abhängig von der Windeinspeisung den jeweils maximalen Stromaustausch zwischen Deutschland und seinen Nachbarn festlegten. 

Seit dem NEP 2030 (2019) wird eine andere Methodik, das sogenannte Flow Based Market Coupling (FBMC), zur Berechnung der möglichen Handelskapazitäten eingesetzt Beim FBMC werden im Gegensatz zum NTC-Verfahren die Rückwirkungen des Handels mit einem Marktgebiet auf den gleichzeitigen Handel mit einem anderen Marktgebiet berücksichtigt, und somit tendenziell höhere Handelsaustausche zugelassen.  

Netzanalysen

Bei den Netzanalysen werden die Leistungsflüsse im Übertragungsnetz berechnet. Dies geschieht für jedes Szenario und für jede Stunde des Jahres auf Basis der Daten aus der Marktsimulation. Mit diesen Berechnungen werden auftretende Engpässe identifiziert und Maßnahmen gefunden, die diese Engpässe möglichst effizient und nachhaltig beheben.

Netzanalysen

 

Zukünftige Engpässe werden in den Netzanalysen gefunden, indem zunächst das sogenannte Startnetz mit den Übertragungsbedarfen, die aus der Marktsimulation resultieren, rechnerisch belastet wird. Das Startnetz setzt sich aus dem bestehenden Netz und denjenigen Maßnahmen zusammen, die bereits weit in der Planung fortgeschritten sind und daher für das betrachtete Zieljahr als fertiggestellt betrachtet werden.

Um sicherzustellen, dass das Netz auch dann noch sicher betrieben werden kann, wenn eine Leitung oder eine Anlage ausfällt, wird die Belastung des Netzes auch im sogenannten n-1-Fall, also bei Ausfall je eines anderen Betriebsmittels, berechnet. Aus diesen Berechnungen wird ersichtlich, wie oft und wie stark das Netz ohne weitere Optimierungs-, Verstärkungs- und Ausbaumaßnahmen überlastet wäre.

Die folgende Grafik stellt beispielhaft die Auslastung des Startnetzes im NEP 2030 (2019) für das Szenario B 2030 im n-1-Fall dar.

Auslastung n-1

 

Nun werden anhand des sogenannten NOVA-Prinzips (Netzoptimierung vor -verstärkung vor -ausbau) nach und nach Maßnahmen identifiziert und dem Modell des Startnetzes hinzugefügt, bis die Engpässe weitgehend behoben sind.

Das NOVA-Prinzip sorgt bei dieser Planung dafür, dass diese Maßnahmen möglichst effizient eingesetzt werden.

So wird zunächst geprüft, ob Engpässe durch eine Netzoptimierung behoben werden können. Optimierungsmaßnahmen sind zum Beispiel eine höhere temperaturabhängige Auslastung von Bestandsleitungen oder der Einsatz von Phasenschiebertransformatoren zur Leistungsflusssteuerung. 

Sind die Möglichkeiten zur Netzoptimierung ausgeschöpft, wird geprüft, ob das bestehende Netz verstärkt werden kann. Es werden also Maßnahmen wie zusätzliche Leiterseile auf Bestandsstrecken oder der Bau stärkerer Leitungen in bestehenden Trassen identifiziert.

Kann ein Engpass weder durch Netzoptimierung noch durch Netzverstärkung behoben werden, wird geprüft, welche neuen Leitungen in neuen Trassen nötig sind, um die Engpässe zu beheben. Dabei werden sowohl neue Leitungen im Wechselstromnetz als auch neue Hochspannungsgleichstrom-Übertragungsleitungen (HGÜ) geprüft. HGÜ ermöglichen den besonders effizienten Transport von Strom über weite Strecken und schaffen damit großräumige Entlastungen im Wechselstromnetz, die Verstärkungs- und Ausbaumaßnahmen dort vermeiden können.

NOVA-Prinzip
 

Der Planungsprozess des NEP, die Beteiligungsmöglichkeiten und alle Prüfschritte durch die Bundesnetzagentur sind im Energiewirtschaftsgesetz festgeschrieben. Die gesetzlichen Grundlagen finden Sie hier.

Eine Übersicht über den Ablauf des Gesamtprozesses finden Sie hier.