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«und zugleich Bericht über die Ergebnisse der Prüfung der Systemanalyse 16. September 2013 –2– In dem Verwaltungsverfahren gegenüber der 1. ...»

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Feststellung des Reservekraftwerksbedarfs

für den Winter 2013/14

und zugleich

Bericht über die Ergebnisse der

Prüfung der Systemanalyse

16. September 2013

–2–

In dem Verwaltungsverfahren

gegenüber der

1. 50Hertz Transmission GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung

Eichenstraße 3A, 12435 Berlin

2. Amprion GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung

Rheinlanddamm 24, 44139 Dortmund

3. TransnetBW GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung Pariser Platz, Osloer Str. 15 – 17, 70173 Stuttgart

4. TenneT TSO GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung Bernecker Straße 70, 95448 Bayreuth (im Folgenden: „Die Übertragungsnetzbetreiber“) wegen der Feststellung des Reservekraftwerksbedarfs im Winter 2013/14 gemäß § 3 Absatz 1 Satz 1, 2 iVm § 13 ResKV hat die Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, Tulpenfeld 4, 53113 Bonn, gesetzlich vertreten durch ihren Präsidenten Jochen Homann, am 16. September 2013 festgestellt, dass ein Bedarf an Erzeugungskapazität für die Netzreserve zum Zwecke der Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems für den Winter 2013/2014 in Höhe von 2.540 MW besteht.

Feststellung des Reservekraftwerksbedarfs für den Winter 2013/14 –3– Inhaltsverzeichnis I. Einführung

II. Verfahrensablauf

III. Begründung

1. Eingangsgrößen der Systemanalyse

1.1. Anforderungen an die Fehlertoleranz des Übertragungsnetzes

1.2. Annahmen zur Netzlast

1.3. Kraftwerksverfügbarkeiten

1.3.1. Geplante und ungeplante Kraftwerksnichtverfügbarkeiten

1.3.2. Beeinträchtigungen im Kraftwerkspark bei Gasknappheit

1.4. Annahmen zur Ein- und Ausfuhr von Elektrizität

1.5. Redispatch- und Reservekraftwerksbedarf in den betrachteten Szenarien........... 18 1.5.1. Abendspitze an einem Winterwerktag mit maximaler Windenergieeinspeisung (Starkwindszenario, A1)

1.5.2. Abendspitze an einem Winterwerktag ohne Windenergieeinspeisung mit Gasknappheit (Gasknappheitsszenario, B1)

1.5.3. Abendspitze an einem Winterwerktag ohne Windenergieeinspeisung ohne Gasknappheit (Schwachwindszenario, B2)

2. Reservebedarf

2.1. Bereits kontrahierte Reservekraftwerke

2.2. Noch zu kontrahierende Reservekraftwerke

–  –  –

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Annahmen der Übertragungsnetzbetreiber zur Netzlast (Quelle:

Übertragungsnetzbetreiber).

Abbildung 2: Den Berechnungen zugrunde gelegte Kraftwerkskapazitäten (Quelle:

Übertragungsnetzbetreiber)

Abbildung 3: Kommerzielle Ein- und Ausfuhren von Elektrizität in den verschiedenen Szenarien (Quelle: Übertragungsnetzbetreiber)

Abbildung 4: Maximale Leitungsauslastungen und minimale Knotenspannungen im (n-1)Fall nach präventivem Redispatch und netzbezogenen Maßnahmen (Quelle:

Übertragungsnetzbetreiber)

Abbildung 5: Maximale Leitungsauslastungen und minimale Knotenspannungen im (n-1)Fall nach präventivem Redispatch, netzbezogenen Maßnahmen und konventionellem Redispatch (Quelle: Übertragungsnetzbetreiber)

Abbildung 6: Maximale Leitungsauslastungen und minimale Knotenspannungen im (n-1)Fall nach präventivem Redispatch, netzbezogenen Maßnahmen, konventionellem Redispatch und dem Einsatz der Reservekraftwerke (Quelle: Übertragungsnetzbetreiber)

Abbildung 7: Maximale Leitungsauslastungen und minimale Knotenspannungen im (n-1)Fall nach netzbezogenen Maßnahmen (Quelle: Übertragungsnetzbetreiber).................. 22

Abbildung 8: Maximale Leitungsauslastungen und minimale Knotenspannungen im (n-1)Fall nach netzbezogenen Maßnahmen und konventionellem Redispatch (Quelle:

Übertragungsnetzbetreiber)

Abbildung 9: Maximale Leitungsauslastungen und minimale Knotenspannungen im (n-1)Fall nach netzbezogenen Maßnahmen, konventionellem Redispatch und dem Einsatz der Reservekraftwerke (Quelle: Übertragungsnetzbetreiber)

Abbildung 10: Maximale Leitungsauslastungen und minimale Knotenspannungen im (nFall nach netzbezogenen Maßnahmen (Quelle: Übertragungsnetzbetreiber)............. 24

Abbildung 11: Maximale Leitungsauslastungen und minimale Knotenspannungen im (nFall nach netzbezogenen Maßnahmen und konventionellem Redispatch (Quelle:

Übertragungsnetzbetreiber)

Abbildung 12: Maximale Leitungsauslastungen und minimale Knotenspannungen im (nFall nach netzbezogenen Maßnahmen, konventionellem Redispatch und dem Einsatz der Reservekraftwerke (Quelle: Übertragungsnetzbetreiber)

–  –  –

Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Von den Übertragungsnetzbetreibern als ungeplant nicht verfügbar angenommene Kraftwerksblöcke.

Tabelle 2: Bereits vertraglich gebundene Reservekraftwerke gemäß § 1 Absatz 3 ResKV

–  –  –

Durch die vermehrte Einspeisung von Strom aus regenerativen Energien insbesondere im Norden Deutschlands in Kombination mit grundsätzlich hohem Stromverbrauch im Süden Deutschlands und der Abschaltung von Kernkraftwerken insbesondere im Süden Deutschlands entsteht im deutschen Stromübertragungsnetz ein Nord-Süd-Gefälle. Die entsprechenden Leitungen zum Transport des Stroms in die Verbrauchszentren sind derzeit noch nicht zu jeder Zeit im benötigten Umfang vorhanden. Um die Netzstabilität zu gewährleisten, ist es deshalb bis zur Fertigstellung wichtiger Netzausbauprojekte erforderlich, Kraftwerke vorzuhalten, welche den durch dieses Gefälle in bestimmten Fällen auftretenden regionalen Netzengpässen in Süddeutschland entgegenwirken. Dies geschieht dadurch, dass geeignete Kraftwerke durch die Übertragungsnetzbetreiber bei Bedarf hoch- und runtergeregelt werden, um das Netz zu entlasten (sogenannter „Redispatch“).





Während der Wintermonate ist dieser Bedarf erfahrungsgemäß am höchsten. In dieser Zeit kommt es regelmäßig zu einer vermehrten Windkrafteinspeisung im Norden, während gleichzeitig der Stromverbrauch und somit auch die Last in Süddeutschland hoch sind. Die weitere Stilllegung von gesicherten Erzeugungskapazitäten insbesondere in Süddeutschland würde vor dem Hintergrund der hier im Winter bereits angespannten Versorgungslage zu einer Verschärfung der Situation führen (siehe den Bericht der Bundesnetzagentur zum Zustand der leitungsgebundenen Energieversorgung im Winter 2012/2013 vom 20. Juni 2013). Die jüngste Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes hat daher die Möglichkeiten geschaffen, Erzeugungsanlagen, welche vom Betreiber stillgelegt werden sollen, vorläufig im Betrieb zu halten, wenn dies zur Gewährleistung der Systemsicherheit erforderlich ist. Eine weitere Umsetzung dieser Regelungen erfolgte durch die Reservekraftwerksverordnung, die am 27. Juni 2013 im Bundesgesetzblatt verkündet wurde. Bereits in den Wintern 2011/12 und 2012/13 und vor Inkrafttreten dieser neuen Vorschriften hatten die Übertragungsnetzbetreiber in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur zur Erhöhung der Redispatchmöglichkeiten vertraglich Leistung von stillgelegten Kraftwerken gesichert und diese als so genannte Reservekraftwerke vorgehalten.

Die Regelungen kodifizieren das insoweit bisher praktizierte Verfahren, wonach die Übertragungsnetzbetreiber jährlich eine Systemanalyse durchführen, um den Bedarf an gesi

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cherter Erzeugungskapazität für zu berechnen. Die Systemanalyse wird von der Bundesnetzagentur überprüft und sodann wird ein Bedarf an Netzreserve festgestellt.

Die Reservekraftwerke werden grundsätzlich ausschließlich außerhalb des Energiemarktes zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems und somit zum Redispatch eingesetzt.

–  –  –

Die Grundlage der Prüfung der Bedarfsfeststellung ist gem. § 3 Absatz 2 Satz 1 ResKV eine von den Übertragungsnetzbetreibern jährlich gemeinsam erstellte Analyse der verfügbaren gesicherten Erzeugungskapazitäten, ihrer wahrscheinlichen Entwicklung im Hinblick auf den jeweils folgenden Winter sowie die jeweils folgenden fünf Jahren und des eventuellen Bedarfs an Netzreserve (Systemanalyse). Die der Systemanalyse zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien sind gem. § 3 Absatz 2 Satz 3 ResKV mit der Bundesnetzagentur abzustimmen. Verfahrensgegenständlich ist hier lediglich die Systemanalyse für den Winter 2013/24, die ausweislich § 13 ResKV prioritär zu behandeln ist. Mit der entsprechenden Abstimmung wurde bereits vor Inkrafttreten der ResKV begonnen.

Am 28. Februar 2013 haben Vertreter der Übertragungsnetzbetreiber sowie Vertreter des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie und der Bundesnetzagentur grundsätzliche Fragen zur anstehenden Ermittlung des Bedarfs an Erzeugungskapazität für die Netzreserve geklärt. Dabei wurde folgendes Vorgehen festgehalten: Wie bisher soll auf Grundlage besonders kritischer Szenarien eine Marktsimulation durchgeführt werden. Auf dieser Grundlage erfolgt eine Netzberechnung und die Bestimmung zusätzlich erforderlicher Gegenmaßnahmen (insbesondere Redispatch). Wird bei dem anschließenden Abgleich des benötigten Redispatchvolumens mit dem Vorhandenen ein Defizit festgestellt, so ergibt sich daraus ein Bedarf für Reservekraftwerke. Welche genauen Szenarien und Eingangsparameter zu simulieren sind, sollte im weiteren Verlauf der Abstimmung zwischen den Übertragungsnetzbetreibern und der Bundesnetzagentur abgesprochen werden.

Am 19. März 2013 ist zwischen den Vertretern der Übertragungsnetzbetreiber und Vertretern der Bundesnetzagentur die weitere Herangehensweise an die Reservebedarfsermittlung abgesprochen worden. Von den Übertragungsnetzbetreibern wurde die Absicht geäußert, im Rahmen ihrer Systemanalyse nicht nur den Reservebedarf für einen potentiellen (n-1)-Fall zu berechnen und vorzuschlagen, sondern auch den Reservebedarf hinsichtlich bestimmter Betriebsmittel für potentielle sogenannte exceptional contingencies, d.h. für Fälle, in denen mehrere Betriebsstörungen gleichzeitig auftreten.

Am 8. Mai 2013 hat zwischen den Vertretern der Übertragungsnetzbetreiber und Vertretern der Bundesnetzagentur ein weiteres Gespräch über die Bestimmung der für den Re

–  –  –

servebedarf auslegungsrelevanten Szenarien, in denen es zu Störungen des Netzbetriebs kommt, stattgefunden.

In der Folge sind die Ausführungen der Übertragungsnetzbetreiber mit E-Mail vom

23. Mai 2013 zu der von ihnen gewählten Methodik der Reservekraftwerksbedarfsermittlung präzisiert und erweitert worden. Absprachgemäß waren die drei folgenden Szenarien zu simulieren: Die Situationen „Winterwerktag/Abendlastspitze mit sehr hoher Last und hoher Windeinspeisung“ (Szenario A1, im Folgenden: „Starkwindszenario“), die Situation „Winterwerktag/Abendlastspitze mit sehr hoher Last ohne Windeinspeisung, ohne diejenigen systemrelevanten Gaskraftwerke, die nur über unterbrechbare Gasnetzzugangskapazitäten verfügen, wobei aber wiederum solche Gaskraftwerke berücksichtigt werden sollen, die bei Bedarf mit Öl befeuert werden können“ (Szenario B1, im Folgenden: „Gasknappheitszenario“) sowie „Winterwerktag/Abendlastspitze mit sehr hoher Last ohne Windeinspeisung“ (Szenario B2, im Folgenden: „Schwachwindszenario“). Dabei wird unterstellt, dass der Starkwindfall nicht zeitgleich mit einer Gasknappheit auftritt, da Starkwind durch vergleichsweise warme Tiefdruckausläufer verursacht wird, die zu keinem in besonderem Maße gesteigerten Gasverbrauch führen. Weiter hat man sich dahingehend verständigt, dass die Übertragungsnetzbetreiber in einem zweiten Schritt die Daten ermitteln, die in dem jeweiligen Szenario angenommen werden sollen, beispielsweise die Daten zur jeweiligen Netztopologie, Netzbelastungssituation, Einspeisemengen aus Erneuerbare Energien-Anlagen oder zur Verfügbarkeit konventioneller Kraftwerke.

Schließlich ist festgelegt worden, in einem dritten Schritt für jedes Szenario zusätzlich Einzelausfälle konventioneller Kraftwerke und common mode- bzw. Mehrfachfehler gemäß einer exceptional-contingencies-Liste zu simulieren.

Die Auswahl der Einzelereignisse, aus denen die Szenarien zusammengesetzt sind, beruht auf im Wesentlichen auf historischen Daten, etwa aus den deutschen Stromhandelssalden im Jahr 2012, der maximal aufgetretenen Netzlast im Jahr 2011, oder aber auch aus Studien wie der Analyse zu Kraftwerksnichtverfügbarkeiten der European Energy Exchange AG (EEX). Die Übertragungsnetzbetreiber haben darauf hingewiesen, dass es aufgrund unvorhergesehener Ereignisse oder aufgrund einer ungünstigen Kombination verschiedener Ereignisse zu Situationen kommen könne, welche den Netzbetrieb noch stärker belasteten als die vorgestellten Szenarien.

Mit E-Mail vom 31. Juli 2013 haben die Übertragungsnetzbetreiber erste Ergebnisse der Systemanalyse für den Winter 2013/1014 übermittelt. Dabei sind die Szenarien Starkwind und Schwachwind behandelt worden. Außerdem haben die Übertragungsnetzbetreiber

–  –  –

für die jeweiligen Szenarien auch eine Betrachtung von Common-mode und Sammelschienenfehlern vorgenommen.

Mit E-Mail vom 7. August 2013 haben die Übertragungsnetzbetreiber die endgültigen Ergebnisse der Netzanalysen zur Ermittlung des Reservekraftwerksbedarfs für den Winter 2013/1014 um das Szenario Gasknappheit vervollständigt. Die Nachlieferung war zuvor mit der Bundesnetzagentur vereinbart worden. Im Starkwindszenario haben die Übertragungsnetzbetreiber einen Bedarf an Reservekraftwerken in Höhe von 2496 MW, im Gasknappheitsszenario einen solchen in Höhe von 2540 MW ermittelt. Im Schwachwindszenario haben die Berechnungen einen geringeren Bedarf von 2400 MW ergeben.

Allerdings haben die Übertragungsnetzbetreiber ihre Berechnungen mit sämtlichen im letzten Winter kontrahierten Reservekapazitäten, d.h. einer Gesamtreserve von 2560 MW durchgeführt. Sie kommen zu dem Ergebnis, dass mit dem nahezu vollständigen Einsatz dieser Reserven das System noch sicher betrieben werden kann.

Auch im Szenario Gasknappheit wird eine Stromproduktion durch bestimmte Gaskraftwerke vorausgesetzt. Ist diese trotz der nicht unterbrechbaren Kapazitätsbuchungen oder wegen Verbrauchs der Ersatz-Brennstoffvorräte nicht mehr möglich, erhöht sich der Reservebedarf an Kohle- oder Öl-Kraftwerken.



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