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«und zugleich Bericht über die Ergebnisse der Prüfung der Systemanalyse 30. September 2013 –2– In dem Verwaltungsverfahren gegenüber 1. 50Hertz ...»

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Feststellung des Reservekraftwerksbedarfs

für den Winter 2015/2016

und zugleich

Bericht über die Ergebnisse der

Prüfung der Systemanalyse

30. September 2013

–2–

In dem Verwaltungsverfahren

gegenüber

1. 50Hertz Transmission GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung

Eichenstraße 3A, 12435 Berlin

2. Amprion GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung

Rheinlanddamm 24, 44139 Dortmund

3. TenneT TSO GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung

Bernecker Straße 70, 95448 Bayreuth

4. TransnetBW GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung Pariser Platz, Osloer Str. 15 – 17, 70173 Stuttgart (im Folgenden: „Übertragungsnetzbetreiber“) wegen der Feststellung des Reservekraftwerksbedarfs im Winter 2015/2016 gemäß § 3 Absatz 1 Satz 1, 2 iVm § 13 ResKV hat die Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (Bundesnetzagentur), Tulpenfeld 4, 53113 Bonn, gesetzlich vertreten durch ihren Präsidenten Jochen Homann,

am 30. September 2013 festgestellt:

Es besteht gemäß § 13 Abs. 2 Satz 2 ResKV ein Bedarf an Erzeugungskapazität für die Netzreserve zum Zwecke der Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems für den Winter 2015/2016 in Höhe von 4.800 MW.

Diese Feststellung verliert ihre Gültigkeit, sofern und sobald die Bundesnetzagentur gemäß § 3 Abs. 1 ResKV für den Winter 2015/2016 einen anderweitigen Reservekraftwerksbedarf feststellt.

Feststellung des Reservekraftwerksbedarfs für den Winter 2015/16 –3– Inhaltsverzeichnis I. Einführung

II. Verfahrensablauf

III. Begründung

1. Bedarfsermittlung und Systemanalyse

1.1. Eingangsparameter für die Bedarfsermittlung (Szenarien)

1.1.1. Übertragungsnetz

1.1.2. Annahmen zur Netzlast

1.1.3. Zugrunde gelegter Erzeugungspark

1.1.4. Geplante und ungeplante Kraftwerksnichtverfügbarkeiten

1.1.5. Annahmen zur Ein- und Ausfuhr von Elektrizität

1.1.6. Marktsimulation und Auswahl der Netznutzungsfälle

1.2. Anforderungen an die Fehlertoleranz des Übertragungsnetzes

1.3. Netznutzungsfall 4011

1.4. Netznutzungsfall 4258

1.5. Netznutzungsfall 7455 (Fall 2)

2. Netzreserve

2.1. Netzreservebedarf

2.2. Kein Neubaubedarf

2.3. Gesicherte Kraftwerksleistung für den Winter 2015/2016

2.4. Bedarfsdeckung durch Kraftwerksleistung im Ausland

2.5. Option Engpassbewirtschaftung

2.6. Rückfalloption Neubau

–  –  –

Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Angaben der Übertragungsnetzbetreiber zu Veränderungen im konventionellen Kraftwerkspark bis 2017

Abbildung 2: Festlegung der Net Transfer Capacities (NTC) für den Betrachtungszeitraum 2015-2016. Für Österreich (AT) wurde in den ersten Betrachtungen kein NTC angesetzt, da es hier theoretisch zu einem unlimitiertem Handelsfluss kommen kann. (Quelle: Übertragungsnetzbetreiber)

Abbildung 3: Eingangsdaten ausgewählter Netznutzungsfälle aus der Marktsimulation (Quelle: Übertragungsnetzbetreiber)

Abbildung 4: Ausgewählte Netznutzungsfälle zur Bestimmung des Reservebedarfs (Quelle: Übertragungsnetzbetreiber)

Abbildung 5: Ergebnisse für Netznutzungsfall 4011 – Fall 1: Minimale

Knotenspannungen nach Gegenmaßnahmen im (n-1)-Fall (Quelle:

Übertragungsnetzbetreiber)

Abbildung 6: Ergebnisse für Netznutzungsfall 4011 – Fall 1: Maximale

Knotenspannungen nach Gegenmaßnahmen im (n-1)-Fall (Quelle:

Übertragungsnetzbetreiber)

Abbildung 7: Ergebnisse für Netznutzungsfall 4011 – Fall 2: Minimale

Knotenspannungen nach Gegenmaßnahmen im (n-1)-Fall (Quelle:

Übertragungsnetzbetreiber)

Abbildung 8: Ergebnisse für Netznutzungsfall 4011 – Fall 2: Maximale

Knotenspannungen nach Gegenmaßnahmen im (n-1)-Fall (Quelle:

Übertragungsnetzbetreiber)

Abbildung 9: Ergebnisse für den Netznutzungsfall 4258 – Fall 1 (links) und Fall 2 (rechts): 380 kV- und 220 kV-Leitungsbelastungen nach Gegenmaßnahmen im (n-1)Fall (Quelle: Übertragungsnetzbetreiber)

Abbildung 10: Ergebnisse für Netznutzungsfall 4258 – Fall 1: Minimale

Knotenspannungen nach Gegenmaßnahmen im (n-1)-Fall (Quelle:

Übertragungsnetzbetreiber)

Abbildung 11: Ergebnisse für Netznutzungsfall 4258 – Fall 1: Maximale

Knotenspannungen nach Gegenmaßnahmen im (n-1)-Fall (Quelle:

Übertragungsnetzbetreiber)

Abbildung 12: Ergebnisse für Netznutzungsfall 4258 – Fall 2: Minimale

Knotenspannungen nach Gegenmaßnahmen im (n-1)-Fall (Quelle:

Übertragungsnetzbetreiber)

Abbildung 13: Ergebnisse für Netznutzungsfall 4258 – Fall 2: Maximale

Knotenspannungen nach Gegenmaßnahmen im (n-1)-Fall (Quelle:

Übertragungsnetzbetreiber)

Abbildung 14: Ergebnisse für den Netznutzungsfall 7455 (ohne „Sensitivität Offshore“) – Fall 1 (links) und Fall 2 (rechts): 380 kV- und 220 kV-Leitungsbelastungen nach Gegenmaßnahmen im (n-1)-Fall (Quelle: Übertragungsnetzbetreiber)





–  –  –

Die zunehmende Einspeisung von Strom aus regenerativen Energien im Norden Deutschlands, die Abschaltung von Kernkraftwerken vor allem im stromverbrauchsintensiven Süden Deutschlands sowie die hohen Exporte in südliche Nachbarländer bewirken ein Nord-Süd-Gefälle beim Stromtransport im Übertragungsnetz. Die spätestens zum 31. Dezember 2015 anstehende Stilllegung des Kernkraftwerks Grafenrheinfeld wird zu einer Verschärfung dieser Situation führen, denn zu diesem Zeitpunkt werden nicht alle benötigten Nord-Süd-Netzausbauten gemäß dem Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG), die sich gegenwärtig in der Planungs- oder Bauphase befinden, in Betrieb sein. Eine zusätzliche Verschärfung wird sich ergeben, wenn die EnLAG-Vorhaben Nr. 4 und Nr. 10, welche die so genannte Südwestkuppelleitung („Thüringer Strombrücke“) komplettieren, nicht wie geplant noch im Jahre 2015 in Betrieb gehen können.

Um die Netzstabilität auch in den insoweit denkbaren kritischen Situationen zu gewährleisten, setzen die Übertragungsnetzbetreiber bereits heute im Bedarfsfall gezielt Kraftwerke ein und wirken so Leitungsüberlastungen entgegen. Diese als Redispatch bezeichneten Eingriffe in die marktbasierten Fahrpläne der Kraftwerke können präventiv oder kurativ eingesetzt werden. Auf die Ausgeglichenheit von Erzeugung und Last im Ganzen (Leistungsbilanz) haben diese Eingriffe keine Auswirkungen, da stets sichergestellt wird, dass abgeregelte Mengen durch gleichzeitiges Hochregeln bilanziell ausgeglichen werden. Während des Winterhalbjahres ist der Redispatchbedarf erfahrungsgemäß am höchsten.

Sind gesicherte Kraftwerkskapazitäten zur Durchführung von Redispatchmaßnahmen nicht in ausreichendem Maße vorhanden, so muss der Netzbetreiber aus den vorhandenen, aber inaktiven Kraftwerken regional die zur Sicherstellung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems erforderlichen Kapazitäten beschaffen. Diese „Reservekraftwerke“ werden grundsätzlich ausschließlich außerhalb des Energiemarktes zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems und somit ausschließlich zum Redispatch eingesetzt. Sollte der ermittelte Redispatchbedarf nicht mit vorhandenen Kraftwerken zu decken sein, prüfen die Übertragungsnetzbetreiber den möglichen Kraftwerksneubau.

Um einer Reduzierung von zum netzstabilisierenden Redispatch benötigten Kapazitäten entgegenzuwirken, hat die jüngste Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes die Möglichkeit geschaffen, Erzeugungsanlagen, die der Betreiber (meist aus wirtschaftlichen Feststellung des Reservekraftwerksbedarfs für den Winter 2015/16 –6– Gründen) stillzulegen beabsichtigt, vorläufig in Betrieb zu halten, wenn dies zur Gewährleistung der Systemsicherheit erforderlich ist. Eine weitere Präzisierung dieser Regelungen erfolgte durch die Reservekraftwerksverordnung (ResKV) vom 27. Juni 2013 (BGBl.

I S. 1947). Danach erstellen die Übertragungsnetzbetreiber jährlich eine Systemanalyse zur Ermittlung des zukünftig erforderlichen Reservebedarfs. Die Bundesnetzagentur überprüft die Systemanalyse und stellt gegebenenfalls einen Bedarf an Netzreserve fest. Dieser Feststellung dient das mit dem vorliegenden Bescheid seinen Abschluss findende Verfahren.

Die Übertragungsnetzbetreiber kontrahieren Erzeugungskapazitäten in Höhe des festgestellten Bedarfs. Eine Kontrahierung für die Netzreserve von Kraftwerken, die sich im Markt befinden oder die sich auf Grund von § 13a Abs. 1 Satz 1 und 2 des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) noch im Markt befinden müssen, erfolgt grundsätzlich nicht.

Denn mit solchen Kraftwerken würde die zur Verfügung stehende Leistung nicht erhöht, sondern nur Leistung aus dem Markt genommen und in die Reserve verschoben. Dies wäre nicht sinnvoll.

Während die Kontrahierung bestehender Kraftwerke grundsätzlich auch kurzfristig erfolgen kann, bedürfen möglicherweise erforderliche Neubauten von Kraftwerken längerer Vorlaufzeiten. Um schon heute die gegebenenfalls nötigen Schritte einleiten zu können, bedarf es einer vorausschauenden Planung über mehrere Jahre hinweg.

In der zu diesem Zweck durch die Übertragungsnetzbetreiber durchgeführten Systemanalyse ist im Sinne einer umsichtigen und behutsamen Planung die ungünstigste Variante dahingehend zu unterstellen, dass zum Zeitpunkt des Ausscheidens des Kernkraftwerks Grafenrheinfeld die Südwestkuppelleitung, die als 380-kV-Freileitung von Thüringen nach Bayern erhebliche entlastende und stabilisierende Wirkungen für das deutsche Stromnetz entfalten würde, nicht rechtzeitig in Betrieb sein wird.

–  –  –

Grundlage der Prüfung der Bedarfsfeststellung ist gemäß § 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 Jahre und des eventuellen Bedarfs an Netzreserve (Systemanalyse). Die dieser Systemanalyse zu Grunde liegenden Annahmen, Parameter und Szenarien sind gemäß § 3 Absatz 2 Satz 3 ResKV mit der Bundesnetzagentur abzustimmen. Verfahrensgegenständlich ist vorliegend lediglich die Systemanalyse für den Winter 2015/2016, die ausweislich § 13 Abs. 2 Satz 2 ResKV prioritär zu behandeln ist.

Mit der entsprechenden Abstimmung von Eingangsparametern wurde bereits vor Inkrafttreten der ResKV begonnen. So haben Vertreter der Übertragungsnetzbetreiber sowie Vertreter des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie und der Bundesnetzagentur bereits am 28. Februar 2013 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 erfolgen eine Netzberechnung und die Bestimmung zusätzlich erforderlicher Gegenmaßnahmen (insbesondere Redispatch). Wird bei dem anschließenden Abgleich des benötigten mit dem vorhandenen Redispatchvolumen ein Defizit festgestellt, so ergibt sich daraus ein Bedarf an Reservekraftwerken. 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. Es wurde vereinbart, der Ermittlung des Reservekraftwerksbedarfs zwei alternative Referenznetze zugrunde zu legen: In der ersten Alternative sollte die Südwestkuppelleitung als in Betrieb, in der zweiten Alternative als noch nicht verfügbar unterstellt werden. Außerdem seien Annahmen zu den Entwicklungen bei den Kraftwerksverfügbarkeiten zu treffen. Weiteres Ergebnis des Termins war, dass durch die Übertragungsnetzbetreiber 8.760 Stunden, also ein gesamtes Jahr, modelliert werden. Aus dieser Zeitreihe sollten weitere Netznutzungsfälle identifiziert werden.

Feststellung des Reservekraftwerksbedarfs für den Winter 2015/16 –8– Am 8. Mai 2013 trafen sich Vertreter der Übertragungsnetzbetreiber mit Vertretern der Bundesnetzagentur. Im Rahmen dieses Treffens erhielten die Übertragungsnetzbetreiber Gelegenheit, ihre Methoden zur Ermittlung des Reservebedarfs genauer darzulegen. In einem ersten Schritt wurde vorgestellt, für welche Szenarien, in denen es zu Störungen des Netzbetriebs kommen könnte, der daraus entstehende Reservebedarf errechnet werden solle. Auch wurden die Eingangsparameter für die Systemanalyse zwischen der Bundesnetzagentur und den Vertretern der Übertragungsnetzbetreiber besprochen. Diese beinhalten die In- und Außerbetriebnahmen deutscher Erzeugungskapazitäten. Nachbarländer sollten ebenfalls durch die Übertragungsnetzbetreiber kontaktiert werden, um Informationen über Entwicklungen in deren Kraftwerksparks zu erhalten. Nach Österreich sollte in einer zusätzlichen Variationsrechnung eine Handelsbeschränkung auf 4000 MW simuliert werden, um mögliche Netz entlastende Effekte zu ermitteln, die benötigt würden, falls sämtliche in Deutschland verfügbaren Kapazitäten nicht ausreichen würden, den erforderlichen Reservebedarf zu decken. Bezüglich der Nichtverfügbarkeit von Kraftwerken sollte von vorhandenen statistischen Werten ausgegangen werden, wozu noch ein zusätzlicher ungeplanter Kraftwerksausfall von ca. 2.600 MW in Süddeutschland hinzugefügt werden sollte.

Am 27. Juni 2013 stimmten die Übertragungsnetzbetreiber mit der Bundesnetzagentur unter Anwesenheit des Bundesministeriums für Wirtschaft und Technologie die Methodik der Systemanalyse weiter ab. Dabei wurde festgehalten, dass das Wetterjahr 2007 als Referenzjahr dienen und die Simulation analog zu den Rechnungen zum Netzentwicklungsplan erfolgen sollte. Die Last sollte entsprechend jener im Netzentwicklungsplan 2013 angenommen werden. Offshore-Windenergieanlagen sollten mit mindestens



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