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05 | 2018

Energietransport und

Energietransport und -verteilung [MW] 30 000 25 000 20 000 15 000 10 000 5 000 0 18 826 23 567 21 819 23 702 4 647 4 556 4 525 4 626 20 238 3 155 6.9.2015 18.11.2015 29.11.2015 30.11.2015 26.12.2015 Konventioneller Erzeugungssockel Mindesterzeugung Bild 4 Mindesterzeugung und konventioneller Erzeugungs - sockel in aus - gewählten Stunden des Jahres 2015 [19]. im Jahr 2016 rund 1,844 Mio. km (2015: 1,816 Mio. km) (Tabelle 3). Die Angaben beruhen auf ein Monitoring der BNetzA, an dem die vier Übertragungsnetzbetreiber sowie 829 (2015: 817) von 879 Verteilnetzunternehmen teilgenommen haben. Die Anzahl der Zählpunkte betrug 50,7 Millionen. Nach Angaben der BNetzA beliefen sich die Netzverluste auf 26 TWh (2015: 25,8 TWh) – ihr Anteil am Netto - stromverbrauch lag bei rund 5 %. Von den Verlusten entfallen 6,7 TWh auf die Höchstspannungsebene, 4,6 TWh auf die Hochspannungsebene, 5,9 TWh auf die Mittelspannungsebene sowie 8,8 TWh auf die Niederspannungsebene. buch des BMWi zur Weiterentwicklung des Strommarktes wurde diese Thematik problematisiert und vorgeschlagen, die für Systemleistungen notwendige Mindesterzeugungskapazität zu quantifizieren [18]. Diese Aufgabe wurde auf Basis des Strommarktgesetzes gemäß §63 EnWG der BNetzA zugewiesen, die am 31. März 2017 zum ersten Mal einen Bericht über die Mindesterzeugung veröffentlichte [19]. Die Analyse erfolgte auf der Basis ausgewählter Tage des Jahres 2015, die anhand verschiedener Kriterien (zum Beispiel negative Day-Ahead-Börsenpreise, hohe Einspeiseleistung aus Erneuerbare- Energien-Anlagen, geringe Residuallast, erhöhtes Auftreten von Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen) ausgewählt wurden. Für die Ermittlung der Mindestkapazität wird zwischen zwei Kategorien unterschieden: Die erste Kategorie beschreibt die Einspeiseleistung, die direkt einem netztechnischen Grund beziehungsweise einer Systemdienstleistung Tabelle 3 Stromnetzdaten 2016 [7]. zurechenbar ist und nicht vom Netz genommen werden kann. Sie wird als Mindesterzeugung bezeichnet. Die zweite Kategorie wird als konventioneller Erzeugungssockel bezeichnet und beinhaltet die Kraftwerksleistung, die sich ebenfalls preisunelastisch verhält. Ursachen hierfür können zum Beispiel Fernwärmewärmebelieferung, Eigenversorgung, untere Leistungsgrenzen, Besicherungsleistung zur Bilanzkreisbewirtschaftung usw. sein. Die Analysen der BNetzA kommen für die untersuchten Zeitpunkte auf eine Mindesterzeugungskapazität, die in einem Bereich von 3,2 und 4,6 GW lag. Der konventionelle Erzeugungssockel lag zwischen 18,8 und 23,7 GW. Das heißt, in Summe befanden sich in den analysierten Stunden konventionelle Kraftwerke mit einer Mindesteinspeiseleistung zwischen 23,4 und 28,1 GW am Netz (Bild 4). Netzlänge Die Gesamtlänge des elektrischen Netzes über alle Spannungsebenen betrug Übertragungsnetzbetreiber Verteilnetzbetreiber Summe Netzbetreiber Anzahl 4 829 833 Netzlängen Höchstspannung km 36 214 179 36 393 Hochspannung km 383 96 366 96 749 Mittelspannung km 0 520 326 520 326 Niederspannung km 0 1 190 704 1 190 704 Netzlänge gesamt km 36 579 1 807 575 1 844 172 Zählpunkte von Letztverbrauchern Haushaltskunden Anzahl 0 47 606 509 47 606 509 Industrie-, Gewerbekunden und Anzahl 0 3 107 959 3 107 959 sonstige Kunden Zählpunkte gesamt 537 50 714 468 50 715 005 Netzinvestitionen Nach Angaben der BNetzA [7] wurden im Jahr 2016 für den Ausbau und den Erhalt des gesamten Stromnetzes (Übertragungs- und Verteilnetz, inklusive Grenzkuppelstellen) insgesamt rund 9,6 Mrd. € (2015: 9,2 Mrd. €) aufgewendet, was in etwa den Planwerten entspricht (Bild 5). Die gesamten Ausgaben (Investitionen und Aufwendungen) lagen somit um etwa 4,2 % über den Istwerten des Vorjahres. Etwa 74,5 % der Gesamtausgaben entfielen dabei auf das Verteilnetz, während der Rest für das Übertragungsnetz ausgegeben wurde. Unter Investitionen werden definitionsgemäß alle Bruttoausgaben für Sachanlagen sowie für neu gemietete beziehungsweise gepachtete Sachanlagen des Berichtsjahres verstanden. Hingegen werden unter Aufwendungen die Ausgaben für technische und administrative Maßnahmen sowie Maßnahmen des Managements zusammengefasst, die für die Erhaltung eines Anlagengutes über den Lebenszyklus zur Erhaltung des funktionsfähigen Zustandes oder für die Rückführung in diesen notwendig sind. Die Investitionen der Übertragungsnetzbetreiber betrugen im Jahr 2016 rund 2,07 Mrd. € und lagen damit um 12 % unter den Planwerten. Der Trend des Vorjahres setzte sich somit auch in 2016 fort. Für das Jahr 2017 sehen die Planungen 50 BWK Bd. 70 (2018) Nr. 5

Energietransport und -verteilung Bild 5 Investitionen und Aufwendungen für das Stromnetz in Deutschland [7]. der Übertragungsnetzbetreiber Investitionen in Höhe von etwa 2,09 Mrd. € vor, was in etwa dem Ist-Wert des Jahres 2016 entspricht. Etwa 234 Mio. € wurden für den Neubau, den Ausbau und die Erweiterungen grenzüberschreitender Verbindungen investiert. Gegenüber den Planwerten der Vorjahre liegt der vergleichbare Wert für 2017 deutlich niedriger. Verglichen mit dem Planwert von 2016 (2,35 Mrd. €) beträgt der Rückgang rund 11 % (– 267 Mio. €). Die Ausgaben für Investitionen und Aufwendungen für das Verteilnetz (828 Verteilnetzbetreiber) betrugen im Jahr 2016 etwa 7,16 Mrd. €. Sowohl gegenüber dem Jahr 2015 als auch gegenüber dem Planwert für 2016 lagen sie um 4,5 % beziehungsweise 4 % höher. Die Aufwendungen und Investitionen für Messeinrichtungen beliefen sich auf 506 Mio. €. Die Investitionen in das Verteilnetz betrugen im Jahr 2016 rund 3,7 Mrd. € und lagen damit um 3,6 % über dem Planwert. Für das Jahr 2017 sind für das Verteilnetz Investitionen und Aufwendungen in Höhe von 3,6 Mrd. € beziehungsweise 3,1 Mrd. € geplant. Vergleicht man die für 2017 gesamten geplanten Ausgaben (Investitionen und Aufwendungen) für das Übertragungs- und Verteilnetz mit dem Ist-Wert des Jahres 2016, liegen diese um etwa 3,7 % niedriger. [Mio. €] 12 000 10 000 8 000 6 000 4 000 2 000 0 2012 Plan 2012 Ist 2013 Plan 2013 Ist 2014 Plan 2014 Ist Versorgungssicherheit Gemäß §52 EnWG sind die Netzbetreiber verpflichtet, alle während eines Jahres aufgetretenen Versorgungsunterbrechungen, deren Dauer mehr als drei Minuten beträgt, zu melden. In die Ermittlung des Jahreswertes fließen nur ungeplante Unterbrechungen ein, die auf atmosphärische Einwirkungen, Einwirkungen Dritter, auf Rückwirkungen aus anderen Netzen oder auf andere Störungen im Bereich des Netzbetreibers zurückzuführen sind. Geplante Unterbrechungen oder Unterbrechungen aufgrund höherer Gewalt (zum Beispiel Naturkatastrophen) werden nicht berücksichtigt. Der auf dieser Basis ermittelte System Average Interruption Duration Index (SAIDI), der ein Maß für die mittlere Nichtverfügbarkeit ist, betrug im Jahr 2016 rund 12,8 Minuten und lag damit nur geringfügig höher als im Vorjahr (2015: etwa 12,7 Minuten) [7]. Der Indexwert des Jahres 2016 lag jedoch deutlich unter dem 10-Jahresmittelwert (2006 bis 2016), der 15,59 Minuten beträgt. Nach Angaben der BNetzA ist der leichte Anstieg der durchschnittlichen Unterbrechungsdauer auf die Mittelspannungsebene (+ 0,25 Minuten) zurückzuführen. Hingegen war in der Niederspannungsebene ein Rückgang von 0,15 Minuten gegenüber dem Jahr 2015 zu verzeichnen. Die Anzahl der Versorgungsunterbrechungen betrug im Jahr 2016 insgesamt 172 504 (2015: 177 751). Insgesamt konstatiert die Bundesnetzagentur auch für 2016 eine hohe Versorgungsqualität. Gesamtkosten für Systemdienstleistungen Nach der Definition der BNetzA zählen zu den Systemdienstleistungen unter anderem die Leistungs-Frequenzhaltung durch die Vorhaltung der verschiedenen Regelleistungsarten, die Bereitstellung von Verlustenergie, die Vorhaltung von Blindleistung, die Bereitstellung von Schwarzstartfähigkeit, Einspeisemanagementmaßnahmen von Übertragungsund Verteilnetzbetreibern sowie die Vorhaltung und Einsatz von Netzreservekraftwerken sowie abschaltbare Lasten. Nach Angaben der BNetzA [7] beliefen sich die Gesamtkosten für Systemdienstleistungen auf 1 597 Mio. €. Gegenüber dem Vorjahr (2015: 1 940 Mio. €) sind sie somit um 17,6 % zurückgegangen. Die Kosten für Regelleistungsvorhaltung beliefen sich auf insgesamt 198 Mio. € und sind gegenüber 2015 (412 Mio. €) deutlich zurückgegangen. Die Kosten für Verlustenergie betrugen rund 305 Mio. €. 2015 Plan 2015 Ist 2016 Plan 2016 IST 2017 Plan Aufwendungen Verteilnetz Aufwendungen Übertragungsnetz Investition Verteilnetz Investition Übertragungsnetz Abregelung Nach Angaben der BNetzA hat sich im Vergleich zum Jahr 2015 die aufgrund von Einspeisemanagement verursachte Ausfallarbeit (Abregelung) auf einen Wert von 3 743 GWh (2015: 4 722 GWh) verringert [7]. Dies entspricht einer Verringerung um 20 %. Ursache hierfür ist eine deutlich günstigere Wetterlage (weniger prägnante Einspeisespitzen). Wie in den Vorjahren waren auch im Jahr 2016 im Wesentlichen Windkraftanlagen von der Abregelung betroffen. Rund 93,5 % der gesamten Ausfallarbeit entfiel auf Windkraftanlagen, gefolgt von Photovoltaik anlagen mit einem Anteil von 4,9 %. Etwa 96 % der Ausfallarbeit wurde im Verteilnetz abgeregelt. Die Entschädigungszahlen belaufen sich für das Jahr 2016 auf etwa 643 Mio. € und haben sich gegenüber dem Vorjahr verdoppelt. Allerdings ist darauf hinzuweisen, dass aufgrund des Kostenabwicklungsverfahrens auch Kosten aus den Jahren 2013 bis 2015 enthalten sein können, so dass ein direkter Vergleich mit dem Vorjahr kaum möglich ist. Redispatch Im Jahr 2016 belief sich die Gesamt - dauer aller Redispatchmaßnahmen (strom- und spannungsbedingt) auf 13 339 Stunden. Sie lag damit unter dem Wert des Jahres 2015 (15 811 Stunden). Insgesamt wurden an 329 Tagen Redispatcheingriffe vorgenommen. Die gesamte Strommenge für Einspeiseerhöhungen (5 219 GWh) und Einspeisereduzierungen (6 256 GWh) belief sich damit auf BWK Bd. 70 (2018) Nr. 5 51

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