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Verteilnetzstudie des Landes Hessen – Das Wesentliche:

Verteilnetzstudie des Landes Hessen – Das Wesentliche:

Notizen / Stichpunkte zur Verteilnetzstudie Hessen

Die Verteilnetzstudie des Landes Hessen ist ein zwar sehr umfangreiches, dafür aber initiales Dokument, das bisher unbearbeiteter Felder der Energiepolitik weit öffnet.

Sie ist an manchen Stellen zwar viel zu detailliert, als Einstiegsdokument aber gerade deshalb interessant, weil sie bisher vollkommen unbeachtete Aspekte in den Fokus nimmt.

Das Land Hessen nimmt damit energiepolitisch den progressivsten Platz im Konzert – oder auch der Kakophonie – der deutschen Bundesländer ein.

Die Beauftragung in 2015 wäre allerdings längst zeitkritisch – wenn sich in der Energiepolitik seither etwas Entscheidendes oder überhaupt irgendetwas nach vorne bewegt hätte

Lobenswert anspruchsvoll sind indessen die Ambitionen: Die energiepolitischen Ziele des Landes Hessen adressieren dabei sowohl die nachhaltige Veränderung der Energieerzeugungslandschaft, welche bis 2050 eine vollständige Deckung des Endenergieverbrauchs für Strom und Wärme aus Erneuerbaren Energien erzielen soll, als auch Energieeffizienzbestrebungen und den beschleunigten Wandel des Energieverbrauchs hin zu möglichst emissionsfreien, effizienten elektrischen Verbrauchern. (S. 1)

Woraus – zum Glück – der Schluss gezogen wird, dass die Anforderungen an die Verteilnetze sich zukünftig verändern (S. 1), denn sie werden … zusätzlich zu ihrer bisherigen Versorgungsaufgabe den Hauptteil der neuen Einspeisung aufnehmen und fast alle neuen Stromanwendungen direkt versorgen. Was denknotwendig zu einem … potenziell umfangreichen Ausbau der regionalen Verteilnetze … führen muss.

Bemerkenswert ist die Betrachtung so genannter Stützjahre 2024 und 2034 (je ein Jahr VOR SzR des „Bundes“, S. 2 ). Entwickelt werden dabei ein … (mittleres Energieszenario), die umfangreiche Realisierung der energiepolitischen Landesziele (oberes Energieszenario), aber auch die mögliche bundesweit verzögerte Erreichung der Energiewendeziele (unteres Energieszenario.

Ein weiteres Paradigma lautet: Netzausbaumaßnahmen werden dann als wirtschaftlich vorteilhaft gewertet, wenn ihre Annuität aus Investitions- und Betriebskosten sowie maßnahmenabhängig auch aus Wertersatz für abgeregelte Energie günstiger als die Annuität von anderen elektrisch sinnvollen Maßnahmen ist.

Das bedeutet passenderweise zum Treffen des Vereins Platform Energy am 28.04.2018: Der derzeitige Merit-Order- Ansatz über variable Kosten ist nicht sinnvoll.

Hier wird ein durchgängig vernünftiger Ansatz vorgestellt, allerdings unter dem Vorbehalt, dass die gesetzte Annuität auf dem erwartbaren Lebenszyklus und nicht etwa auf Industrie-, Handwerks- oder irgendwelchen Verbandsinteressen beruht. Das Negativbeispiel für derartige Entscheidungen aus politischer Unvernunft liegt z. B. in der gesetzlichen Sonderabschreibung für energetische Sanierung im Immobiliensektor, explizit Mietwohnungsbereich. Hier eröffnet diese undurchdachte Regel den Weg zu enormen außertourlichen Mieterhöhungen, nur um massive Investitionen in energetische Sanierungen anzureizen. Die allerdings viel zu kurz gewählte Abschreibezeit von neun Jahren führt zu einer vollen Wälzung dieser Kosten auf die Mieten, was vor allem in Ballungszentren zu grotesk hohen Mietsteigerungen führt. Dabei liegt die Lebenszeit fast alle baulichen Energieeffizienzmaßnahmen an Gebäuden bei wenigstens 30 Jahren, eher bei 50. Dass es den Bauherren grundsätzlich frei steht, freiwillig selbst eine längere Abschreibezeit in Anspruch zu nehmen, scheint mittlerweile vollkommen unbekannt zu sein. Von daher wäre es dringende Aufgabe des Gesetzgebers, hier mit fester Hand nachzuhelfen.

Weitere bemerkenswerte Vorschläge bestehen in der Kopplung von Netzgruppen des Hochspannungsnetzes, sowie der klaren Vorstellung einer Implementierung von Power-to-Gas-Anlagen oder von Netzspeichern. Das Land Hessen ist an der Stelle allen anderen Bundesländern und vor allem dem Bund selbst weit voraus.

Für den Verein Platform Energy ergibt sich hier die Aufgabe, das im kommenden Landtagswahlkampf in Bayern deutlich zu machen und Vor allem Herrn Söder und seinen Wirtschaftsminister damit zu fordern.

Die vorgelegte Verteilnetzstudie erweitert die Betrachtungen zusätzlich durch die Bewertung möglicher Vorteile aus netzebenenübergreifender Netzplanung sowie für die kumulative Wirkung der Spitzenkappung über alle Netzebenen des Verteilnetzes.

Sie bedient sich dabei einer Zielnetzplanung vom Referenzzustand in den Zielzustand:

Für Hessen heißt das: Die Einspeisung von RES mit 1,18 GW (2014) zukünftig auf 3,15 GW (2024) bzw. 5,35 GW (2034) zu erhöhen. Leider sind auch in dieser Studie die Autoren der irreführenden Vorstellung verhaftet, dass Leistung „eingespeist“ wird und dann Leistung – wohin auch immer – „fließt“. Diese verkürzende Vereinfachung wird der technischen Realität nicht gerecht. Es handelt sich lediglich um eine Angabe zur installierten Leistung unter Standardnormbedinungen, und nicht um Einspeisung. Wo der Strom dann real auf kürzestem Wege hinfließt, wissen wir in der Regel nicht, da die entsprechenden Daten entweder gar nicht erfasst werden oder eben als Geschäftsgeheimnisse eingestuft unter Verschluss gehalten werden. Eine antiquierte, verkürzte Denkweise, die den technischen Notwandigkeiten nicht mehr gerecht wird.

Die Erwartungen der Verteilnetzstudie gehen dahin, das der Stromverbrauch sinken wird, die Einsparungen aber dadurch aufgewogen, dass die Verbrauchsgewohnheiten geringfügig wachsen.

Die Autoren kalkulieren (S. 4) mit – freilich idealisierten – Größenordnungen von neun Prozent / elf Prozent / Netzausbaukosten/ sechs Prozent.

Eine klare Botschaft, die auf der Eben BnetzA/ÜNB keinerlei Beachtung findet, lautet: Das heute nicht sicher abschätzbare Verhalten von Prosumer-Anwendungen wird einen

hohen Einfluss auf den Netzausbaubedarf haben. Das mag daran liegen, dass der „obersten“ Ebene das Potential der großen Masse der „Prosumer“ gleichhgültig ist, da diese in jedem Fall nichts als die finanziell zu verpflichtenden Erfüllungsgehilfen hochfliegender und hochrentabler Geschäftsmodelle sind, oder weil sie es schlicht nicht besser können. Was besser oder schlechter ist, bleibt der Beurteilung jedes einzelnen Lesers überlassen.

Der weitere Aspekt S. 9 (14) Regelbare Ortsnetztransformatoren (RONT): Diese Technologie bleibt trotz optimistischer Kostenannahmen auch zukünftig verhältnismäßig teuer im Vergleich zu anderen innovativen Maßnahmen. Ihr Einsatz verspricht nur in einem geringen Anteil der Niederspannungsnetze wirtschaftliche Vorteile, speziell wenn beidseitige Spannungsgrenzwertverletzungen auftreten. Daher sollte der Einsatz regelbarer Ortsnetztransformatoren nur nach detaillierter Wirtschaftlichkeitsprüfung und Risikoabwägung erfolgen.

An der Stelle bleibt die Studie weit hinter längst bekannten Lösungen zurück. Die RONT sind eine nette, funktionierende Technologie. Allerdings bekommt man zum salben Preis mehr Regelleistung plus eine beachtliche Menge an elektro-chemischer Speicherkapazität, wenn man statt auf RONT auf die bereits verfügbaren Alternativtechnologien setzt. (http://www.actensys.de/). Damit läßt sich das nachfolgend zutreffend beschriebene Problem intelligent lösen, da ein verbindlich angekündigter, massiver Ausbau spielend die Möglichkeit zur Ausschreibung bei unter 40% der aktuellen Marktpreise ermöglicht. Die bekannten RONT der üblichen Hersteller dagegen haben kaum mehr Spielräume im Preis und sind ohnehin in der Relation bereits jetzt zu teuer, weil sie im Grunde nichts können, ausser eben abregeln oder hochregeln.

(15) Lokale Netzspeicher: Neben offenen regulatorischen Fragen stehen dem wirtschaftlichen Einsatz der Netzspeicher insbesondere die hohen Technologiekosten entgegen. Erst ab einer Halbierung der Technologiepreise kann ihr Einsatz für die Spannungshaltung wirtschaftlich werden. Für strombegrenzte Netze ist die Vorteilhaftigkeit nachhaltig nicht gegeben.

Diese letzte Aussage steht ohne Nachweis da, und wird deshalb bestritten. Der Nachweis fehlt wohl deshalb, weil er ohnehin nicht gelingen kann. Dieser Satz ist möglicherweise aus politischen Gründen in die Studie gelangt, mit an Sicherheit grenzender Wahrscheinlichkeit sachlich falsch – schlicht weil intelligent platzierte Speichertechnologie (both ends) die Strombelastung von Leitungen zeitlich streckt, damit senkt und dabei trotzdem jederzeit die benötigte Leistung bereit stellt – und vor allem: Er ist überflüssig.

Daher ist die folgende Aussage der Studie auch ein weiteres Argument gegen die soeben bestrittene These:

(19) Unter den bewerteten innovativen Maßnahmen hat der netzdienliche Einsatz von Prosumer-Anwendungen das mit Abstand größte Potenzial für die Reduktion des Netzausbaubedarfs. Allerdings sind realistische Möglichkeiten, die netzdienlichen Beiträge der Prosumer-Anwendungen durch Netzbetreiber zu aktivieren, aufgrund der noch zu schaffenden technischen und prozessualen Voraussettungen derzeit noch begrenzt.

Das Problem ist also auch hier ein strukturelles, kein technisches. Selbst wenn es dann wieder nur halbwegs eindeutig sinnvoll weitergeht:

Dagegen muss das Risiko, dass Prosumer-Anwendungen zukünftig rein markorientiert, d.h. ungeachtet der Netzauslastung wirken, durch Sicherheitsaufschläge in den Netzplanungen abgebildet werden.

Richtig – und doch zu einseitig, weil im Grunde nur auf Leitungsquerschnitte und Spannungsebenen bezogen. Werden elektrochemische Speicher sinnvoll einbezogen, dann wird eine runde und schlüssige Sache daraus. Diese Art der Prosumeranwendungen ermöglicht viel mehr genau das Gegenteil: Gesicherte Begrenzung der Leitungsbelastungen.

Beispiel: Eine PV-Anlage auf einem Wohnhaus hat 18 kWpeak Nennleistung. Das bedeutet, in der Spitze kann die von dieser Anlage entwickelte Leistung locker das Doppelte betragen, wenn auch in der Regel nur für wenige Minuten. Das Netz würde man denken, würde auf diese 18 KW ausgelegt. Ist es aber nicht, weil es das noch lange nicht muss. Den Sicherheitszuschlag hat der Netzbetreiber längst in der 400 V Zuleitung auf Netzebene 1 im betreffenden Strang zum nächsten ONT (Ortsnetztrafo hin) integriert. Diese Zuschläge sind in normalen Wohngebieten dermaßen groß, dass die Ausbaupotentiale noch lange nicht erschöpft sind. Kommen viele solcher Anlagen dazu, kann es aber an den ONT zu Problemen kommen. Die könnte man dann zwar gegen größere Anlagen austauschen, doch auch die sind begrenzt.

Baut hingegen der Eigentümer der beschriebenen PV-Anlage einen soliden Speicher mit 10 kW Ladeleistung hinzu, kann er seine Einspeisung jederzeit um eben diese 10 KW begrenzen. Die maximal auftretende Leistung der PV kann rechnerisch ermittelt werden, über die Elektronik von Speichern kann jederzeit die Ladeleistung des Speichers auch auf ein Vielfaches der Nennleistung erhöht werden und die Abgabeleistung zuverlässig auf z. B. 10 kW eingestellt werden. Damit belastet diese Prosumeranwendung das „Netz“ nicht nur keineswegs, sondern entlastet es sogar. Und zwar höher, als die eigentliche Ausnahmeleistung des Prosumer- Anschlusspunktes liegt. Dehnt man das auf alle an dieser Leitung angeschlossenen Prosumer aus, würde mit Sicherheit jede Berechnung dieses Netzelements nach allüblich vereinfachter Art eine dauerhaft negative Netzlast ergeben, bzw. ein ständig “unterfordertes“ Netz darstellen.

Irgendwie gleichermaßen verwirrend wie interessant ist der folgende Punkt auf S. 18 Für diese Netzberechnungen verwendet die Verteilnetzstudie in sehr großer Anzahl ausschließlich Realnetze. Meine Frage. Welche denn sonst? Ein hypothetisches Netz zu verwenden könnte die Implementierung von Wunschparametern wirtschaftlich interessierter Kreise zur Folge haben und würde damit den Wunsch zur Begründung übertriebener und volkswirtschaftlich nutzloser Ausbauvorhaben zur Notwendigkeit hochadeln.

Dankbar bin ich über die auf S. 19: vorgestellte „klassische“, Netz-Ebenen-Betrachtung von „Netzebenen“, die ich für nichts als belanglosen bürokratischen Unsinn halte.

1. Die numerische Logik läuft der Realität exakt zuwider:

Netzebene 1: HöS / Übertragungsnetz / 220 kV und 380 kV (150 kV – 380 kV). Warum ausgerechnet das HöS mit der Nr., 1 als vermeintlich wichtigste Ebene apostrophiert wird, ist genauso unklar wie unlogisch. Das zentrale, wesentliche und wichtigste Netzelement ist die 0,4-KV Ebene hier als Netzebene 7 am Ende bzw., außerhalb der Bedeutungskette angesiedelt. An dieser Ebene hängen aber die 50 Millionen von 50 Millionen plus ein paar tausend Nutzeranschlüssen. An dieser Ebene hängen damit die, die sämtlich Bespassungsaktivitäten, die Shareholderempfänge der ÜNB, deren Geschäftsmodelle, deren Gewinne und vor allem deren überduchschnittliche Managervergütungen erwirtschaften und bezahlen. Damit ist sie definitv die wichtigste Netzebene und gehört sinnvollerweise an Position 1. Für das, was heute die Managementebenen dieser Strukturen leisten, waren die Dotationen der früheren Beamten auf diesen Positionen mehr als aureichend.

Netzebene 2: Umspannwerke an den Netzknoten HöS zu HS und umgekehrt. In wie fern eine Anzahl Umspannwerke eine eigenen Netzebene bilden sollen, mag sich jeder selbst fragen. Demnach bilden auch Mobilfunkmasten oder Autobahnkreuze für sich bereits eigene Netze und Netzebenen.

Netzebene 3: HS / Verteilnetz / 110 kV (60 kV – bis 150 kV)

Netzebene 4: Umspannwerke HS / MS

Netzeben 5: MS / Verteilnetz/ 1 kV bis 60 kV.

Netzebene 6: Trafostationen / Umspannung MS / NS

Netzebene 7: 3-phasiges „Haushaltsstromnetz“, 230 V und 400 V. Theoretisch bis 1 kV.

Trafostationen bis 680 kVA / ca. 750 kW.

Sehr dankbar wiederum bin ich für die Einführung einer auf dem Spielfeld von BnetzA und ÜNB vernachlässigten Funktionsgröße, siehe S. 29:

Mithilfe einer logistischen Funktion (Technologiediffusionskurve) wird der zeitliche Verlauf des Ausbaus der Elektromobilität entsprechend Abbildung 7 angenommen. Sofern für 2050 ein Anteil E-Kfz von 80% erwartet wird, ergibt dies für das Jahr 2024 eine

Durchdringung mit E-Kfz von 2% und für das Jahr 2034 eine Durchdringung von 19%.

Diese Technologiediffusionskurven sollten entsprechend ihre Anwendung bezüglich elektrochemischer Speicher erhalten.

Ebenfalls sehr rational werden weitere Ansätze entwickelt.

S.30 Anders als in den Energieszenarien für Hessen erfolgte hier keine weitere Differenzierung, sodass für das untere, mittlere und obere Energieszenario jeweils gleiche Annahmen getroffen wurden. Die Regionalisierung der zusätzlichen Erzeugungsleistung erfolgt mit eigenen Modellen für den Zubau von Windenergie- und Photovoltaik-Anlagen.

Im Fall der Windenergie werden im Zubaumodell die Bestandsanlagen entsprechend ihres jeweiligen Inbetriebnahmejahres berücksichtigt. Ein Zubau neuer Windenergieanlagen erfolgt auf zuvor ermittelten Potenzialflächen, unter anderem unter Berücksichtigung von

1.000 Metern Abstand zu Wohnsiedlungen sowie der Windressource.

Bei Zubau der Photovoltaik wird ein Anteil von 20% an Photovoltaik-Freiflächenanlagen berücksichtigt, während achtzig Prozent als Photovoltaik-Aufdachanlagen abgebildet werden.

Die Photovoltaik-Freiflächenanlagen werden entlang der Randstreifen von Autobahnen und Schienenwegen verteilt, während Photovoltaik-Aufdachanlagen auf Basis der CORINE

Landbedeckungsdaten [16] innerhalb der Siedlungsflächen zugebaut werden.

Dieser Ansatz klingt vernünftig, hängt aber wieder zu sehr von renditegetriebenen Entscheidungen ab. Derzeit ist der gesamte PV-Markt weitgehend über die diversen Manipulationen des EEG in den vergangene Jahren zum Erliegen gekommen. Rentabilität für den Privatanwender wird gezielt unterbunden. In der Regel lohnen sich nur noch einzelne größere Projekte und die Menge der investierenden Idealisten mit Potential dürfte erschöpft sein. So wird unter Beibehaltung der bundesrechtlichen Festlegungen alles weitere vorerst Theorie bleiben. Fortschritt wird es jedenfalls im Sinne einer vernünftigen Energiepolitik mit den vier stärksten Fraktionen im Bundestag die nächsten vier Jahre keinesfalls geben. Vielmehr sind Rückschritte zu erwarten (Meine Prognose). Dennoch ist das folgende ein sehr guter Ansatz.

S 33 Mithilfe dieser Geodatensätze lassen sich die zu erwartenden Erzeugungsleistungen und Lasten bis auf einzelne Niederspannungsnetzanschlusspunkte zuordnen. Die zur Regionalisierung angewendeten Methoden wurden zum Teil im Rahmen des BMWi-geförderten Projekts STERN [19] entwickelt.

Eine dankenswerte Information findet sich später:

S.60 Die automatisierte Netzausbauplanung basiert auf der Open-Source Netzberechnungssoftware pandapower [30][31], welche durch das Fraunhofer IWES IEE (vormals IWES) in Kooperation mit der Universität Kassel entwickelt wurde.

S. 66 Die Netzplanungen auf der Mittelspannungsebene werden als Zielnetzplanungen für die Stützjahre 2024 und 2034 durchgeführt. Für die Stützjahre werden Energieszenario-Ausprägungen erstellt und die prognostizierten Leistungen dem Netzmodell zugeordnet.

Hierbei werden Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen, die in der Niederspannung angeschlossen werden, genauso wie E-Kfz und Wärmepumpen über eine Zuordnung der Liegenschaften zu Ortsnetzstationen aggregiert und als Ersatz-Einspeisung bzw. Last modelliert.

Windenergie- und Photovoltaik-Freiflächenanlagen werden entweder direkt an das Mittelspannungsnetz angeschlossen oder als Direktanschluss an die Umspannebene ausgeführt.

Hier findet sich neben einer Beschreibung der Praktikabilität eine Neuerung, die Auswirkungen auf die Betrachtung der „oberen“ Netzeben haben muss.

Im nachfolgend beschrieben finden sich etliche Ansätze,die auch für die ÜNB und die BnetzA und vor allem auch die EU-Ebene wertvoll sein könnten. Dennoch bleibt die Studie aus Hessen auch hierhinter den gesicherten technischen Möglichkeiten deutlich zurück.

S. 75 Für die Netzplanung ist inzwischen ein relativ breites Spektrum an innovativen Maßnahmen hinzugekommen, um auftretenden Netz- bzw. Netzbetriebsmittelüberlastungen anders als durch konventionelle Netzverstärkung entgegenzuwirken. An diese innovativen Maßnahmen sind zugleich hohe Erwartungen geknüpft, dass durch deren vermehrten Einsatz eine nennenswerte Reduktion der Netzausbaukosten erzielt werden kann.

Die innovativen Maßnahmen können wiederum einzeln oder in Kombination eingesetzt werden, um den bestmöglichen Beitrag zu erbringen. Die möglichen komplexitäts- und aufwandstreibenden Rückwirkungen von kombinierten innovativen Maßnahmen auf die Betriebsführung, werden für die Netze und Netzbetreiber deutlich verschieden ausfallen und daher im Rahmen der Auswirkungsanalyse nicht in die Bewertung einbezogen.

Innovative Maßnahmen:

Cos phi = konstant:

cos ϕ = konstant: Blindleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Erzeugungsanlagen (in der Verteilnetzstudie modelliert für Windenergie- und Photovoltaik-Anlagen) zur Spannungsregelung mit einem konstanten Leistungsfaktor.

Q(U)-Regelung:

Q(U)-Regelung: Blindleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Erzeugungsanlagen zur Spannungsregelung in Abhängigkeit der Spannung am Netzanschlusspunkt.

cos phi (P)-Regelung:

cos ϕ (P)-Regelung: Blindleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Erzeugungsanlagen zur Spannungsregelung in Abhängigkeit der Spannung am Netzanschlusspunkt.

Durch die Blindleistungsbereitstellung wird eine Phasenverschiebung des Wechselstroms im Netz erreicht und dadurch auf die Spannung Einfluss genommen. Im Besonderen können durch Blindleistungsbereitstellung der, bei vermehrter Einspeisung aus Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen auftretenden, Spannungsanhebung entgegengewirkt und damit Grenzwertüberschreitungen vermieden oder reduziert werden.

Die Blindleistungsbereitstellung kann in den Verteilnetzen alternativ zu den oben genannten Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen auch durch Kraft-Wärme gekoppelte Anlagen oder andere Erzeuger erfolgen. Abgestimmt auf die Schwerpunktlegung in den Energieszenarien wird in der Verteilnetzstudie die Blindleistungsbereitstellung aus Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen berücksichtigt.

Alles richtig, jedoch in einem Szenario bereits mit geringer Durchsetzung der Struktur durch elektrochemische Speicher entfällt dafür zunehmend der Bedarf, da die Leistungelektronik der Wechsel- und Gleichrichter an den Speichern diese Aufgaben automatisch mit übernimmt.

Eine starke Durchsetzung der gesamten Netzinfrastruktur mit Speichern bewirkt im Prinzip eine permanente galvanische Trennung der einzelnen realen Netzebenen (1-4) untereinander und von den letztlich die Blindleistung verursachenden Anwendungen. Damit werden Frequenzen, cos ϕ- Differenzen, Spannungen sowie Stromstärken und damit Leistungsabgabe und Aufnahme vollautomatisch auf jedem einzelnen Netzelement in Millisekunden geregelt und die hauptsächliche Arbeit steuernder Leitstände entfällt.

Es genügen dann technische Teams zum Austausch eventuell ausfallender Einzelelemente, besser gesagt Bauteile. Da dies für den Notfall und bei entsprechenden routinemäßigen Übungen ohnehin schon eine Aufgabe des Katatrophenschutzes (bsp. THW) ist, kann letztlich dieser den Austausch erledigen.

Spitzenkappung:

Spitzenkappung: Spitzenkappung ist die Berücksichtigung der gesetzlich gegebenen Möglichkeit, die begrenzte Abregelung von Einspeisung aus Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen bereits bei der Netzplanung zu berücksichtigen und die Netze darauf hin geringer, als zur Aufnahme der gesamten möglichen Einspeisung aus diesen Anlagen erforderlich wäre, zu dimensionieren. Gegenwärtig wird erlaubt, bis zu 3% der prognostizierten jährlichen Einspeisung aus Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen entsprechend abzuregeln. Durch das Abregeln von Einpeisespitzen wird die Auslastung des angeschlossenen Netzes sowie der Spannungsanstieg am Netzanschlusspunkt verringert. Es wird grundsätzlich zwischen statischer Spitzenkappung und dynamischer Spitzenkappung unterschieden. Bei statischer Spitzenkappung wird die Einspeiseleistung der Anlagen permanent begrenzt. Bei der dynamischen Spitzenkappung erfolgt die Abregelung bedarfsweise in Abhängigkeit von der gegenwärtigen Netzauslastung.

In der Verteilnetzstudie wird Einspeiseleistung je nach Netzebene und Anlagentyp verschieden stark reduziert. Die in den Netzplanungen der Verteilnetzstudie angerechnete Abregelung ist in Tabelle 17 bezogen auf die Nennleistung der Anlagen dargestellt.

Der Begriff „Spitzenkappung“ ist ein lange bekannter, wohl definierter, technischer und klar deutlich allgemeinerer Begriff, als es diese auf ein einzelnes Gesetz im Bereich der elektrischen Energie bezogene Paraphrase vermuten läßt. Spitzenkappung ist längst Realität bei verschiedenen technischen Anwendungen., wie z. B.der Heizungstechnik, und dient der Steigerung der Wirtschafltichkeit, indem die theoretisch für eine Anwendung benötigte Höchstleistung gezielt reduziert wird, um Betriebs- und Investitionskosten bezogen auf die nutzbare Energie ebenfalls zu reduzieren. Denn bezahlt werden muss vor allem die Energie, der Leistungspreis jeder Anwendung ist im Grunde nur die verzinste Abschreibung der Baukosten. Eine umfassendere Betrachtung der Energie kommt mit dem hier vorgestellten eingeschränkten Begriff der Spitzenkappung nicht zu Recht. Allein von daher ist er in dieser speziellen Form nicht überzubewerten und unglücklicherweise als technisches Mittel im Rahmen der Netzbetrachtungen durch diese eingeschränkte Betrachtung sogar unentfaltbar und wenig wirksam.

Netzdienlicher Einsatz von Prosumer-Anwendungen:

Prosumer im Sinn dieser Betrachtungen sind Netznutzer, die Energie beziehen, speichern oder in das Netz einspeisen können. Dies ist beispielsweise für Haushalte mit den Anwendungen Photovoltaik-Aufdachanlage und lokalem Speicher oder E-Kfz gegeben. Bei einem netzdienlichen Einsatz von Prosumer-Anwendungen kann das Netz entlastet werden, wobei diese Entlastung sowohl durch vermiedene bzw. verschobene Einspeisung oder vermiedenen bzw. verschobenen Verbrauch erzielt werden kann.

Kann nicht nur, sollte auch. Diese Chancen liegen zu lassen wäre Dummheit.

Als Sensitivität wird für jede Netzebene außerdem ermittelt, wie sich ein rein marktorientiertes Verhalten von Prosumer-Anwendungen auswirken würde, welches sich synchron an Marktsignalen ausrichtet und keine Rücksicht auf die aktuelle Netzauslastung nimmt. Das Verhalten der Prosumer-Anwendungen wird in beiden Fällen durch veränderte Gleichzeitigkeitsannahmen modelliert (vergleiche Tabellenanhang). Beim netzdienlichen Einsatz werden die Gleichzeitigkeiten der Anwendungen, die sich netzentlastend auswirken, relativ erhöht und die Gleichzeitigkeiten netzbelastender Anwendungen reduziert.

Im Einspeisefall kann die Einspeisung aus Photovoltaik-Anlagen und Energieabgabe von Speichern an das Netz reduziert und der Verbrauch durch Laden des E-Kfz erhöht werden.

Bei rein marktorientiertem Verhalten von Prosumer-Anwendungen werden die Gleichzeitigen gegenüber dem netzdienlichen Einsatz entgegengesetzt verstellt.

Überflüssig, wenn man eine konsistente Implementierung geeigneter Speicher einbezieht. Als privater oder gewerblicher Nutzer würde ich ohne Wenn und Aber meinen selbst generierten Strom entweder direkt verbrauchen oder eben Speichern und mein E-auot dann eben nachts aus dem eigenen Batteriespeicher laden.

Hochtemperatur-Leiterseile (ACCR):

Hochtemperaturseile (ACCR – Aluminium Conductor Composite Reinforced): Hochtemperaturleiterseile sind Leiterseile, die gegenüber den konventionell verbauten Leiterseilen auf eine deutlich höhere maximale Betriebstemperatur ausgelegt sind und dadurch eine höhere Stromtragfähigkeit haben. Dies ermöglicht die Verstärkung der Freileitungen mit Beibehaltung der bestehenden Masten. Lediglich die Leiterseile und Klemmen müssen ausgetauscht werden. Die erreichbare Stromtragfähigkeit ist doppelt so hoch wie beim Einsatz der konventionellen Leiterseile.

Vernünftiger, aber eben doch auch begrenzter Ansatz. Eine deratige Ertüchtigung dennoch als vorrangig zu prüfen ist dennoch sinnvoll. Die Frage der Haltbarkeit bei extremen Wetterbedingungen aber sollte ebenfalls beantwortet werden. Zudem ist eine Umweltverträglichkeitsprüfung ebenfalls sinnvoll, da hohe Temperaturen zwar verarbeitet werden könne, aber dabei auch Bestandteile der Leitungen verdampft werden. Was ist damit?

Was hier aber fehlt, sind alternative Technologien zur Anwendung bei unterirdischer Leitungsführung. Diese Potentiale, bei denen sich Leitungen sogar gezielt kühlen lassen und so auf engstem Raum hohe Stromübertragungskapazitäten verlegt werden können, sind bis dato leider vollkommen unerwähnt. Technisch aber überhaupt keine Herausforderung. Für gezielte gekühlte Erdverlegung stehen zudem tausende Kilometer bundeseigener Trassen bereits zur Verfügung: Autobahnen, Bundestrassen, Landstrassen. Gerade in Verbindung mit den Überlegungen zur Elektrifizierung von Autobahnen für LKW mit Oberleitungen und der zunehm,enden Errichtugn von Ladestationen – notwendiger- und sinnvollerweise an stark frequentierten, verkehrsreichen Strassen – ergäben sich Synergiepotentiale, bis hin zur kompletten Verlegung des Transportverkehrs in den Untergrund.

Leistungskompoundierung:

Die Leistungskompoundierung ist eine leistungsflussabhängige Transformatorregelung mit dynamischer Spannungssollwertanpassung. Durch Ertüchtigung von Transformatoren mit Zubau der Regelungskomponente können das zur Verfügung stehende Spannungsband besser ausgenutzt und folglich Spannungsgrenzwertverletzungen verringert bzw. vermieden werden.

Sehr nett. Aber überflüssig, da – ungeachtet der illusorisch irreführenden Vorstellung fließender Leistungen und Lasten – diesen Job passend dimensionierte elektrochemische Speicher an allen Netzverknüpfungspunkten so oder so automatisch mit erledigen. Und dabei noch weitere Vorteile bieten.

Regelbarer Ortsnetztransformator (RONT)

Regelbarer Ortsnetztransformator: Regelbare Ortsnetztransformatoren können mittels eines variablen Übersetzungsverhältnisses die unterspannungsseitige Netzspannung unabhängig von der Oberspannungsseite auf einen bestimmten Sollwert regeln. Der Effekt entspricht dem Umstufen von konventionellen Transformatoren mit dem Unterschied, dass regelbare Ortsnetztransformatoren diese Umstufung bedarfsabhängig durchführen. Der Einsatz der regelbaren Ortsnetztransformatoren führt zur besseren Ausnutzung des Spannungsbands.

Sehr nett. Aber überflüssig, da – ungeachtet der illusorisch irreführenden Vorstellung fließender Leistungen und Lasten – diesen Job passend dimensionierte elektrochemische Speicher an allen Netzverknüpfungspunkten so oder so automatisch mit erledigen. Und dabei noch weitere Vorteile bieten.

Die betrachteten Technologien decken verschiedene Einsatzszenarien ab. Spitzenkappung und netzdienliches Prosumerverhalten sind vor allem bei Betriebsmittelüberlastungen sinnvoll. Lokale Blindleistungsbereitstellung eignet sich am besten, um räumlich begrenzte Spannungsbandverletzungen zu kompensieren. Der Einsatz eines regelbaren Ortsnetztransformators ist hingegen vor allem bei gravierenden Spannungsbandverletzungen bzw. bei Spannungsproblemen sowohl im Starklast- als auch im Rückspeisefall sinnvoll.

Beides ist nicht nur bei Betriebsmittelüberlastungen sinnvoll, sondern ganz wesentlich als Planungselement um diese Betriebsmittel vernünftig und effizient auszulasten. Es ist ja nett, wenn man eine Leitung hat, die z. B. die Stromtragfähigkeit für 2.300 MW Leistung am liefernden Ende hat, aber bereits bei 25% oder 30% Auslastung als statistischem Wert aus Gründen der Vorsicht bereits mit der Planung einer weiteren Leitung begonnen werden muss, weil das die Menge an übertragener Energie ist, bei der allerhöchstwahrscheinlich bereits vereinzelt signifikante Überlastungen auftreten. Das wäre in etwa so, als würde man einen zweiten PKW kaufen, falls mal Oma un Opa mit der Bahn zu Besuch kommen und der vorhandene dann nicht für alle Familienmitglieder ausreicht. Oder man kann auch wahlweise grundsätzlich mit dem 40-Tonner zu Aldi fahren, falls mal was Besonderes dabei ist, dass man dann gleich komplett mitnehmen kann.

Von dieser Denkweise sollten sich vor allem die VNB schnell verabschieden, denn die ÜNB und die BNetzA haben zu der fälligenLoslösung von diesem Paradigma nicht das hinreichende kreative Potential.

Noch ein paar Highlights:

Ab S. 83 schöne Zusammenstellung von Hinweisen auf notwendige Investitonskosten, sehr aufschlussreich.Nur die Kosten für z. B, RONT sind unklar. Für 29.000 € gibt es den sicher nicht. Da fehlen nur zwei bis drei Nullen.

S. 99 … Kostenreduktion von bis zu 7% bewirken kann (Median)…

…in Kombination mit dynamischen Blindleistungsbereitstellungsstrategien,…11%

S. 100 Begrenzte Wirksamkeit von Blindleistungsbereitstellung / Auswirkung der Spitzenkappung / höchste Einsparpotentiale = Netzdienlicher Einsatz von Prosumeranwendungen

In der Auswirkungsanalyse als sehr wirksam auf die Entlastung des Netzausbaus in der Hochspannung haben sich die verschiedenen Anwendungen der Spitzenkappung in unterlagerten Netzen erwiesen. Die Spitzenkappung vermindert dabei durch Abregelung von Einspeisespitzen die auftretenden Überlastungen der Leitungen. In Kombination mit Hochtemperaturleiterbeseilung und dynamischer Blindleistungsbereitstellung wird durch Spitzenkappung eine Reduktion der Netzausbaukosten um 14% im Vergleich zu rein konventionellem Netzausbau möglich. Der bei Spitzenkappung zu leistende Wertersatz kann allerdings zu abweichender Bewertung der Vorteilhaftigkeit der Maßnahmen führen, wie in der Sonderuntersuchung Spitzenkappung näher ausgeführt wird.

Die höchsten Einsparpotenziale für den Netzausbau in der Hochspannungsebene würden auch bereits ohne Kombination mit anderen Maßnahmen erzielt, wenn ein netzdienlicher Einsatz von Prosumer-Anwendungen im angenommenen Umfang realisiert werden könnte. Allerdings unterstellt diese Bewertung neben der grundsätzlichen Aktivierbarkeit der Prosumer-Anwendungen durch Hochspannungsnetzbetreiber zusätzlich die noch zu schaffende Möglichkeit, den netzdienlichen Einsatz von Prosumer-Anwendungen netzübergreifend und flächendeckend zu aktivieren. Neben den regulatorischen Voraussetzungen sind hierzu die Herstellung einer umfänglichen, harmonisierten Kommunikationsinfrastruktur, Koordinierungsverfahren sowie die kooperative Mitwirkung der Prosumer erforderlich. Die entsprechenden Reduktionspotenziale für den Netzausbau sind daher aus heutiger Sicht noch abstrakt und können noch nicht in die Netzplanungen der Netzbetreiber aufgenommen werden. Für eine gesamtwirtschaftliche Bewertung, die eventuell anzurechnende Leistungs- und/oder Arbeitskosten zur Beurteilung der Vorteilhaftigkeit von netzdienlichen Prosumer-Anwendungen berücksichtigt, fehlen heute Anhaltspunkte über deren mögliche Ausgestaltung.

Der Einfluss der Prosumer-Anwendungen kann im gegenteiligen Fall eines rein marktorientierten Verhaltens maßgeblich zur Aus- und Überlastung der Hochspannungsnetze beitragen und zusätzlichen Netzausbaubedarf verursachen. Die hohe Gleichzeitigkeit von Prosumer-Anwendungen bei weitgehend synchroner Reaktion auf relevante Marktsignale würde es erfordern, die Hochspannungsnetze auf insgesamte höhere Leistungen auszulegen und zusätzlich im Median etwa 8% an Netzausbaukosten verursachen.

Im Vorfeld der Auswirkungsanalyse wurden im Rahmen der Verteilnetzstudie alternative Modellierungen des Randnetzes als Grundlage für die Netzberechnungen geprüft. Darunter die übliche vereinfachende Annahme des nur durch die Übergabestellen begrenzten Leistungstransfers bei voller Aufnahmefähigkeit der übertragenen Leistung durch die Übertragungsnetze („Kupferplatte“) sowie die Integration von lokalen Randnetzmodellen, die einzelnen Verteilnetzbetreibern entweder durch die Übertragungsnetzbetreiber bereitgestellt wurden oder die von den Verteilnetzbetreibern aufgrund von Betriebserfahrungen hergestellt wurden.

Diese Voruntersuchungen zeigten erhebliche Einflüsse auf den berechneten Wirk- und Blindleistungsaustausch zwischen den Höchst und Hochspannungsnetzen.

Das vereinfachende Randnetzmodell wird bei Netzbetrachtungen grundsätzlich immer dann herangezogen, wenn für das Randnetz keine gesicherten Informationen vorliegen.

Bei der Anwendung dieses vereinfachenden Randnetzmodells auf die Hochspannungsnetze in Hessen wurde festgestellt, dass die tatsächlichen Leistungsflüsse überwiegend unterschätzt werden.

Die berechnete Auslastung von über 400 Leitungen des Hochspannungsnetzes ändert sich bei Verwendung des detaillierten Randnetzmodells signifikant mit der Folge, dass zusätzliche bzw. stellenweise andere Grenzwertüberschreitungen für die Betriebsmittelauslastung bzw. für die Spannung festgestellt werden, in deren Folge Netzausbaumaßnahmen zu planen sind.

(S. 101 Baustelle für Jörg Diettrich)

S. 102: Es wurden teilweise Abweichungen von 60 bis 100 MW auf den Leitungsabschnitten … festgestellt….

Was ein passender Speicher an einem HS/HöS-Knoten locker auslgeichen würde.

S. 103/104: Ist im Grunde der argumentative Nachweis aus dem Verteilnetz heraus, dass die ÜNB – Netzberechnungen überhaupt nicht zuverlässig sein können…

Es entstehen die Parallelwelten HS und HöS: Diese schaffen zwei parallele Übertragungsysteme auch über große Distanzen, die nicht verknüpft betrachtet werden, durch Kopplung derzeit physisch getrennter HS-Netze. Die Energieflüsse sind dadurch nicht mehr wirklich berechenbar. Deshalb wäre dieses Szenario in jedem Fall besser als Bottom-Up aufzubauen.

Im Grund könnten die VNB den ÜNB mit einer weitgehenden Kopplung ihrer Netze eine Menge Wasser abgraben. Es wurden teilweise Abweichungen von 60 bis 100 MW auf den Leitungsabschnitten … festgestellt….

S. 103 / S. 104 / S. 105

Die von den Verteilnetzbetreibern bereitgestellten lokalen Randnetze eignen sich grundsätzlich für die Netzplanungen der jeweils eigenen Hochspannungsnetze. Die unter Einsatz dieser lokalen Randnetze ermittelten Netzplanungen werden regelmäßig im Dialog mit den Übertragungsnetzbetreibern plausibilisiert. Integrierte Planungen über mehrere Hochspannungsnetze unter Berücksichtigung der Übertragungsnetze werden damit jedoch nicht durchgeführt.

Entsprechend zeigte sich im Rahmen der Voruntersuchungen, dass die lokalen Randnetze jeweils unter solchen spezifischen Annahmen hergestellt sind, dass sie sich nicht zu einem integrierten, plausiblen und rechenfähigen Netzmodell vereinigen lassen. Nach Integration der lokalen Randnetze mussten wesentliche Korrekturen in das integrierte Netz eingearbeitet werden, um die generelle Rechenfähigkeit herzustellen.

Die Hochspannungsnetze in Hessen werden in mehreren Netzgruppen betrieben, die auf der eigenen Netzebene derzeit nicht direkt miteinander gekoppelt sind. Die elektrische Verbindung zwischen diesen Netzgruppen erfolgt ausschließlich durch das überlagerte Höchstspannungsnetz, wie die Abbildung 54 exemplarisch darstellt.

Unter den bisher vorherrschenden Bedingungen wurden die Verteilnetze (rechnerisch) im Wesentlichen durch das Übertragungsnetz gespeist und waren damit aus Sicht des Übertragungsnetzes hauptsächlich elektrische Lasten. Mit zunehmender Einspeisung aus Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen in die Verteilnetze, wie sie auch in den Energieszenarien für Hessen auftritt, ändert sich die Austauschrichtung zwischen den Netzebenen abhängig vom Ausmaß der regionalen Einspeisung. In Regionen mit hoher Einspeisung aus Erneuerbaren Energieerzeugern kann sich die Austauschrichtung in Abhängigkeit von Sonnen- und Windverfügbarkeit ändern, womit eine signifikante Rückspeisung aus den Hochspannungsnetzen in das Übertragungsnetz auftreten kann.

Theoretisch, falls die Netzkonten dazu technisch offen sind sind und dies nicht verhindert wird. Immerhin findet dort eine manuelle Fernsteuerung durch die Dispatcher statt.

Die Abbildung 55 zeigt exemplarisch eine für Hessen relevante Situation, in welcher die linke Netzgruppe mit einem hohen Anteil an Einspeisung aus Erneuerbaren Energieerzeugern rückspeist, während die rechte Netzgruppe als klassisches Versorgungsnetz die Leistung aus dem Übertragungsnetz bezieht, so dass das Übertragungsnetz hier zur Herstellung eines regionalen Ausgleichs zwischen beiden Netzgruppen zusätzlich beansprucht wird. Die Austauschleistung zwischen den Netzgruppen überlagert die Transitflüsse im Übertragungsnetz und kann abhängig von der Situation eine Be- oder eine Entlastung des Übertragungsnetzes verursachen.

Eben deshalb: Speicher bauen, um diese gelegentlichen Spitzen zu kappen und auch um mehr RES zu ermöglichen, die dann zeitversetzt genutzt werden können.

Durch eine direkte Kopplung von Netzgruppen auf der Hochspannungsebene (in Abbildung 55 rot dargestellt) lässt sich die, durch den regionalen Ausgleich bedingte, ungewünschte zusätzliche Beanspruchung des Übertragungsnetzes mindern und der Ausgleich auf die Hochspannungsebene verlagern. Unter Umständen findet durch die Kopplung eine Entlastung des Hochspannungsnetzes statt, wodurch Netzausbaukosten vermieden werden können.

Gut gemeint, aber sicher nicht im Interesse der Stakeholder des Übertragungsnetzes. Am Ende wird es als „Kompromiss“ wohl auf beides hinauslaufen und doppelte Kosten verursachen.

Über das Hochspannungsnetz wird dabei eine zum Übertragungsnetz parallele Leitungsverbindung hergestellt, die ebenfalls ungewünscht einen Teil der Transitflüsse aus dem Übertragungsnetz aufnehmen kann. Laut [38] können verlagerte Transitflüsse die Leitungen in Hochspannungsnetzen mit mehreren Verknüpfungspunkten zum Übertragungsnetz je nach Topologie mit bis zu 30% ihrer Übertragungskapazität belasten und somit die Vorteile der Kopplung von Hochspannungsnetzen überwiegen.

Auch deshalb: Speicher bauen.

Eine Kopplung von Netzgruppen auf der Hochspannungsebene kann vorteilhaft sein, wenn Einspeisung in der einen und Entnahme in der anderen Netzgruppe zeitlich synchron verlaufen.

Gesichert funktioniert das nur mit Akku-Speichern

Dadurch lassen sich die notwendigen Transportkapazitäten reduzieren, wenn die regenerative Energie in nahgelegeneren Lastschwerpunkten genutzt wird, anstatt diese über längere Strecken zu transportieren.

S.109

Netzdienlicher Einsatz großtechnischer Power-to-Gas Anwendungen

Die Power-to-Gas Technologie wandelt Strom in Wasserstoff oder Methan um und stellt damit primär ein eigenständiges Geschäftsmodell für Anlagenbetreiber dar, um Erträge aus der Vermarktung des nach Energieumwandlung erzeugten Gases zu erwirtschaften.

Power-to-Gas Anlagen sind auch technologisch geeignet, um das Verteilnetz bei auftretender hoher Einspeisung aus Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen zu entlasten. Die sonst durch das Verteilnetz aufzunehmende Leistung kann durch Power-to-Gas Anlagen dem Verteilnetz entzogen werden, so dass Überlastungen im Verteilnetz und folglich auch der daraus resultierende Netzausbaubedarf vermieden werden können.

In den Hochspannungsnetzen können insbesondere großtechnische Power-to-Gas Anlagen solche netzdienlichen Beiträge leisten und damit potenziell den Netzausbaubedarf reduzieren.

S. 114

Umspannebene zwischen Hoch- und Mittelspannung

6.2.1 Veränderte Versorgungsaufgabe

Die Umspannebene und somit die Umspannwerke haben die Aufgabe, die notwendigen Leistungen den unterlagerten Netzebenen grundsätzlich mit einer (n-1)-Ausfallsicherheit zur Verfügung zu stellen und zunehmend auftretende Rückspeisungen aufzunehmen.

Speziell die Rückspeisungen infolge des Zubaus von Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen führen in hohem Maße zu Anpassungsbedarfen für die Umspannwerkskapazitäten.

Diese Rückspeisungen in gemessener und aufgezeichneter Form würde ich gern mal sehen…

Die Anpassungsbedarfe sind dabei vermehrt von den konkreten Zubaumengen und räumlichen Verteilungen des Zubaus (Energieszenario-Ausprägungen) abhängig. Bei der Betrachtung und Bewertung der Rückspeisungen in die vorgelagerte Netzebene wurde eine (n-0)-Betrachtung gewählt, da für Rückspeisungen keine (n-1)-Anschlussverpflichtung besteht. Anderenfalls würden die erforderlichen Ausbaumaßnahmen überschätzt. Die Auswirkungen sind im Nachfolgenden beschrieben.

S. 117

Auch in der Umspannebene ließen sich mit im Median etwa 12% durch einen netzdienlichen Einsatz von Prosumer-Anwendungen die relativ höchsten Einsparungen an Netzausbaukosten erzielen. Die tatsächliche netzdienliche Aktivierbarkeit der Prosumer-Anwendungen und des betreffenden Einsparpotenzials ist aber auch hier unter gegenwärtigen Rahmenbedingungen noch nicht gegeben (vergleiche Kapitel 6.1.2.3).

Ein marktorientierter Betrieb von Prosumer-Anwendungen führt zu Netzausbaubedarf in einem ähnlich hohen Umfang wie in der Hochspannungsebene.

Verteilnetze der Mittelspannungsebene

6.3.1 Veränderte Versorgungsaufgabe

In den Mittelspannungsnetzen verändert sich die netzauslegungsrelevante Einspeise- und Lastsituation für die Stützjahre 2024 und 2034 vorwiegend aufgrund der hohen zu integrierenden Einspeisung aus dem Zubau von sowohl Windenergie- als auch Photovoltaik-Anlagen. Dieser Zubau erfolgt mit Neuanlagen und durch Repowering bzw. Neubau von Anlagen an dafür zulässigen Standorten.

Bis 2034 wird aufgrund der angenommenen wirtschaftlichen Nutzungsdauern der überwiegende Teil der Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen ausgetauscht sein und der gesamte Anlagenbestand verjüngt werden. Dabei werden im Vergleich zum Referenzjahr in der Regel leistungsstärkere Anlagen aufgestellt, zu deren Netzeinbindung neue Netzanschlüsse geschaffen werden müssen.

Für Windenergieanlagen ist der Zubau (Neubau und Repowering) auf die durch das Land Hessen ausgewiesenen Windvorrangflächen beschränkt. Die bestehenden Windenergieanlagen außerhalb dieser Windvorrangflächen werden bei Erreichen der wirtschaftlichen Nutzungsdauer ersatzlos zurückgebaut. So ergibt sich regional für einige Netze in Hessen entgegen dem, in den Energieszenarien definierten, Trend ein effektiver Rückbau an Windenergieanlagen, der rückwirkend Überkapazitäten in diesen Netzen hinterlässt.

Die gemäß den Energieszenarien erwartete starke Zunahme an neuen Verbrauchern, insbesondere der E-Kfz, schlägt sich in den Mittelspannungsnetzen nur in geringerem Umfang nieder. Der bilanzielle Ladeleistungsbedarf der hohen Anzahl hinzukommender E-Kfz relativiert sich in der Auswirkungsanalyse durch die angenommenen Gleichzeitigkeitsfaktoren, so dass nur ein verhältnismäßig geringer Einfluss der E-Kfz auf die Mittelspannungsnetze resultiert. Die im Energieszenariorahmen ausgewiesene marginale Abnahme des konventionellen Verbrauchs ist nicht auslegungsrelevant und wird nicht modelliert.

In den betrachteten Mittelspannungsnetzen wirken sich die oben beschriebenen Effekte mit regional deutlich unterschiedlicher Gewichtung aus. Das resultierende Gesamtbild über die Mittelspannungsnetze zeigt sich daher sehr heterogen (vergleiche Abbildung 63).

Jeweils etwa die Hälfte der betrachteten Netze wird bis 2034 einspeisungs- bzw. verbrauchsdominiert sein. Abhängig von den jeweiligen Energieszenario-Ausprägungen kann in einzelnen Netzen die Versorgungsaufgabe dabei deutlich schwanken und auch in der Grundcharakteristik zwischen einspeisungs- bzw. verbrauchsdominiert wechseln

Netzausbaubedarf bei Anwendung innovativer Maßnahmen

Die Mittelspannungsnetze sind im Vergleich zu den Hochspannungsnetzen durch noch weiter differenzierte, zukünftig veränderte Versorgungsaufgaben charakterisiert. Die innovativen Maßnahmen werden in diesen verschiedenen Netzen technologie- bzw. verfahrensbedingt unterschiedliche Wirkung zur Entlastung der Netze erzielen.

Um die spezifische Wirkweise der innovativen Maßnahmen in den jeweiligen Netzsituationen zu charakterisieren, werden nachfolgend zuerst die in der Verteilnetzstudie durchgeführten Netzplanungen für beispielhafte Netze mit repräsentativen Netzsituationen vorgestellt.

Da auch im fachlichen Austausch mit den beteiligten Netzbetreibern bestätigt wurde, dass häufig gebrauchte und an Typnetzen aufsetzende Klassifikationen als beispielsweise Stadt-, Vorstadt-, Dorf-, Land- u.a. -netze aufgrund der graduellen Übergänge für die berechneten Realnetze nicht repräsentativ sind, verwendet die Verteilnetzstudie die sich einstellende Befundsituation der Netze als Klassifikationskriterium. Dieses Kriterium erscheint auch für weiterführende Betrachtungen, wie das Ableiten von Handlungsempfehlungen und darauf aufbauenden Planungsgrundsätzen robust, insoweit die Wirkung der innovativen Maßnahmen in direktem Bezug zu elektrischen Anforderungen und nicht zu nur zu mittelbaren beschreibenden Eigenschaften der Netze gebracht werden.

Die Gesamtbewertung des Einsatzes der innovativen Maßnahmen bezogen auf die Menge aller Mittelspannungsnetze in Hessen wird anschließend ausgewiesen. Alle nachfolgenden Erläuterungen beziehen sich auf jeweils auf das mittlere Energieszenario für das Stützjahr 2034, jeweils berechnet für fünfzig probabilistische Energieszenario-Ausprägungen.

S.122 / 123 / 124

Strombegrenztes Netz (Netz 1)

Die spannungsbeeinflussenden Technologien bzw. Blindleistungsbereitstellungsstrategien werden in diesem Netz entsprechend der vorrangigen Befundlage ihre Wirkungen nicht entfalten können. Ebenso kann die Leistungskompoundierung auf den Transformatoren keine wesentliche Wirkung zur Entlastung der Leitungen erzielen.

Wirksamkeit können nur die innovativen Maßnahmen erzielen, welche die durch das Netz aufzunehmende Leistung reduzieren (vergleiche Abbildung 69). Dies sind in der betrachteten Maßnahmenauswahl primär die verschiedenen Formen der Spitzenkappung. Die in der Abbildung dargestellte Spitzenkappung beinhaltet auch die Anwendung der Spitzenkappung in der Niederspannung. Der Vorteil der Spitzenkappung ist hier durch eingesparten Netzausbau bewertet. Der gegebenenfalls für die Bewertung der gesamtwirtschaftlichen Vorteilhaftigkeit zusätzlich anzurechnende Wertersatz für abgeregelte Leistung ist nicht berücksichtigt. Dessen Auswirkungen sind im Kapitel 6.7 bei der erweiterten Bewertung der Spitzenkappung erläutert.

Durch die Spitzenkappung werden Überlastungen im Netz gesenkt. Als Folge treten die ebenso vorhandenen Spannungsprobleme deutlicher hervor und die Leistungskompoundierung kann weiteren Netzausbau einsparen.

Der netzdienliche Einsatz von Prosumer-Anwendungen zusätzlich zu Leistungskompoundierung und Spitzenkappung kann im Beispielnetz nur in geringem Umfang zur weiteren Reduktion des Netzausbaus beitragen, wie die Verschiebung der Verteilung und des Medians innerhalb der sonst gleichbleibenden Spannweite der Netzausbaukosten widerspiegelt. Dies sowie die umgekehrt ebenfalls eher vernachlässigbare Zusatzbelastung des betrachteten Netzes durch marktorientieren Einsatz der Prosumer-Anwendungen erklärt sich durch den im Verhältnis zur Einspeisung aus Erneuerbaren Energien nur geringen Leistungsbeitrag der Prosumer bezogen auf die Gesamtlast im betrachteten Netz.

S. 124. Spannungsbegrenztes Netz (Netz 2)

! Stimmt so nicht. Hier wird wahrscheinlich bereits jetzt vorsorglich ein Pflock eingetrieben, der die faktische Handlungs- und Gestaltungshoheit bei den VNB gegenüber den „Prosumern“ weiter zementieren soll !

Der Beweis folgt stehenden Fußes auf S. 125: Da die Spannungsgrenzwertverletzungen hauptsächlich durch Niederspannungseinspeisungen hervorgerufen werden, wirkt nur die cos ϕ = fixierte Blindleistungsbereitstellung.

Deshalb muss diese Behautung auch gleich noch mal wiederholt werden. Die VNB verstehen im gegensatz zur BnetzA und den ÜNB ihre Systeme und wissen, dass man Politiker sehr leicht täuschen kann.

Durch Einsatz der Leistungskompoundierung kann unter den betrachteten innovativen Maßnahmen die größte Kosteneinsparung erreicht werden. Eine zusätzliche dynamische Blindleistungsbereitstellung erzielt im betrachteten Netz keinen relevanten zusätzlichen Effekt.

Die Spitzenkappung kann den Netzausbau absehbar nur in geringem Umfang reduzieren.

Der Beitrag von netzdienlichen Prosumer-Anwendungen zusätzlich zu Leistungskompoundierung und Spitzenkappung fällt aufgrund ihrer niedrigen relativen Anteile an der Gesamtlast vernachlässigbar gering aus.

S. 126 S. 127 Netz mit Begrenzung im Lastfall (Netz 3)

Eine Reduktion des Netzausbaus kann durch Netzbetreiber mittels Einsatz von Leistungskompoundierung erreicht werden, da diese Maßnahme auch im Lastfall effektiv wirkt. Durch ein netzdienliches Verhalten von Prosumer-Anwendungen zusätzlich zu Leistungskompoundierung und Spitzenkappung lässt sich die Netzbelastung und der daraus resultierende Netzausbau in diesem betrachteten Netz wesentlich beeinflussen. Soweit die

Prosumer-Anwendungen zum netzdienlichen Einsatz aktiviert werden können, lässt sich durch diese Maßnahmenkombination die mit Abstand höchste Reduktion des Netzausbaubedarfs erreichen.

Sollten die Prosumer-Anwendungen bei angespannter Netzsituation allerdings synchron marktorientiert handeln, werden zusätzliche Netzüberlastungen verursacht, denen durch wesentliche Netzverstärkung, im Beispielnetz um nahezu 50% gegenüber dem Grundfall des konventionellen Netzausbaus erhöht, vorgebeugt werden müsste.

Bei der oben beschriebenen Priorisierung der innovativen Maßnahmen muss darauf hingewiesen werden, dass diese sich aufgrund der Eigenschaften der Mittelspannungsnetze in Verbindung mit der Verteilung der anhand der Energieszenarien prognostizierten Netzsituationen einstellt, sich also aus der Summierung der optimalen individuellen Netzplanungen ergibt. Die zuvor ausgeführten Beispielnetze illustrieren die verschiedene Wirksamkeit der innovativen Maßnahmen und die nur fallweise erzielbaren, teilweise auch deutlich höheren Netzkostenminderungen, die sich nicht über alle Netze verallgemeinern lassen. Insbesondere bei den mit (potenziellem) Wertersatz für abgeregelte Energie verbundenen Maßnahmen der Spitzenkappung und des netzdienlichen Einsatzes von Prosumer-Anwendungen bleibt eine differenzierte Betrachtung in den Einzelnetzen erforderlich.

6.4 Verteilnetze der Niederspannungsebenen

6.4.1 Veränderte Versorgungsaufgabe

Entsprechend der angewendeten Energieszenarien wird ein hoher Zubau neuer Verbraucher erwartet, der die Effizienzsteigerungen bei den konventionellen Verbrauchern weitgehend aufwiegt, die Netzbelastungen aber durch veränderte Gleichzeitigkeiten teils deutlich beeinflussen kann. Insbesondere die effektive Anschlussleistung der Ladeinfrastruktur für E-Kfz wird in der Niederspannung wesentlich zunehmen. Zwischen den Stützjahren 2024 und 2034 wird entsprechend der Energieszenarioannahmen eine Verzehnfachung der betreffenden Anschlussleistung erfolgen.

Ebenso erfolgt ein hoher Zubau an Einspeisung aus Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen (Photovoltaik-Aufdachanlagen), der zusammen mit den verbrauchsseitigen Veränderungen eine erhebliche Anpassung der Versorgungsaufgaben in den betrachteten Niederspannungsnetzen verursachen wird.

Die Abbildung 75 stellt die durchschnittlich zugebauten Anschlussleistungen je Energieszenario und Stützjahr für Photovoltaik-Aufdachanlagen, E-Kfz und Wärmepumpen dar. Ein Boxplot entspricht dabei der Bandbreite über alle ermittelten Zubauverteilungen. Für den Photovoltaik-Zubau ist die effektiv eingespeiste Leistung, für die Zunahme an E-Kfz und Wärmepumpen ist der effektive Leistungsbezug, d.h. die jeweilige Leistung unter Berücksichtigung der angewendeten Gleichzeitigkeitsfaktoren, ausgewiesen.

S. 130

Die zusätzliche Einspeise- und Verbraucherleistung in den betrachteten Niederspannungsnetzen wird zunehmend zu strom- oder spannungsbedingten bzw. auch kombinierten Grenzwertverletzungen führen.

S. 135

Die Differenzen zwischen den Energieszenarien folgen dabei dem beschleunigten Zubau der Photovoltaik-Aufdachanlagen und E-Kfz-Ladesäulen, welcher den Energieszenarioannahmen zugrunde liegt. Zugleich vergrößern sich die Varianzen innerhalb der Netzausbaukosten vom unteren bis zum oberen Energieszenario jedes Stützjahrs verbunden mit der wachsenden Unsicherheit über die konkreten Standorte der neuen Einspeiser und Verbraucher und dem davon abhängigen Netzausbaubedarf deutlicher als auf anderen Netzebenen, weil die betreffenden Leistungen direkt an die Niederspannungsnetze angeschlossen sind und keine Glättung durch Aggregation über mehrere Netze erfolgt.

Die zur Verstärkung der Niederspannungsnetze erforderlichen Netzausbaumaßnahmen und Netzausbaukosten verteilen sich auf die Ebenen von Niederspannung (Netzebene 7), Transformationsebene (Netzebene 6) und auch Mittelspannung (Netzebene 5, vergleiche Abbildung 80). Zum Stützjahr 2024 verteilen sich die ermittelten Ausbaukosten nahezu gleich auf die Niederspannungs- und Transformationsebene. Die Netzausbaukosten der Transformationsebene werden dabei durch Transformatortausch bei auftretenden Transformatorüberlastungen und aufgrund von erforderlich werdenden Neugründungen von Ortsnetzstationen verursacht.

Die Neugründung einer Ortsnetzstation ist beispielsweise erforderlich, wenn ein Austausch des existierenden Ortsnetztransformators nicht mehr ausreichend ist, um die erwarteten Transformatorüberlastungen zu vermeiden. Wenn Ortsnetzstationen neu gegründet werden, müssen auch auf der Mittelspannungsseite Netzausbaumaßnahmen zum Anschluss der Ortsnetzstationen durchgeführt werden. Damit werden durch den in der Niederspannung verursachten Netzausbau auch Netzausbaumaßnahmen und -kosten in der Mittelspannungsebene induziert. Diese Anschlusskosten werden hier und in der späteren Hochrechnung auf den gesamten in Hessen erwarteten Verteilnetzausbau sachgerecht der Mittelspannungsebene zugeordnet.

S. 138

Die Kombination aus Photovoltaik-Spitzenkappung, spannungsabhängiger Blindleistungsbereitstellung und Einsatz von regelbaren Ortsnetztransformatoren erweist sich als (technisch) besonders effektiv. Die nach Einsatz dieser Kombination der innovativen Maßnahmen verbleibenden Netzausbaukosten betragen nur noch etwa 75% der Kosten des rein konventionellen Netzausbaus in den entsprechend geeigneten Netzen

Die Spitzenkappung für sich allein genommen kann insbesondere in den Netzen mit Transformator- und Leitungsüberlastungen eine Wirkung auf die Reduktion des Netzausbaus mit sich bringen, wobei die gesamtwirtschaftliche Bewertung dieser Maßnahme netzspezifisch unter Anrechnung des jeweils konkreten Wertersatzes notwendig wird. Bei der hier für die Photovoltaik-Aufdachanlagen zur betrieblichen Umsetzung der Spitzenkappung unterstellten überwiegenden statischen Leistungsbegrenzung kann jedoch angenommen werden, dass sich die Vorteilhaftigkeit dieser Maßnahmenkombination auch bei gesamtwirtschaftlicher Bewertung bestätigt, da für abgeregelte Energie zu leistender Wertersatz gesetzlich bereits als erfüllt gilt (vergleiche dazu Kapitel 6.7).

…Er ist in der Einspeisevergütung bereits enthalten…

Die dynamische Blindleistungsbereitstellung mittels Q(U)-Regelung kann in den Niederspannungsnetzen gleichfalls „standardmäßig“ eingesetzt werden, da sie unter den geltenden Rahmenbedingungen mit keinen unmittelbaren netzbezogenen Kosten verbunden ist. In den Netzen, in denen lediglich Spannungsgrenzwertverletzungen auftreten, können allerdings auch statische Blindleistungsbereitstellungsstrategien hinreichend sein.

Falls gravierende Spannungsprobleme durch die Q(U)-Regelung nicht beseitigt werden können, können zusätzlich regelbare Ortsnetztransformatoren eingesetzt werden. Deren Einsatz ist jedoch unter den Kostenannahmen der Verteilnetzstudie mit wesentlichen Investitionskosten verbunden, so dass er in jedem Fall nachrangig zur Blindleistungsbereitstellung realisiert wird. Infolge der verhältnismäßig hohen Investitionskosten kann der Einsatz von regelbaren Ortsnetztransformatoren nur in vierzehn Prozent der Netze tatsächlich wirtschaftlich vorteilhaft werden. In Kombination mit der Q(U)-Regelung und Spitzenkappung reduziert sich der Anteil des wirtschaftlichen Einsatzes von regelbaren Ortsnetztransformatoren auf rund 7% der Netze

Durch die Kombination verschiedener Technologien können etwa 20% der Netzausbaukosten im Vergleich zu konventionellem Netzausbau eingespart werden.

S. 140

Sehr große Auswirkungen auf den erwarteten Netzausbau und die resultierenden Netzausbaukosten hat das unterschiedlich motivierte Verhalten von Prosumer-Anwendungen in der Niederspannungsebene. Die Abbildung 84 stellt diese Auswirkungen des netzdienlichen und des marktorientierten Einsatzes von Prosumer-Anwendungen dar. Unter den auch für die anderen Netzebenen betrachteten Skalierungsfaktoren kann der netzdienliche Einsatz von Prosumer-Anwendungen rund 20% der Netzausbaukosten gegenüber dem rein konventionellen Netzausbau einsparen. Ein überwiegend marktorientierter Einsatz der Prosumer-Anwendungen würde dagegen Mehrkosten von rund 30% gegenüber dem rein konventionellen Netzausbau bedingen.

Aufgrund der hohen Wirkung in der Niederspannung werden als zusätzliche Sensitivitäten jeweils eine 20%ige Erhöhung und Verringerung der verwendeten Skalierungsfaktoren geprüft. D.h. die netzdienliche bzw. marktorientierte Wirkung des Prosumerverhaltens wird jeweils einmal verstärkt und einmal abgeschwächt, um dessen mögliche Bandbreite besser abzubilden. Durch entsprechend verstärktes netzdienliches Verhalten von Prosumer-Anwendungen lassen sich im Vergleich zum rein konventionellen Netzausbau im Median 10% bis 40% der Netzausbaukosten einsparen, soweit die netzdienliche Aktivierung der Prosumer gewährleistet ist.

Ein noch weiter synchronisiertes marktorientiertesVerhalten von Prosumer-Anwendungen wird dagegen die zu erwartenden Netzausbaukosten um bis zu 60% treiben.

Mit diesem beidseitigen Potenzial auf den Netzausbaubedarf und die Netzausbaukosten über alle Netzebenen, jedoch mit besonderem Schwerpunkt in den Niederspannungsnetzen, wird das zukünftige tatsächliche Verhalten der Prosumer-Anwendungen an Bedeutung gewinnen und in seiner Relevanz auf die Netzauslegung andere Entwicklungen in den Netzen überwiegen.

6.4.3 Auswirkungen von Batteriespeichern für Niederspannungsnetze

(Netzspeicher)

Der netzdienliche Betrieb von Batteriespeichern in Niederspannungsnetzen bietet eine Möglichkeit, lokale Überlastungen durch Einspeisungsspitzen Erneuerbarer Erzeugungsanlagen, d.h. primär der Photovoltaik-Aufdachanlagen, zu vermeiden. Der Betrieb entsprechender Speicher kann folglich eine zusätzliche planerische Option werden, Netzüberlastungen nachhaltig zu vermeiden und den daraus folgenden Netzausbau zu reduzieren.

Was heißt hier kann? Das ist ein denknotwendiges Muss!

Für einen solchen Betrieb von Speichern sind grundsätzlich zwei Fälle denkbar.

Einerseits können die Speicher durch Netzkunden betrieben und deren netzdienliches (bzw. Flexibilitäts-) Potenzial durch die Netzkunden an die Netzbetreiber bereitgestellt werden. Die hierbei zu erwartende netz- und netzausbauentlastende Wirkung ist in den vorausgegangenen Analysen als innovative Maßnahme (netzdienlicher Einsatz von Prosumer-Anwendungen) grundsätzlich aufgezeigt worden.

Andererseits könnte unter der Voraussetzung einer entsprechenden Weiterentwicklung der Regulierung auch die Möglichkeit eröffnet werden, dass Netzbetreiber selbst zu Eigentümern und Betreibern von Speichern werden. (vergleiche z.B. Entwurf EU-Elektrizitätsbinnenmarkt Richtlinie, Art. 36 II [44]).

Wäre sinnvoll, wenn beide – nicht einerseits und andererseits – anbieten und investieren dürften. Sowohl „private Prosumer“ als auch Kapitalgesellschaften. Unerwünscht weil ohne Mehrwert sind umfassende Geschäftsmodelle großer Konzerne mit Roll-Out auf dem Rücken der privaten Immobilienbesitzer.

Unter den Entflechtungsvorgaben der Energiewirtschaft würden solche Speicher (nachfolgend Netzspeicher) zumindest wie Netzbetriebsmittel behandelt und netzgeführt eingesetzt werden können. Dementsprechend ließen sie sich als zusätzliche, von der Mitwirkung anderer Marktteilnehmer unabhängige, innovative Maßnahme in der Netzplanung berücksichtigen. Dieser Fall wird im Weiteren näher betrachtet.

S. 141 / 142

Damit durch den Einsatz eines Netzspeichers zu jedem Zeitpunkt die Einhaltung der Strom- und Spannungsgrenzen gewährleistet werden kann, muss dieser in Bezug auf seine Nennleistung und Kapazität jeweils für den schlimmsten anzunehmenden Fall im konkreten Netz dimensioniert werden.

Dito!

Dies wird nachfolgend bei der Modellierung berücksichtigt.

Der Speicher wird dabei als statische Last im Einspeisefall modelliert und die Speicherleistung für diesen Lastfall ausgelegt. Die benötigte Speicherkapazität wird auf Basis eines zeitreihenbasierten Verfahrens nach [45] ermittelt.

Das würde ich sehr gern sehen…

Ob Netzspeicher eine wirtschaftlich sinnvolle Alternative zum Netzausbau sein können, hängt überwiegend von der weiteren Entwicklung der Kosten geeigneter Batterien ab, da die energetische Speicherkapazität der mit Abstand größte Kostenfaktor des Netzspeichereinsatzes ist.

Richtig! Eine massive, verbindliche Ausbauankündigung eröffnet die Möglichkeit, einen geeigneten Zielpreis vorzugeben.

Der Einsatz von Netzspeichern zur Behebung von Spannungsbandverletzungen wird verglichen mit in den vorgelagerten Auswirkungsanalysen für die Niederspannung als wirksam identifizierten Maßnahmen:

 (Rein) konventioneller Netzausbau,

 Photovoltaik-Spitzenkappung auf 70% der Anlagen-Nennleistung,

 Statische Blindleistungsbereitstellung durch Photovoltaik-Anlagen, cos ϕ = 0,9,

 Einsatz von regelbaren Ortsnetztransformatoren

Für strombedingte Leitungs- oder Transformatorenüberlastungen werden Netzspeicher jeweils mit dem konventionellen Netzausbau verglichen, der hierfür die wahrscheinlichste Maßnahme in der Niederspannung ist. Die Kosten werden annuitätisch abgebildet, um die unterschiedlichen Zusammensetzungen der Betriebskosten und die verschiedenen Lebensdauern der jeweiligen Betriebsmittel vergleichen zu können. Hierbei werden zusätzlich folgende Sensitivitäten berücksichtigt:

Wirtschaftliche Nutzungsdauer der Netzspeicher: 10 bis 20 Jahre.

Netter Versuch, aber zeugt von der Ahnungslosigkeit der Autoren beim Thema. Die Lebensdauer eines Speichers hängt ganz wesentlich von der Intensität seiner Belastung ab. Hält man sich innerhalb enger Grenzen bezogen auf die Kapazität, „lebt“ ein elektrochemischer Speicher potentiell ewig. Was aber den Investitionsbedarf dramatisch erhöht. Umgekehrt hält der Speicher nicht lange, wenn man ihn permanent an seine Grenzen fordert. Dann zahlt man über die Zeit doppelt bis dreifach.

Erstere Variante ist die klügere, weil sie die Möglichkeit zur Preisreduktion über die Masse eröffnet. Solange nahezu alle abwarten wird es ewig dauern.

 Wirtschaftliche Nutzungsdauer von Kabeln in der Niederspannung: 40 bis 50 Jahre,

 Betriebskosten der Netzspeicher: 3 bis 7 Prozent der Investitionskosten pro Jahr,

 Leistungsabhängige Kosten der Netzspeicher: 100 bis 200 EUR/kW.

Letztere Aussage ist irrelevant, respektive irreführend da Speicher ausnahmslos nach kWh Kapazität verkauft werden und die Leistung einfach dabei ist. Man bestimmt die benötigte Größe über die Relation kW zu kWh. Es gibt bereits unzählige Veröffentlichungen von „Experten“, die dann beide Kostenansätze additiv ansetzen und auf horrende Preise kommen. Daher auch der folgende unsinnige Satz:

Die genannten Kosten beziehen sich grundsätzlich auf Systemkosten und nicht die auf die alleinigen Kosten der Batteriezellen. Die gegenwärtigen Kosten für Speicherkapazität liegen im Bereich von 400 bis 700 EUR/kWh [46]. Bei Annahme dieser Kosten kann der Einsatz eines Netzspeichers im Vergleich zu anderen Maßnahmen in keinem der geprüften Anwendungsfälle wirtschaftlich sein.

Auch das bedeutet nur, dass offenbar die falschen Fälle geprüft wurden.

Für die nächsten Jahre wird erwartet, dass die Kosten für Speicherkapazität unter 200 EUR/kWh fallen können [47]. Unter Annahme dieser Kosten, wäre bezogen auf die betrachteten Einsatzfälle ein im Vergleich zum konventionellen Netzausbau wirtschaftlicher

Was durch eine massive Ausschreibung einiger weniger großer Projekte beschleunigt werden kann.

Der Einsatz zur Spannungshaltung ist tendenziell möglich. Werden jedoch zusätzlich innovative Technologien eingesetzt, wären damit wirtschaftlichere Möglichkeiten des Netzausbaus gegenüber dem Einsatz von Netzspeichern gegeben. Auch bei weiterer Kostensenkung bliebe der wirtschaftliche Einsatz von Netzspeichern vorerst fraglich.

Eine Behauptung, die sich sofort um 180° drehen würde, wenn es eine starke und standsichere politische Willensbekundung gäbe, loszulegen.

Insgesamt sind unter den gegebenen Annahmen die verfügbaren Alternativen dem Einsatz von Netzspeichern vorzuziehen. Eine Neubewertung kann sich allerdings ergeben, wenn abweichend von der gegenwärtigen und der erwarteten Regulierung die gespeicherte Energie aktiv vermarktet oder zur Substitution von Marktprodukten eingesetzt werden dürfte. Die durch solche Vermarktung erzielten Erlöse könnten abzüglich neuer

Prozesskosten die Wirtschaftlichkeit der Netzspeicher verbessern.

Siehe da!

S. 153 Detailbetrachtung und gesamtwirtschaftliche Bewertung der Spitzenkappung

Die Spitzenkappung erweist sich in den zuvor ausgeführten Bewertungen in allen Netzebenen als überwiegend vorteilhafte Maßnahme. Die Bewertung erfolgt dabei allein unter der Netzausbauperspektive und unter der Annahme, dass die Einspeisemanagement-Maßnahmen, die abhängig von der Steuerbarkeit der Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen zur betrieblichen Umsetzung der Spitzenkappung eingesetzt werden, ausgenommen zusätzlicher Prozesskosten für die Netzbetreiber als im Sinne der Anreizregulierung dauerhaft nicht-beeinflussbare Kosten betriebswirtschaftlich nahezu neutral bleiben.

Die zuvor ausgewiesene Vorteilhaftigkeit ergibt sich aus den Ersparnissen des nach Spitzenkappung verbleibenden verminderten Netzausbaus gegenüber dem Netzausbau, der erforderlich wäre, wenn die gesamte in den Energieszenario-Ausprägungen prognostizierte Einspeisung aus Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen von den Netzen aufgenommen werden müsste.

S.154

Der Vorteil der Spitzenkappung ist jedoch mit der Einschränkung verbunden, dass bis zu 3% der mittels Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen generierten Energie abgeregelt und somit dem Energiesystem „entzogen“ werden. Für diese abgeregelte Energie ist durch die Netzbetreiber ein Wertersatz zu leisten (EEG § 11 II), der anschließend über die Netzentgelte sozialisiert wird. Dieser Wertersatz muss im Rahmen einer gesamtwirtschaftlichen Kostenbewertung der Spitzenkappung berücksichtigt werden, um die Auswirkungen der Spitzenkappung mit denen von anderen Maßnahmen aus Perspektive der Netznutzer vergleichen zu können.

Angelehnt an die Planungshinweise des technischen Regelsetzers VDE FNN [36] erfolgt die detaillierte Untersuchung der Spitzenkappung im Grundfall durch Anrechnung der Leistungsbeschränkungen auf siebzig Prozent der Anlagen-Nennleistung für Photovoltaik-Anlagen und 87% für Windenergieanlagen, mit welchen im Mittel die zulässige Spitzenkappung von 3% der Jahreseinspeisung erzielbar sein soll. Exemplarische Untersuchungen an Einspeisezeitreihen zeigen aber, dass eine Begrenzung von Photovoltaik-Anlagen auf 70% der Anlagen-Nennleistung eine abgeregelte Energie in der Bandbreite von 0% – 6% (Mittelwert 3%) erreicht und die Begrenzung von Windenergie-Anlagen auf 87% eine abgeregelte Energie in der Bandbreite von 0% – 3% (gewichteter Mittelwert 1%) bedeuten.

Hinzu kommt vor allem in der Niederspannung bei Photovoltaik-Anlagen der Einfluss des zeitgleichen Verbrauchs (Eigenverbrauch) und des zunehmenden Speichereinsatzes, welcher die tatsächlich abgeregelte Energie deutlich reduzieren kann. Aus diesen Gründen werden in den folgenden Untersuchungen nicht nur 3%, sondern auch verringerte Beträge für abgeregelte Energie betrachtet und die Leistungsbegrenzung für die Anlagen variiert.

S.155 / 156

Statische Leistungsbegrenzung

Das Erneuerbare Energien Gesetz fordert grundsätzlich die Ertüchtigung aller Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen, um die Einspeisung in die Netze auf Anforderung durch Netzbetreiber reduzieren zu können. Für Betreiber von Photovoltaik-Anlagen mit installierter Anlagenleistung bis zu 30 kW stellt das Gesetz alternativ zur Auswahl, die Einspeisung statisch auf siebzig Prozent der Anlagenleistung zu begrenzen (EEG §9 II S. 2), um die Mehrkosten der Steuerungstechnik zu vermeiden. Der Beitrag dieser statisch einspeisungsbegrenzten Anlagen zur Reduktion des Netzausbaus gilt als bereits durch die realisierten Einsparungen an den Anlagen und deren Betriebsprozessen als vergütet.

Durch den nur geringen Anteil von Photovoltaik-Anlagen mit installierter Leistung über 30 kW in den Niederspannungsnetzen kann sich, unter Annahme der Fortgeltung dieser gesetzlichen Regelung, die verschiedene Inanspruchnahme der Wahlmöglichkeit in diesen Netzen deutlich auswirken.

Sofern für die Niederspannungsnetze angenommen werden kann, dass auch zukünftig die statische Leistungsbegrenzung deutlich überwiegt, würde die erstattungspflichtig abgeregelte Energie insgesamt minimiert. Der verbleibende Wertersatz wäre vernachlässigbar, so dass die Spitzenkappung hier auch bei gesamtwirtschaftlicher Bewertung nahezu dieselben Vorteile wie bei der rein auf die Netzausbaueinsparungen bezogenen Bewertung ausweisen könnte (Abbildung 94, Boxplot „0% abg. Energie“).

Unter dieser Prämisse wäre eine pauschale Spitzenkappung in den Niederspannungsnetzen denkbar, die sich bei einem zukünftigen Überangebot von Erzeugung aus Erneuerbaren Energien nur eher gering auf die Energiesystemeffizienz niederschlagen würde. Das betreffende Einsparungspotenzial für den Netzausbau wäre verbindlich und könnte folglich in den Netzplanungen berücksichtigt werden.

Wenn aufgrund der erwarteten Kostenentwicklung für Informations- und Kommunikationstechnik oder durch den Smart Meter Rollout zukünftig vermehrt Anlagen beobacht- und steuerbar werden, erhöht sich der Anteil der erstattungspflichtigen abgeregelten Energie. Abhängig von der Höhe dieses Anteils reduziert sich in der Niederspannung der Vorteil der Spitzenkappung gegenüber dem konventionellen Netzausbau bei 1% erstattungspflichtig abgeregelter Energie auf nur noch 4%. Würde der volle Wert der zulässigen 3% an abgeregelter Energie erstattet werden müssen, entstünde daraus ein gesamtwirtschaftlicher Nachteil, bei dem 13% Mehrkosten gegenüber dem konventionellen Netzausbau einträten.

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Anlagenleistungsbegrenzung und selektiver Einsatz

Potenziell hohe Auswirkungen hat ebenfalls die angewendete Anlagenleistungsbegrenzung, mit der die Spitzenkappung realisiert wird. In den Annahmen des Grundfalls werden die für die Niederspannung relevanten Photovoltaik-Anlagen auf 70% ihrer Anlagen-Nennleistung begrenzt. Möglich sind allerdings auch davon abweichende Leistungsbegrenzungen, wie sie auch beispielsweise gegenwärtig in den Förderbedingungen für speichergekoppelte Photovoltaik-Anlagen vorgesehen sind [48][49].

Um eine größere Entlastung der Netze zu erzielen, könnten die Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen stärker als in den Standardannahmen vorgesehen abgeregelt werden.

Dazu müßten diese Netze erst mal nachweislich durch RES überlastet werden. Was a priori eigentlich nicht sein kann, wenn der Leistungsanschluss des Gebäudes, welches die PV trägt, über dem der PV liegt. (Nun besteht die Wahrheit aber darin, dass ausnahmslos alle Gebäude mit weit überdimensionierten Anschlüssen versorgt sind. Macht ja nichts, der Kunde zahlt ja). Aber der Ansatz ist im Prinzip vernünftig und deutet in die richtige Richtung. Konkret heißt das, die „Abregelung“ sollte grundsätzlich durch speichergekoppelte PV entfallen, bei der die PV DC-seitig an den Speicher gekoppelt ist und nichts direkt einspeist. Dementsprechend sollte in diesem Fall der Speicher die Bezugsgröße für Vergütung und EEG-Eigenverbauchsumlage sein. In der Prayxis: Eine 20 kW-PV-Anlage wird an einen Speicher mit max. 9,9 kW Einspeiseleistung gekoppelt. Das System gilt im EEG als <10 kW-Anlage. Der Eigentümer kann die Leistung seines Speichers dem Netzbetreiber anbieten, wenn er will. Das wäre mal ein echter Fortschritt.

Eine Leistungsbegrenzung auf 60% der Anlagennennleistung würde anhand exemplarischer Einspeisezeitreihen von Photovoltaik-Anlagen die abgeregelte Energie auf 5% bis 11% erhöhen; die Leistungsbegrenzung auf 50% der Anlagen-Nennleistung auf 11% bis 18%. Der zu leistende Wertersatz wächst dann proportional zur abgeregelten Energie und verändert die gesamtwirtschaftliche Bewertung entsprechend zu Ungunsten der Spitzenkappung, weshalb keine bessere Bewertung für eine flächige Spitzenkappung als in den vorausgehenden Betrachtungen erzielt werden kann (vergleiche Abbildung 95 und Abbildung 96).

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Die flächige Umsetzung der Spitzenkappung wäre mit diesen Leistungsbegrenzungen unter der gegebenen Regulierung selbst dann nicht zulässig, wenn nach weiterem umfangreichem Zubau an Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen die bereits früher diskutierte, auf 5% der Jahresenergie erhöhte, Bemessungsgrenze [50] für abgeregelte Energie eingesetzt würde. Wenn dennoch stärkere Leistungsbegrenzungen vorgesehen werden, muss auch bei erhöhten Bemessungsgrenzen folglich der Einsatz der Spitzenkappung auf die Netze beschränkt werden, die durch Betriebsmittelüberlastungen gekennzeichnet sind.

Bei einem solchen selektiven Einsatz der Spitzenkappung lässt sich der Netzausbau in den betreffenden Niederspannungsnetzen im Vergleich zu den vorangegangenen Betrachtungen zusätzlich reduzieren. Die zusätzlichen Einsparungen sind dabei so hoch, dass auch bei voller Anrechnung des Wertersatzes ein gesamtwirtschaftlicher Vorteil erzielt wird.

Bei der Leistungsbegrenzung auf 60% des Anlagen-Nennwerts beträgt dieser Vorteil rund 4% gegenüber dem konventionellen Netzausbau (vergleiche Abbildung 95); bei Leistungsbegrenzung auf 50% verbleibt ein gesamtwirtschaftlicher Vorteil von 1%(vergleiche Abbildung 96), jeweils unter Ansatz der mittleren abgeregelten Energie. Die Bewertung verbessert sich deutlich unter der Annahme sinkender Erstattungskostensätze bzw. der zuvor geprüften Annahme, dass der überwiegende Anteil der Anlagen statisch leistungsbegrenzt wäre.

Das genannte Systemmodell der DC-Kopplung kostet nichts ausser die private Investitionin denSpeicher und spart viel Netzausbaukosten, da so ziemlich jede Leistung damit um gut 70% gekappt werden kann.

Speichergekoppelte Photovoltaik-Anlagen

In veränderter Weise bildet sich gesamtwirtschaftlich die Planungssituation bei vermehrtem Zubau von Photovoltaik-Anlagen mit gekoppelten lokalen Speichern ab. Für diese ist in den gegenwärtigen Förderbedingungen bereits eine Leistungsbegrenzung auf 50% der installierten Leistung der Photovoltaik-Anlage vorgesehen [48], welche ohne Erstattung des Wertersatzes für die abgeregelte Energie vorgenommen werden kann. Der betreffende Wertersatz an die Anlagenbetreiber gilt durch die Nutzung der in die lokalen

Speicher umgeleiteten Energie und die anderweitigen Vorteile aus der Förderung von lokalen Speichern als erbracht.

Schade, dass hier keine genauer Betrachtung erfolgt. Womöglich wäre das Ergebnis nicht im Sinne der VNB.

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In der gesamtwirtschaftlichen Bewertung bilden sich speichergekoppelte Photovoltaik-Anlagen sowohl in der anrechenbaren Leistungsbegrenzung als auch in veränderter abgeregelter Energie ab. Bereits ein anteiliger Zubau von speichergekoppelten Photovoltaik-Anlagen kann bei den derzeitigen Förderbedingungen dazu beitragen, die gesamtwirtschaftliche Bewertung der Spitzenkappung wesentlich zu verbessern. Wie die Abbildung 97 zeigt, kann Spitzenkappung im optimalen Fall, in dem alle Photovoltaik-Anlagen mit Speichern gekoppelt sind, zur Reduktion der Kosten gegenüber dem konventionellen Netzausbau um rund ein Viertel führen.

Sofern sich die Rahmenbedingungen verändern und Wertersatz für einen Anteil der abgeregelten Energie geleistet werden muss, kann sich der gesamtwirtschaftliche Vorteil auch für speichergekoppelte Photovoltaik-Anlagen in einen Nachteil umkehren, wenn die Spitzenkappung nicht selektiv umgesetzt wird.

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Gleichfalls bleibt die Spitzenkappung innerhalb der Mittelspannungsebene relevant als

Überbrückungsmaßnahme, um Netzausbau mit dem Zubau von Erneuerbaren Erzeugungsanlagen verbessert zu koordinieren. Die bereits in der Niederspannung diskutierten von Speichersystemen können vergleichbar auch in den höheren Netzebenen zukünftig realisiert werden. Eine Zwischenspeicherung von Einspeisespitzen könnte den Wertansatz preislich und energetisch reduzieren.

Der Einsatz von Speichern an den Schnitstellen NS/MS und MS/HS würde diesen Vorteil sooder so mit sich bringen und enormes weiteres Potential freisetzen.

Netzebenenübergreifende Betrachtung der bis zur Hochspannungsebene umgesetzten Spitzenkappung

Der flächige Einsatz von Spitzenkappung in der Hoch- und Umspannebene kann in den betrachteten Realnetzen eine Einsparung für den Netzausbau in Höhe von 1,6% gegenüber dem konventionellen Netzausbau erzielen. Eine kumulative Wirkung wird damit in den Verteilnetzen nicht erzielt. Es besteht jedoch die Möglichkeit, dass eine positive Wirkung für die Übertragungsnetze realisiert werden kann, deren Bewertung allerdings außerhalb des Rahmens der Verteilnetzstudie liegt und für die vermehrt auch die Wechselwirkungen zu Anforderungen der Systemführung geprüft werden müssten.

Weil die Abregelung von Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen der Leistungsklassen, die in der Umspannungsebene angeschlossen sind, aufgrund ihrer Steuerbarkeit notwendig mit der Erstattung von Wertersatz einhergeht, werden die geringen eingesparten Netzausbaukosten unter den angenommenen Erstattungskostensätzen sicher durch den Wertersatz überkompensiert (vergleiche Abbildung 103). Ein gesamtwirtschaftlicher Vorteil durch flächige Spitzenkappung in der Hochspannung bleibt aufgrund der geringen Einsparungen an Netzaubaukosten auch bei marginalisierten Erstattungskostensätzen und Umsetzung von dynamischer Spitzenkappung kaum erzielbar.

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Allerdings kann der zuvor am Beispiel der Niederspannungsnetze erläuterte selektive Einsatz der Spitzenkappung abhängig von den konkreten Netzen und der Einspeisesituation weiterhin vorteilhaft bleiben. Gleichfalls bleibt die Spitzenkappung innerhalb der Hochspannungsebene relevant als Überbrückungsmaßnahme, um Netzausbau mit dem Zubau von Erneuerbaren Erzeugungsanlagen verbessert zu koordinieren.

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6.7.5 Rückwirkungen auf die Übertragungsnetze

Die zwischen den Verteilnetzen und dem Übertragungsnetz möglichen Wechselwirkungen einer im operativen Betrieb der Netze mittels Einspeisemanagement umgesetzten Spitzenkappung und dem für die Systemführung als System- bzw. Netzsicherheitsmaßnahme relevanten Einspeisemanagement sind in vorangegangenen Bewertungen nicht abgebildet.

Das Einspeisemanagement stellt dabei eine wesentliche Netzsicherheitsmaßnahme dar, die überwiegend durch die Übertragungsnetzbetreiber und zunehmend auch durch die Betreiber von Verteilnetzen mit hohem Anteil an Einspeisung aus Erneuerbaren Energieerzeugungsanlagen beansprucht wird.

Wird das Einspeisemanagement in den unterlagerten Netzen bereits aufgrund der umfassenden Anwendung der Spitzenkappung zur Reduktion des Netzausbaubedarfs eingesetzt, kann dies zu verminderter Flexibilität im Abruf dieser Netzsicherheitsmaßnahme durch überlagerte Netzbetreiber führen. Die infolge der Spitzenkappung auf der eigenen Netzebene bereits abgerufenen Abregelungspotenziale sind dann nicht mehr verfügbar, um auf Anforderung als Netzsicherheitsmaßnahme an überlagerte Netzbetreiber bereitgestellt zu werden.

Diese mögliche Wechselwirkung kann zu erhöhtem Netzausbaubedarf in den überlagerten Netzen, insbesondere auch in den Übertragungsnetzen, führen. Es besteht zudem die Möglichkeit, dass in Situationen hoher Systemauslastung die konkreten Abregelungen in den Verteilnetzen in Hessen (Mitte/Süd-West) den engpassbehebenden Maßnahmen der Übertragungsnetzbetreiber (Einspeisungsreduktion in Nord-Ost, Einspeisungserhöhung in Süd-West) entgegenlaufen. Auch hieraus können erhöhte Anforderungen an den Ausbau der Übertragungsnetze folgen. Die Wechselwirkungen sollten in koordinieren Netzplanungen berücksichtigt werden.

S. 185

Durch die Netzbetreiber wird der Austausch von relevanten Randnetzdaten vielfach bereits praktiziert. In der Hochspannung ist der Datenaustausch mit den Übertragungsnetzbetreibern überwiegend bereits üblich und wird durch die europäische Regulierung zunehmend institutionalisiert. Dennoch unterliegt der Datenaustausch bisher vielfach lediglich bilateral vereinbarten Prozessen oder fallweiser Praxis, so dass er in unterschiedlicher Qualität erfolgt. Für unterlagerte Netze, soweit diese durch voneinander verschiedene Netzbetreiber betrieben werden, ist der Datenaustausch oftmals reduziert.

S. 194

(15) Lokale Netzspeicher in der Niederspannung vorerst nicht nutzen Mit dem Einsatz von lokalen Netzspeichern in den Niederspannungsnetzen, d.h. Batteriespeichern, die durch die Netzbetreiber wie andere Netzbetriebsmittel netzgeführt eingesetzt werden, werden oft hohe Erwartungen an deren Einspeisespitzen glättende und lastausgleichende Wirkung und davon abgeleitet auch an mögliche Einsparungen für den Netzausbau verknüpft. (Der Abruf netzdienlicher Beiträge von privaten Speichern anderer Marktteilnehmer wird in der Verteilnetzstudie unter netzdienlichen Prosumer-Anwendungen subsumiert und ist hiervon verschieden.)

Nett. Steht einfach so da ohne nachvollziehbare Begründung. Bei einigermaßen fleißigem Nachdenken sollte aber klar sein,dass die wesentliche Rolle lokaler Netzspeicher (NS/MS und MS/HS) in der effizienten Verknüpfung kleinteiliger Erzeugung mit der Verteilungsphilosophie des Übertragungnsetzes liegt und dass dieses Übertragungsnetz dadurch immens an seiner ohnhhin überbewerteten Bedeutungsschwere verlieren würde. Darüberhinaus entfielen ebenfalls etliche lukrative Geschäftsmodelle (und damit die wesentliche Existenz- und Machtbasis der VNB), vor allem das der Vermarktung des EEG-Stroms, für den diese aktuell nichts bezahlen.

S. 195

Die Verteilnetzstudie prüft daher losgelöst von noch offenen regulatorischen Fragestellungen des Speicherbetriebs durch Netzbetreiber mittels Zielpreisbestimmung die Vorteilhaftigkeit des absehbar möglichen Einsatzes [44] von lokalen Netzspeichern in der Niederspannung. Eine Erlöserzielung aus Vermarktung der gespeicherten Energie oder der Substitution des Bezugs von Marktprodukten durch den Netzbetreiber wird dabei aufgrund der entsprechenden Auslegung der Entflechtungsvorschriften ausgeschlossen.

Die Wirtschaftlichkeit des Einsatzes von lokalen Netzspeichern wird absehbar durch die Technologiekosten der Speichersysteme und deren Verhältnis zu den netzplanerischen Alternativen, d.h. relevanten konventionellen und innovativen Maßnahmen und deren Anwendungsfällen, bestimmt. Bei sonst auftretenden Spannungsgrenzwertverletzungen kann der Einsatz von lokalen Netzspeichern ab etwa einer Halbierung der Technologiekosten relativ zur Kostenbasis in 2015 gegenüber dem rein konventionellen Netzausbau wirtschaftlich werden. Er konkurriert dann aber mit weiterhin günstigeren innovativen Maßnahmen wie der Blindleistungsbereitstellung oder der Spitzenkappung. Für strombedingte Überlastungen wird ohne zusätzliche Erlöserzielung kein wirtschaftlicher Speichereinsatz erwartet.

Womit wir heute in 2018 zweifelsfrei an diesem Punkt angelangt sind. Auf was warten wir denn noch? Legen wir los.