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Im Folgenden werden die Merkmale des bedarfsdimensionierenden Netznutzungs-
falls beschrieben und erläutert, aus welchem Grunde gerade in diesem Netznut-
zungsfall ein besonders hoher Bedarf an Reserveleistung besteht.
Der Starklast- /Starkwindfall ist gekennzeichnet durch eine sehr hohe nationale
Nachfrage nach Leistung in Höhe von 72,7 GW (vertikale Netzlast). Ferner enthält
dieses Szenario eine sehr große Exportleistung in Höhe von 10,1 GW und eine sehr
hohe Einspeisung von Onshore- und Offshore-Windenergieanlagen, die sich über-
wiegend im Norden Deutschlands befinden. Gleichzeitig wird aufgrund der Dunkel-
heit in den Abendstunden keine Leistung aus PV-Anlagen eingespeist.
Messwerte 07.02.2012 19:15 Uhr Wert [GW]
Bereinigte vertikale Netzlast 72,7
WEA Erzeugung 32,7
Tabelle 5: Lastannahmen Deutschland zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast 2012
(Quelle: Übertragungsnetzbetreiber)
Der Starklast- /Starkwindfall führt aus folgenden Gründen zu einem besonders ho-
hen Bedarf an Reserveleistung: Die hohe Windeinspeisung in Norddeutschland
führt zu niedrigen Strompreisen am Großhandelsmarkt. Dadurch speisen viele kon-
ventionelle Gas- und Kohlekraftwerke insbesondere in Süddeutschland und in den
südlichen Nachbarländern Deutschlands aufgrund zu hoher Grenzkosten nicht
marktgetrieben ein. Ebenfalls führen die niedrigen Strompreise am Großhandels-
markt zu sehr hohen Energieexporten in das europäische Ausland. Durch den ho-
hen Export in das Ausland und die geringe Erzeugung in Süddeutschland stellt sich
ein erheblicher Transportbedarf von Energie von Norddeutschland nach Süd-
deutschland und ins europäische Ausland ein. Die Berechnungen der Übertra-
gungsnetzbetreiber ergeben entsprechend des sehr hohen Transportbedarfs für
bestimmte Leitungen sehr hohe, unzulässige Auslastungen. Analog zeigen die Er-
gebnisse ebenfalls unzulässige Spannungen an bestimmten Knoten des Übertra-
gungsnetzes. Diese unzulässigen, errechneten Betriebszustände ergeben den Be-
darf an entsprechenden, umfangreichen Gegenmaßnahmen (vgl. Abbildung 16).
Feststellung des Reservekraftwerksbedarfs für die Winter 2014/2015, 2015/2016 und 2017/2018
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Abbildung 16: Leitungsauslastungen und Knotenspannungen vor Gegenmaßnahmen
(Quelle: Übertragungsnetzbetreiber)
Die umfangreichen Gegenmaßnahmen für den als bedarfsdimensionierend festge-
stellten Starklast-/Starkwindfalles 2014/2015 bestehen unter anderem aus SIV-
Maßnahmen mit einem Umfang von 1,7 GW. Sicherheitsbedingte Maßnahmen
(SiV-Maßnahmen) sind eine besondere Form von marktbezogenen Maßnahmen
des Übertragungsnetzbetreibers 50Hertz. Bei den SiV-Maßnahmen (sog. sicher-
heitsbedingte regelzoneninterne Verkäufe) kauft 50Hertz im untertägigen Handel
Strom an der Börse ein und verkauft diesen Strom an in der Regelzone von 50Hertz
gelegene Kraftwerke. Die Kraftwerke senken ihre Produktion entsprechend ein, so
dass netto – analog dem Redispatch – ein dem Engpass entgegen gerichteter und
damit ein den Engpass entlastender Leistungsfluss entsteht. Weitere Maßnahmen
sind der präventive Redispatch (Redispatch, bei dem bereits am Vortag nach
Schluss des day-ahead Marktes die Kraftwerksfahrpläne geändert werden) in Höhe
von 2,5 GW; der Absenkung von Windenergieeinspeisung in Höhe von 2,6 GW
(damit ist hier nur diejenige Absenkung der Windenergieeinspeisung gemeint, die auf
Grund mangelnden Ausbaus der Verteilernetze durch die Verteilernetzbetreiber vorge-
nommen werden muss) und konventionellem Redispatch in Höhe von 0,6 GW. Je-
doch treten nach Anwendung dieser Gegenmaßnahmen bei Transformatoren sowie
weiteren verschiedenen Betriebsmitteln zwischen Übertragungs- und Verteilernetz
immer noch teilweise erhebliche Grenzwertverletzungen auf.
Um diese Grenzwertverletzungen durch Überlastung von Leitungen und Unter-
spannungen an Netzknoten zu beseitigen, ist weiterer konventioneller Redispatch
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notwendig. Es zeigt sich jedoch in den Berechnungen der Übertragungsnetzbetrei-
ber, dass es nicht möglich wäre, mit dem zur Verfügung stehenden und am Markt
agierenden Kraftwerkspark sämtliche Überlastungen zu beseitigen.
Aus diesem Grund wird ein Einsatz von Reservekraftwerken notwendig. Nach dem
zusätzlichen Einsatz von Reservekraftwerken in einem Umfang von rund 3091 MW
und der so ermöglichten „Umschichtung“ von insgesamt 10,5 GW Erzeugungsleis-
tung ist es möglich, die verbleibenden Grenzwertverletzungen im (n-1)-Fall zu be-
seitigen und das Netz sicher zu betreiben. Da die marktbasierte Kraftwerksleistung
in Süddeutschland zur Beherrschung der Situation nicht ausreicht, ist der Einsatz
von gesichertem Redispatchpotential notwendig. Die hier netz- und marktbasierten
ergriffenen Maßnahmen, entspannen die zuvor aufgezeigte Ausgangssituation,
dennoch bleibt die Situation im Übertragungsnetz angespannt.
Abbildung 17 Leitungsauslastungen und Knotenspannungen nach Gegenmaßnahmen
(Quelle: Übertragungsnetzbetreiber)
3.3.1. Bereits gebundene Kraftwerke
Der Bedarf an Netzreserve wird zunächst aus bereits vertraglich oder gemäß ge-
setzlicher Regelungen gebundenen Kraftwerken gedeckt. Für den Winter
2014/2015 sind davon die folgenden Kraftwerke umfasst:
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Erzeugungsunternehmen Kraftwerk Leistung (MW)
Kraftwerke Mainz-Wiesbaden KMW 2 355
Eon Kraftwerke GmbH Staudinger 4 622
Eon Kraftwerke GmbH Irsching 3 415
Großkraftwerk Mannheim AG GKM 3 202
Kraftwerk Walheim WAL 1 96
Kraftwerk Walheim WAL 2 148
Dampfkraftwerk Marbach am Neckar II GT 77
Dampfkraftwerk Marbach am Neckar III GT(solo) 85
Dampfkraftwerk Marbach am Neckar III DT 262
Reservekraftwerksleistung in AT EVN 785
Summe 3027
Tabelle 6: Reservekraftwerke 2014/2015 (Quelle: Stilllegungsanzeigenliste BNetzA)
3.3.2. Noch zu kontrahierende Kraftwerke
Der ausgewiesene Bedarf an gesichertem Redispatchpotential von 3091 MW wird
durch die bereits kontrahierten Kraftwerke für den Winter 2014/2015 mit einer Re-
servekraftwerksleistung von 3027 MW zu großen Teilen gedeckt. Lediglich 64 MW
müssen in einem Interessenbekundungsverfahren hierzu nachkontrahiert werden.
Hinsichtlich des noch nicht vertraglich gesicherten Bedarfs von 64 MW veröffentlicht
der jeweils betroffene Übertragungsnetzbetreiber gemäß § 4 ResKV für seine Re-
gelzone unverzüglich die konkreten Anforderungen an die erforderlichen Anlagen
einschließlich eventueller Anforderungen an den Standort und die technischen Pa-
rameter. Gemäß § 4 Abs. 2 ResKV besteht bis zum 15. Mai 2014 sodann die Mög-
lichkeit Interessenbekundungen gegenüber den Übertragungsnetzbetreibern abzu-
geben, wozu die Bundesnetzagentur nachdrücklich auffordert. Die sich an die Inte-
ressenbekundung anschließenden Verhandlungen mit den Kraftwerksbetreibern
werden von den Übertragungsnetzbetreibern geführt. Der Abschluss der entspre-
chenden Verträge erfolgt nach Abstimmung mit der Bundesnetzagentur bis zum
15. Juli 2014.
Eine eventuelle erforderliche Auswahlentscheidung der Übertragungsnetzbetreiber,
mit welchen verfügbaren Kraftwerken der Reservebedarf zu decken ist, orientiert
sich primär an der netztechnischen Eignung der Anlagen mit Blick auf die Sicherheit
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und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems (so auch § 2 Absatz 2
ResKV). Die technische Eignung bemisst sich insbesondere anhand der entlasten-
den Wirkung durch den Redispatch-Einsatz der jeweiligen Kraftwerke auf die be-
stehenden Leitungsüberlastungen (siehe auch § 3 Absatz 3 ResKV).
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4. Netzreserve für das Jahr 2015/2016
Im Folgenden wird erläutert, wie hoch der Bedarf an Netzreserve für das Jahr
2015/2016 ist, die in der diesjährigen Systemanalyse ermittelt wurde. Außerdem
wird erläutert, wie die ermittelte Netzreserve abgedeckt werden soll (vgl. Abschnitt
4.2).
4.1. Eingangsgrößen der Systemanalyse für 2015/2016
Im Folgenden werden die Eingangsgrößen beschrieben, die der Systemanalyse für
2015/2016 zugrunde gelegt werden.
4.1.1. Annahmen zur Netzlast
Die durch die Marktsimulation zu deckende Höchstlast beträgt für Deutschland
87,72 GW. Diese Last setzt sich aus der Nachfrage nach elektrischer Leistung
durch Verbraucher sowie den Verlusten in den Verteiler- und Übertragungsnetzen
zusammen. Die Verluste im deutschen Übertragungsnetz werden dabei von den
Übertragungsnetzbetreibern pauschal mit einer Höhe von 1720 MW angesetzt.
4.1.2. Zugrunde gelegter Erzeugungspark
Den Reservebedarfsberechnungen für 2015/2016 liegt der in Tabelle 7 aufgeführte
konventionelle Kraftwerkspark zugrunde.
Energieträger Installierte Leistung Nord [MW] Installierte Leistung Süd [MW]
Kernenergie 4,1 6,7
Braunkohle 20,7 0
Steinkohle 17,6 8,4
Erdgas 15,2 7,5
Öl 2,1 0,6
Sonstige 2,5 0,4
Mehrere Energieträger 0,6 1,3
Abfall 0,8 0,4
Pumpspeicher 3,9 2,4
Tabelle 7: Der Marktsimulation zugrunde gelegter konventioneller Erzeugungspark für
2015/2016 (Quelle: Übertragungsnetzbetreiber)
Bei den Erneuerbaren Energien nehmen die Übertragungsnetzbetreiber eine Hoch-
rechnung anhand der EEG-Mittelfristprognose vor. Die Annahmen hinsichtlich der
Verteilung der Erneuerbaren Energien (Regionalisierung) wurde analog der Metho-
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dik aus dem 2. Entwurf zum Netzentwicklungsplan Strom 2013 entwickelt22. Die
Zuordnung der erneuerbaren Energien auf die Bundesländer wird in Tabelle 8 dar-
gestellt.
Installierte Wind Wind Photovol- Biomasse Wasser- Sonstige
Leistung [GW] (onshore) (offshore) taik kraft
Baden- 1,0 0 5,5 0,74 1,18 0,05
Württemberg
Bayern 1,5 0 12,5 1,2 2,54 0,05
Berlin 0,0 0 0,2 0,03 0 0
Brandenburg 5,9 0 3,1 0,42 0 0,03
Bremen 0,2 0 0,1 0,007 0,02 0
Hamburg 0,1 0 0,1 0,04 0 0
Hessen 0,9 0 2,1 0,21 0,08 0,03
Mecklenburg- 2,3 0,34 1,2 0,41 0 0,01
Vorpommern
Niedersachsen 8,5 1,54 4,4 1,11 0,05 0,04
Nordrhein- 3,8 0 5,3 0,64 0,19 0,24
Westfalen
Rheinland-Pfalz 2,4 0 2,1 0,17 0,24 0,02
Saarland 0,2 0 0,4 0,02 0,01 0,01
Sachsen 1,3 0 1,7 0,27 0,1 0,01
Sachsen-Anhalt 4,4 0 1,7 0,37 0,03 0,02
Schleswig- 4,4 1,0 1,9 0,34 0 0,02
Holstein
Thüringen 1,1 0 1,1 0,25 0,03 0,01
Summe 38,0 2,9 43,4 6,2 4,5 0,5
Tabelle 8: Installierte Leistung erneuerbare Energien 2015/2016 gemäß Hochrechnung
der EEG-Mittelfristprognose 2013 (Quelle: Übertragungsnetzbetreiber)
4.1.3. Geplante und ungeplante Kraftwerksnichtverfügbarkeiten
Neben dem bestehenden Kraftwerkspark wurden bei der Ermittlung der Netzreser-
ve auch in angemessenem Umfang geplante und ungeplante Nichtverfügbarkeiten
von Kraftwerken zu berücksichtigt. Nach der in Kapitel 1.3.3 dargestellten Methodik
ergeben sich Kraftwerksausfälle in eine Höhe von insgesamt 8300 MW. Die Ausfäl-
le belaufen sich dabei auf 4500 MW in Norddeutschland und 3800 MW in Süd-
deutschland. Insgesamt handelt es sich somit um eine Nichtverfügbarkeit von ca.
9% relativ zur gesamten konventionellen Kraftwerksleistung.
22
http://www.netzausbau.de/nep-ub2
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4.1.4. Ergebnisse der Marktsimulation
Wesentlich für den Kraftwerkseinsatz ist insbesondere die Einspeisung aus erneu-
erbaren Energien. In den von den Übertragungsnetzbetreibern identifizierten rele-
vanten Netznutzungsfällen, die in die Abendstunden fallen, kann keine Einspeisung
aus Photovoltaikanlagen angenommen werden. Die Windenergieeinspeisung be-
trägt im Starklast/Starkwind Netznutzungsfall 35,1 GW. Nach Durchlaufen der
Marktsimulation ergeben sich unter Berücksichtigung der Eingangsparameter für
die relevanten Netznutzungsfälle, die in Tabelle 9 dargestellten Ergebnisse.
Starklast/Starkwind Starklast/“Dunkelflaute“
Last 86000 86000
Summe konventionelle markt- 57260 80410
basierte Erzeugung
Summe EE-Erzeugung 41660 6510
davon Windeinspeisung 35100 0
Summe Erzeugung (EE und 98920 86920
konventionell)
Handelssaldo 11200 -800
Verluste im Übertragungsnetz 1720 1720
Kraftwerksnichtverfügbarkeiten 8300 8300
davon Norddeutschland 4500 4500
davon Süddeutschland 3800 3800
Tabelle 9: Marktsimulationsergebnisse (in MW) für die relevanten Netznutzungsfälle
für 2015/2016 (Quelle: Übertragungsnetzbetreiber)
Die Ein- und Ausfuhren elektrischer Energie ergeben sich an den einzelnen Gren-
zen wie in Abbildung 18 dargestellt.
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Netznutzungsfall Starkwind-Starklast Netznutzungsfall Starklast-Dunkelflaute
Abbildung 18: Ein- und Ausfuhren elektrischer Energie in den für 2015/2016 relevan-
23
ten Netznutzungsfällen (Quelle: Übertragungsnetzbetreiber)
4.1.5. Abschaltung des KKW Grafenrheinfeld
Auf Basis des deutschen Atomgesetzes (§ 7 Abs. 1a Nr. 2 AtG) ist der Betrieb des
Kernkraftwerks (KKG) Grafenrheinfeld spätestens zum 31. Dezember 2015 einzu-
stellen. Am 28. März 2014 ging eine Stilllegungsanzeige bei der Bundesnetzagentur
und TenneT ein, in der EON angekündigt hat, das Kernkraftwerk Grafenrheinfeld
zum 31. Mai 2015 endgültig stillzulegen.
Die vorliegende Systemanalyse berücksichtigt die Auswirkungen dieser Abschal-
tung: So wurde in der Systemanalyse für 2015/2016 angenommen, dass das Kern-
kraftwerk Grafenrheinfeld im gesamten Jahr 2015/2016 nicht in Betrieb ist. Das
Kernkraftwerk wurde nicht innerhalb der Nichtverfügbarkeiten von Kraftwerken be-
rücksichtigt, sondern im Sinne einer vorsichtigen Abschätzung wurde angenommen,
dass das Kraftwerk in 2015/2016 zusätzlich zu den berücksichtigten Kraft-
werksnichtverfügbarkeiten (in Höhe von 8,1 GW) stillgelegt ist und daher weder am
Markt eingesetzt wird noch für Redispatch zur Verfügung steht.
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Das rechnerisch korrekte Handelssaldo in der rechten Abbildung müsste minus 0,8 GW lauten.
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4.1.6. NTC nach Österreich
Wie bereits in Kapitel 2 erläutert, ist die Einführung einer Engpassbewirtschaftung
an der deutsch-österreichischen Grenze in wenigen kritischen Stunden eine Mög-
lichkeit zur Reduktion der Höhe der benötigten Netzreserve. Um zu ermitteln, wie
sich die Höhe des Reservebedarfs durch eine Begrenzung der elektrischen
Netztransferkapazität (Net Transfer Capacity) zu Österreich verändern könnte, wur-
de dieser Fall in den Netzberechnungen für das Jahr 2015/2016 zusätzlich gerech-
net. Eine vergleichbare Berechnung wurde auch in den vorangegangenen System-
analysen von 2013 für das Jahr 2015/2016 durchgeführt.
4.2. Berechnungsergebnisse der Systemanalyse 2015/2016
Aufgrund des angenommenen verzögerten Netzausbaus (vgl. Abbildung 19) und
nicht ausreichender Netzkapazitäten treten Netzengpässe auf. Dies bedeutet, dass
die im Norden erzeugte Leistung nicht vollständig durch Baden-Württemberg und
Bayern ins angrenzende Ausland transportiert werden kann. Zusätzlich besteht
durch die ungünstig verteilte konventionelle Einspeisung die Gefahr zu niedriger
Spannungen aufgrund fehlender Blindleistungseinspeisung, insbesondere in Süd-
deutschland. Zu den regelmäßig hoch ausgelasteten oder vor Redispatch überlas-
teten Leitungen zählen insbesondere die südlichen Kuppelleitungen zwischen den
Regelzonen von 50Hertz und TenneT.
Um auch im Starklast-/Starkwindfall das Übertragungsnetz (n-1)-sicher zu betrei-
ben, muss nach den Berechnungen der Übertragungsnetzbetreiber sowohl auf das
Redispatchpotential von dem am Markt befindlichen Erzeugungsanlagen in Höhe
von 5,1 GW als auch auf die Leistung zusätzlicher Reservekraftwerke zurückgegrif-
fen werden. Die zusätzlich notwendige Leistung, die durch Kraftwerke aus der Netz-
reserve bereitgestellt werden muss, beträgt 6,0 GW. Der Starklast-/Starkwindfall
bestimmt die Höhe der zu beschaffenden Netzreserve, da der hier ermittelte Reser-
vebedarf höher ausfällt, als in jedem anderen betrachteten Netznutzungsfall.
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