Ergebnisse zur netzseitigen Versorgungssicherheit

Abbildung 1 zeigt die Entwicklung des Redispatch-Bedarfs. Es wird deutlich, dass der Bedarf über den betrachteten Zeithorizont von 2025 bis 2034 keinem linearen Trend folgt. Bis zur Inbetriebnahme der ersten Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsverbindungen (HGÜ) Ende 2027 wird im Mittel ein jährlicher Redispatch-Bedarf von etwa 25 TWh mit einer Schwankungsbreite von 7,3 TWh zwischen dem 5-%- und dem 95-%-Quantil erwartet. Die Inbetriebnahme der HGÜs mit einer Gesamtübertragungsleistung von 8 GW bis 2030 und der sonstige Netzausbau führen zu einer Reduktion des Redispatch-Bedarfs auf durchschnittlich 7 TWh im Jahr 2029. Auch die Schwankungsbreite der Verteilung geht auf 4,7 TWh zurück, was einem Rückgang um etwa 36 % entspricht. Anschließend wird ein erneuter Anstieg des Redispatch-Bedarfs auf durchschnittlich 20,7 TWh im Jahr 2033 erwartet. Grund dafür ist die Anbindung von Offshore-Windparks mit einer maximalen Kapazität von etwa 20 GW und der Zubau von PV-Anlagen mit einer mittleren zusätzlichen Kapazität von etwa 50 GW. Die Schwankungsbreite steigt auf ein Maximum von 9,7 TWh an. Dies ist insbesondere auf die größeren Unsicherheiten in den Szenarien der späteren Jahre zurückzuführen. Die Schwankungsbreite liegt relativ zum Mittelwert im Jahr 2027 bei etwa 44 % und steigt im Jahr 2033 auf etwa 59 % an. Im Jahr 2034 geht der Bedarf durch den Zubau weiterer HGÜ mit einer Übertragungskapazität von insgesamt 6 GW auf im Mittel 15,7 TWh zurück. Dabei wird eine absolute Schwankungsbreite von etwa 7,7 TWh und eine relative Schwankungsbreite von 68 % erreicht.

Die Ergebnisse der Referenzjahresläufe (orangene Punkte) in Abbildung 1 zeigen, dass im Vergleich zu der Verteilung der Jahreswerte (Violinen) der Referenzjahreslauf vor 2030 unter den Mittelwert fällt und ab 2030 oberhalb des Mittelwertes liegt. Dies hängt mit unsymmetrischen Unsicherheitsdimensionen zusammen: Das Referenzszenario geht von fristgerechten Inbetriebnahmen von Offshore-Windparks oder Großverbrauchern aus. In den PELIKAN-Iterationen hingegen kann sich die Inbetriebnahme von Projekten verzögern.

Die Redispatch-Abrufkosten werden in Abbildung 2 gezeigt. Die Kosten folgen dem Trend der Redispatch-Volumina mit einem Kostenniveau von im Mittel 3,5 Mrd. Euro bis zum Jahr 2027, einem sinkenden Kostenniveau auf durchschnittlich unter 1 Mrd. Euro im Jahr 2029 und einen erneuten Anstieg ab dem Jahr 2030, der die Kosten in den Verteilungen auf bis zu 3,7 Mrd. Euro im Jahr 2033 bringt. Die Schwankungsbreiten der Verteilungen entwickeln sich analog dazu. Im Jahr 2027 liegt sie bei etwa bei 1,9 Mrd. Euro, im Jahr 2029 fällt sie auf ein Minimum von 720 Mio. Euro und im Jahr 2033 erreicht sie das Maximum von etwa 2,1 Mrd. Euro. Zu den Redispatch-Abrufkosten kommen die Kosten für die Vorhaltung der Reservekraftwerksleistung. Sie beträgt etwa 1 Mrd. Euro im Jahr 2025 und steigt auf 1,8 Mrd. Euro bis zum Jahr 2034 an. Bei den Vorhaltekosten werden zunächst alle aus dem Markt ausscheidenden Kraftwerke als potenzielle Netzreserve angesehen und hier berücksichtigt. Die Dimensionierung eines notwendigen Netzreserveportfolios wird im Abschnitt „Netzreservebedarf“ beschrieben. Die Kosten der Abregelung von erneuerbaren Energien (EE) sinken hingegen unter der Annahme der heute gebräuchlichen Vergütungsform von 1 Mrd. Euro auf unter 0,5 Mrd. Euro. Diese Kosten sind stark an die anzulegenden Werte der erneuerbaren Technologien gekoppelt: Laut Prognose reduzieren sie sich im betrachteten Zeithorizont erheblich.

Abb. 2: Verteilung der jährlichen Redispatch-Abrufkosten für den Zeithorizont 2025 bis 2034. Die 25-%-, 50-%- und 75-%-Quantile sind in den Verteilungen als Linien gekennzeichnet. Der Mittelwert der Verteilung, der Mittelwert der Absenkungskosten der erneuerbaren Energien und die Vorhaltekosten für Reservekraftwerke sind als Punkte eingetragen.

Um den Energiesektor zu dekarbonisieren, werden die erneuerbaren Energien (hier explizit PV- und Windkraftanlagen) über den betrachteten Zeithorizont im Referenzszenario stark ausgebaut. Der Ausbau der installierten Leistung beläuft sich im Jahr 2025 im Mittel auf 192 GW. Im Jahr 2034 beträgt sie 427 GW. Die späteren Jahre haben eine größere Schwankungsbreite von etwa 205 GW im Jahr 2034 bis hin zu 63 GW im Jahr 2025. Grund sind die größeren Prognoseunsicherheiten im späten Zeithorizont.

Der Ausbau der installierten EE-Leistung schreitet schneller voran als der Netzausbau. Daher können, abhängig von der geografischen und zeitlichen Verteilung der Erzeugung und des Verbrauchs, Redispatch-Bedarfe entstehen, um das Stromnetz nicht zu überlasten. Insbesondere der im Norden und Osten Deutschlands angenommene Anstieg von erneuerbaren Energien führt zu wachsenden Stromflüssen in den Westen und Süden Deutschlands und stellt für den Redispatch-Bedarf einen dimensionierenden Faktor dar. Bis zum Jahr 2028 sind im Mittel circa 87 % des Redispatch-Bedarfs auf die Abregelung der EE-Anlagen zurückzuführen. Mit dem Rückgang der thermischen steuerbaren Erzeugungsleistung und dem Ausbau erneuerbarer Energien nimmt der Anteil der EE-Abregelung im Redispatch im Mittel auf bis zu 99,2 % im Jahr 2033 zu.

Sind bestimmte Betriebsmittel nicht verfügbar, kann dies die Übertragungsfähigkeit des Netzes deutlich verringern – insbesondere, wenn über einen längeren Zeitraum eine wichtige Transportachse aufgrund von Sanierung, Instandhaltung oder Umbeseilung ausfällt. Abbildung 3 zeigt die Annahmen zum Umfang freigeschalteter Stromkreiskilometer. Bis 2027 liegt eine konkrete Freischaltplanung für Deutschland vor, in den Jahren danach wurden anhand der bekannten Netzausbauprojekte entsprechende Annahmen getroffen. Allerdings ist zu erkennen, dass diese den realen Bedarf an Freischaltungen deutlich unterschätzen.

Abb. 3: Entwicklung der berücksichtigten freigeschalteten Stromkreiskilometer.

Der Einfluss von Freischaltungen auf den Redispatch-Bedarf wird exemplarisch für die Referenzjahresläufe in Abbildung 4 dargestellt. Der Redispatch-Bedarf steigt aufgrund der Freischaltungen in den ersten Jahren um bis zu 6 TWh an. Im Jahr 2027 entspricht dies rund 25 % des Redispatch-Bedarfs, der durch die berücksichtigten Freischaltungen verursacht wird. Der durch Freischaltungen entstehende Redispatch-Bedarf für die Jahre ab 2028 ist deutlich kleiner, was auf die deutlich vermindert angenommene Freischaltplanung (siehe Abbildung 4) zurückzuführen ist. Es ist davon auszugehen, dass auch in den späteren Jahren mehr Stromkreiskilometer freigeschaltet sein werden. Die Redispatch-erhöhende Wirkung von Freischaltungen wird somit besonders in den späteren Jahren trotz der getroffenen Annahmen unterschätzt.

Abb. 4: Einfluss von Freischaltungen auf den Redispatch-Bedarf anhand der Referenzjahresläufe. Die Volumina erhöhen den jährlichen Redispatch-Bedarf zusätzlich.

Der Einfluss topologischer Maßnahmen auf den Redispatch-Bedarf wird exemplarisch für die Referenzjahresläufe in Abbildung 5 dargestellt. Eine methodische Beschreibung findet sich im Kapitel „Netzseitige Versorgungssicherheit“. Durch das Schaltmodell kann wöchentlich zwischen einer Mehrzahl von Netztopologien ausgewählt werden. Genutzt wird dabei die Topologie mit einem optimierten Redispatch-Bedarf.

Durch topologische Maßnahmen kann der Redispatch-Bedarf im Jahr 2025 um bis zu 1,55 TWh gesenkt werden. Dies entspricht einer Reduktion um 6,3 % des gesamten Redispatch-Bedarfs im Jahr 2025. Über alle betrachteten Jahre hinweg senken topologische Maßnahmen den Redispatch-Bedarf um mehr als 500 GWh bis zu 1,55 TWh pro Jahr.

Abb. 5: Einfluss von kurativen (KM) und topologischen (TM) Maßnahmen auf der Redispatch-Bedarf anhand der Referenzjahresläufe. Der zeitgleiche Einsatz von kurativen und topologischen Maßnahmen wird ebenfalls gezeigt. Es wird angenommen, dass kurative Maßnahmen ab 2027 zur Verfügung stehen.

Neben den topologischen Maßnahmen stellt Abbildung 5 auch den Einfluss von kurativen Maßnahmen auf den Redispatch-Bedarf in den Referenzjahresläufen dar. Der Einsatz kurativer Maßnahmen wird ab dem Jahr 2027 unterstellt, wobei der Umfang der Maßnahmen bis 2034 sukzessive ansteigt. Mit einer Reduktion von bis zu 630 GWh im Jahr 2034 kann der Einsatz kurativer Maßnahmen den jährlichen Redispatch-Bedarf um etwa 3,6% senken.

Werden topologische und kurative Maßnahmen zusammen eingesetzt, erreichen diese in etwa die Summe der einzelnen Maßnahmen. Das entspricht 660 GWh im Jahr 2029 und 1,92 TWh im Jahr 2033. Die Reduktion des jährlichen Redispatch-Bedarfs beträgt im Mittel etwa 8,5 %.

Der jährliche Bedarf an Reservekraftwerksleistung für den Zeithorizont 2025 bis 2034 wird in Abb. 6 dargestellt. Der Reservekraftwerkseinsatz folgt erwartungsgemäß dem Trend des Redispatch-Bedarfs. Im Jahr 2025 bis 2027 werden im Mittel 1,8 TWh Reservekraftwerke eingesetzt, wobei die Schwankungsbreite etwa 1,3 TWh entspricht. Anschließend nimmt der Bedarf der Reservekraftwerksleistung ab. Im Jahr 2029 wird mit einem mittleren Bedarf von 0,16 TWh bei einer Schwankungsbreite von 0,24 TWh ein Minimum erreicht. In den folgenden Jahren steigt der Bedarf an Reservekraftwerksleistung auf im Mittel 1,7 TWh im Jahr 2033 mit einer Schwankungsbreite von 1,9 TWh an. Die Übereinstimmung mit dem Redispatch-Bedarf ist durch eine hohe Korrelation der beiden Größen begründet.

Abbildung 7 zeigt die jährliche Häufigkeit des Netzreserveeinsatzes über den betrachteten Zeithorizont von 2025 bis 2034. Die Einsatzhäufigkeit ist nach der gesamten genutzten Netzreserveleistung gruppiert. Im Jahr 2027 werden in etwa 50 % aller Netznutzungsfälle Netzreservekraftwerke eingesetzt, wobei in unter 1 % aller Netznutzungsfälle eine Netzreserveleistung über 3 GW abgerufen wird. Nach einem vorübergehenden, durch Netzausbaumaßnahmen bedingten Rückgang auf etwa 15 % im Jahr 2031, steigt die Einsatzhäufigkeit auf bis zu 25 % im Jahr 2034 an.

Die Volatilität der erneuerbaren Erzeuger führt zu häufiger auftretenden Stunden mit hohem Reservekraftwerkseinsatz von über 5 GW. Im Jahr 2027 werden lediglich in unter 0,18 % aller Netznutzungsfälle mehr als 5 GW Netzreserveleistung abgerufen. Im Jahr 2031 tritt dies bereits in 0,26 % aller Netznutzungsfälle und im Jahr 2033 in 1,13 % aller Netznutzungsfälle auf.

Abb. 7: Einsatzhäufigkeit von Netzreservekraftwerken für den Zeithorizont 2025 bis 2034. Der Einsatz ist relativ zur Gesamtheit aller Netznutzungsfälle angegeben. Netznutzungsfälle ohne Einsatz von Netzreservekraftwerken werden nicht dargestellt. Die Einsatzhäufigkeit ist nach der Einsatzleistung der Gesamtheit der Netzreservekraftwerke gruppiert.

Die Arbeits- und Vorhaltekosten der Netzreserve werden in Abbildung 8 dargestellt. Erwartungsgemäß folgen die Arbeitskosten dem Trend der Redispatch-Verteilung mit einem anfänglichen Niveau von im Mittel 200 Mio. Euro im Jahr 2025, einem Minimum von im Mittel 26 Mio. Euro im Jahr 2029 und einem erneuten Anstieg auf im Mittel 340 Mio. Euro im Jahr 2034. Die Vorhaltekosten machen mit über 83 % den Großteil der Netzreservekosten aus. Der nahezu lineare Anstieg der Vorhaltekosten über den betrachteten Zeithorizont erklärt sich dadurch, dass jedes aus dem Markt scheidende Kraftwerk in die Netzreserve überführt wird. Die gezeigten Vorhaltekosten stellen somit eine Kostenobergrenze dar.

Abb. 8: Kostenverteilungen der Reservekraftwerke für den Zeithorizont 2025 bis 2034. Die Arbeitskosten entstehen durch den Einsatz von Netzreservekraftwerken, und die Vorhaltekosten bilden je Jahr eine konstante Kostenerhöhung. Die Mittelwerte der Arbeitskosten und die Vorhaltekosten sind als Punkte eingetragen.

Die notwendige Netzreserve wird gemäß der Netzreserveverordnung auf Basis der Systemanalysen der vier ÜNB ausgelegt. Darin wird das Netzreserve-Portfolio anhand eines Wetterjahrs und einer synthetisch erzeugten kritischen Situation dimensioniert. Eine Aussage über die Eintrittswahrscheinlichkeit dieser kritischen Situation ist nicht möglich. Daher existiert bisher kein Standard für ein Sicherheitsniveau, das mit Blick auf die netzseitige Versorgungssicherheit erzielt werden soll.

Im Folgenden wird eine Idee für einen alternativen Ansatz zur Dimensionierung des Netzreserve-Portfolios auf Basis probabilistischer Szenarien vorgestellt. In der Methodik werden sukzessive Netzreservekraftwerke aus dem Portfolio entfernt und die Häufigkeit der infolgedessen kritischen Netzsituationen ausgewertet. Eine Netzsituation wird als kritisch bewertet, wenn ein Schwellwert für den Bedarf an ausländischen Redispatch-Potenzialen überschritten wird. Die Methodik soll in diesem Bericht zunächst vorgestellt und diskutiert werden.

Abb.9: Eintrittswahrscheinlichkeit von Netzsituationen, die beim Entfernen von Reservekraftwerken zu zusätzlichen Bedarf ausländischer Redispatch-Potenziale führen (Betrachtungsjahr 2034)

Werden beispielhaft 15 Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 1,7 GW aus dem Portfolio entfernt, führt das in weniger als 0,1 % (< 9 h/a) des Jahres zu zusätzlichem ausländischen Redispatch über 1,5 GW. Das Portfolio setzt sich hierbei, wie in den Szenarioannahmen beschrieben, aus den heutigen Reservekraftwerken und den bis 2034 aus dem Strommarkt ausscheidenden Kraftwerken zusammen, die potentiell in die Netzreserve überführt werden könnten. Die kritischen Netzsituationen mit Auslands-RD über dem Grenzwert müssen in einem nächsten Schritt unter Berücksichtigung des Risikos einer Nichtverfügbarkeit des zusätzlichen, aber ungesicherten ausländischen RD-Potentials bewertet werden, um eine Entscheidung über die Entlassung der Kraftwerke aus dem Netzreserve-Portfolio zu treffen. Diese Möglichkeit der Bewertung kann bei zunehmenden RD-Kooperationen mit dem Ausland (z.B. Core ROSC) von großem Vorteil sein.

Für eine vollständige Dimensionierung des Reservekraftwerksparks muss auch das initiale Sicherheitsniveau einbezogen werden, um bei einer nicht ausreichenden Netzreserve die Notwendigkeit anderweitiger Maßnahmen zu bewerten.

Abbildung 10 zeigt die Vorhaltekosten und die installierte Leistung der Netzreserve für unterschiedliche Grenzen des ausländischen Redispatch-Bedarfs gegenüber dem Sicherheitsniveau. Wird eine Grenze des ausländischen Redispatch-Bedarfs von 1,5 GW gewählt, liegt das maximal erreichbare Sicherheitsniveau bei 0,22 %. Für ein Sicherheitsniveau unter 0,22 % müssten weitere Redispatch-Potentiale erschlossen oder Redispatch vermeidende Maßnahmen ergriffen werden (siehe Absatz Maßnahmen zur Erhöhung der netzseitigen Versorgungssicherheit). Andererseits kann das Reservekraftwerksportfolio reduziert werden, ohne dass sich das Sicherheitsniveau signifikant verschlechtert. Dies ist an der steilen Flanke zu Beginn der Kurven erkennbar. Die entfernten Reservekraftwerken sind nicht netzdienlich verortet. Wäre ein Sicherheitsniveau von 0,3 % (< 27 h/a) angesetzt, können ggf. 18 Reservekraftwerke mit einer Gesamtleistung von 2,3 GW aus dem Portfolio entlassen und circa 213 Mio. Euro Vorhaltekosten eingespart werden. Wird die Grenze des ausländischen Redispatch-Bedarfs von 1,5 GW auf beispielsweise 3 GW erhöht, sinkt das Sicherheitsniveau auf initial 0,12 %. Werden bei 3 GW ausländischem Redispatch-Bedarf beispielhaft 18 Reservekraftwerke entlassen, würde das Sicherheitsniveau lediglich auf 0,14 % ansteigen.

Die hier vorgestellte Methodik ermöglicht somit eine wahrscheinlichkeits- und kostenbasierte Entscheidung über die Dimensionierung des Netzreserve-Portfolios.

Abb. 10: Resultierende Vorhaltekosten und verbleibende installierte Leistung des Netzreserve-Portfolios gegenüber dem Anteil an Netzsituationen, in denen die entfernten Kraftwerke den Bedarf an ausländischem Redispatch über einen festgelegten Schwellwert heben. Das Betrachtungsjahr ist 2034.

Abbildung 11 zeigt, wie häufig ausländische Potenziale für den innerdeutschen Redispatch benötigt werden. Der häufige, aber niedrige Bedarf im Jahr 2027 wird durch eine Freischaltung der Grenzkuppelleitung zwischen DE und CZ hervorgerufen. Die Freischaltung führt zu einer erhöhten Vorbelastung der deutsch-polnischen Grenzkuppelleitung, die bei Einhaltung der minRAM zum häufigen Einsatz positiver Redispatch-Potenziale in Polen führt. Der Einsatz polnischer Potenziale wird ausschließlich zur Entlastung der deutsch-polnischen Grenzkuppelleitung verwendet.

Lässt man das Jahr 2027 außer Acht, werden ausländische Potenziale für den Redispatch über den gesamten Zeithorizont unter 1,4% (123 h/a) genutzt. Dabei liegt der Großteil mit 1,3 % (114 h/a) unter 1,5 GW. Der Bedarf an ausländischen Potenzialen über 1,5 GW tritt bis 2032 in unter 0,1 % (< 9 h/a) der Netznutzungsfälle auf. Die Häufigkeit steigt im Jahr 2033 auf einen Höchstwert von 0,3 % (26 h/a).

Die netzseitige Versorgungssicherheit ist gefährdet, wenn alle Möglichkeiten zur Behebung von Netzengpässen ausgeschöpft sind. Ein Maß der Kritikalität ist die Höhe der Redispatch-Leistung in Verbindung mit dem Einsatz von Netzreservekraftwerken und dem Bedarf an ausländischen Redispatch-Potenzialen.

Um potenziell kritische Netznutzungsfälle zu quantifizieren, wird ein dreistufiges System herangezogen. Die Stufen stellen die erwartete Netzherausforderung hierarchisch dar. Sie sind jeweils als Oder-Bedingungen formuliert und wie folgt definiert:

• Der gesamte Netzreserveeinsatz ist größer als 33 % der verfügbaren Netzreserveleistung oder es besteht ein Bedarf an ausländischem Redispatch-Potenzial größer 0,5 GW
  

• Der gesamte Netzreserveeinsatz ist größer als 66 % der verfügbaren Netzreserveleistung oder es besteht ein Bedarf an ausländischem Redispatch-Potenzial größer 2 GW
  

• Die eingesetzte Netzreserve stellt mehr als 99 % ihrer verfügbaren Leistung bereit oder es besteht ein Bedarf an ausländischem Redispatch-Potenzial größer 5 GW
  

Die Parametrierung der Stufen wurde auf Basis praxisbezogener Erfahrungswerte gewählt und soll primär die zeitliche Entwicklung des Auftretens potenziell herausfordernder Netzsituationen verdeutlichen.

In Abbildung 12 wird dargestellt, wie sich die potenzielle Gefährdung der netzseitigen Versorgungssicherheit entwickelt. Das Auftreten potenzieller Gefährdungen folgt dem bereits diskutiertem Trend des Redispatch-Bedarfs. Es ist ein temporärer Rückgang in den Jahren 2028 und 2029 zu sehen, der auf die ersten HGÜ-Verbindungen zurückgeführt werden kann. Anschließend nimmt der Anteil potenzieller Gefährdungen bis 2034 wieder zu, was durch den weiteren Zubau erneuerbarer Energien bedingt ist.

In Abbildung 13 sind die potenziell herausfordernden Netznutzungsfälle anhand der Windeinspeisung und PV-Einspeisung je Stufe geclustert. Bei allen Netznutzungsfällen liegt eine Starklastsituation vor. Die mittlere Last der Cluster beträgt 69 GW im Jahr 2025 und steigt linear bis auf etwa 113 GW im Jahr an. Im Jahr 2025 sind die Cluster der Stufe 3 ausschließlich mit Starkwindsituationen verknüpft, bei denen mehr als 35 GW eingespeist werden. Über den betrachteten Zeithorizont sind Netznutzungsfälle der Stufe 3 zunehmend Situationen mit hoher PV-Einspeisung zuzuordnen. An der Verschiebung der Mittelwerte (Kreuze) lässt sich deutlich erkennen, dass besonders herausfordernde Netzsituationen weniger durch Starkwind und zunehmend durch Stark-PV-Situationen entstehen.

Abb. 13: Animation der zeitlichen Entwicklung potenziell herausfordernder Netzsituationen. Die Netznutzungsfälle sind je Stufe in Abhängigkeit der Windeinspeisung und PV-Einspeisung Clustern zugeordnet. Für jede Stufe wurden jeweils zehn Cluster gebildet (Kreise), und der Mittelwert der Cluster (Kreuze) ist ebenfalls eingetragen. Die Kreisgröße spiegelt die Anzahl der Netznutzungsfälle im Cluster wider. Die Farbe entspricht der Kritikalitätsstufe.

Um die Engpassmuster, die zur Kritikalität dieser Netzsituationen führen zu analysieren, visualisiert Abbildung 14 exemplarisch zwei Situationen für das Jahr 2031. In der linken Grafik ist eine typische Starkwind-Starklast-Situation zu sehen, welche vornehmlich auf den Nord-Süd-Transportachsen zu Überlastungen führt. Die rechte Grafik zeigt eine Stark-PV-Starklast-Situation. Aufgrund der vornehmlich im Osten und Süden Deutschlands ausgebauten PV-Kapazitäten entstehen insbesondere in Situationen mit wenig Wind-Einspeisungen Ost-West-Engpässe im Netz. In Situationen mit viel PV-Einspeisung und gleichzeitigem Starkwind entlastet die Einspeisung aus den Offshore-Windparks die Ost-West-Engpässe. Die Relevanz der Nord-Süd-Engpasssituationen geht maßgeblich durch den Ausbau der HGÜ-Systeme zurück. Diese verbessern die Übertragungsfähigkeit von Nord nach Süd.

Durch die Verwendung probabilistischer Methoden ergibt sich ein großer Mehrwert: Sie zeigen eine Vielzahl unterschiedlicher Netzsituationen und ermöglichen weitergehende statistische Analysen. Dabei zeigen sich potenziell besonders herausfordernde Engpasssituationen aufgrund hoher PV-Einspeisungen. Diese Netzsituationen weisen eine Abhängigkeit zum marktlichen Abregelungsverhalten der erneuerbaren Energien auf. Im Abschnitt „Einfluss der marktlichen Abregelung erneuerbarer Energien“ wird dies analysiert und diskutiert.

Abb. 14: Beispiele besonders herausfordernder Netzsituationen aufgrund von Starkwind bei Starklast (links) sowie Stark-PV bei Starklast (rechts). Übermäßige Auslastungen der Höchstpannungsleitungen vor Redispatch sind in Fuchsia dargestellt. Die Netznutzungsfälle sind dem Betrachtungsjahr 2031 entnommen.

Diese Entwicklung wirkt sich auch signifikant auf die Bewertung des Netzreserve-Portfolios aus (siehe Abbildung 26). Bei hierarchischer Abregelung werden ein Sicherheitsniveau von 0,3 % mit einem Netzreserve-Portfolio von 17 GW installierter Leistung und entsprechend 1,57 Mrd. Euro Vorhaltekosten erreicht. Hingegen liegt bei Einsatz von Flexibilitäten und einer gleichverteilten Abregelung ein initiales Sicherheitsniveau von 0,06 % vor. Die steile Flanke zu Beginn der Kurve weist ebenfalls auf nicht netzdienlich verortete Reservekraftwerke hin, die ohne signifikante Einbußen des Sicherheitsniveaus aus dem Portfolio entlassen werden könnten. Ein Sicherheitsniveau von 0,3 % kann mit einem Portfolio von 11,5 GW installierter Leistung und 1,1 Mrd. Euro Vorhaltekosten erreicht werden. Dies entspricht einer Reduktion der Vorhaltekosten um weitere 470 Mio. Euro. Das Beispiel verdeutlicht, wie wichtig die Erschließung dieser Flexibilitäten für den Redispatch ist, um Netzreserve-Kraftwerke nicht für die Realisierung der marktlichen Fahrpläne von Elektrolyseuren vorhalten zu müssen.

Abb. 26: Vergleich des notwendigen Netzreserveportfolios zwischen der hierarchischen und der gleichverteilten Abregelung von erneuerbaren Energien (GVA) bei gleichzeitigem Einsatz von Elektrolyseuren (H2) im Redispatch für das Jahr 2034.