Vom Netzentwicklungsplan zum Innovations- und Systementwicklungsplan

Die Autoren stellen einen angepassten NEP-Prozess vor, der auch neue und möglicherweise erst zu entwickelnde Technologien berücksichtigt. Der sich daraus ergebende Innovations- und Systementwicklungsplan (NEP 2.0) könnte bereits im Jahr 2020 erstmals angewendet werden.

Die Erreichung der Klimaschutzziele erfordert einen ambitionierten Umbau der Stromerzeugung auf erneuerbare Energien (EE). Diskutiert werden unter anderem der Kohleausstieg und ein EE-Anteil von 80 % um das Jahr 2040. Vor allem mit wachsender Erzeugungsleistung aus Offshore- und Onshore-Wind­energieanlagen, hauptsächlich im Norden Deutschlands, besteht eine Aufgabe der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) darin, den dort erzeugten Strom in die Verbrauchszentren im Süden zu transportieren. Das Übertragungsnetz ist dabei ein wesentlicher Bestandteil der Energiewende.

Die immer höheren politisch gewünschten EE-Ausbauziele der Bundesregierung und die Auswirkungen des Clean Energy Package der Europäischen Kommission bewirken in den Berechnungen des Netzentwicklungsplans (NEP) einen kontinuierlich steigenden Netzausbaubedarf. Gegenwärtig ist im gesetzlich vorgesehenen Prozess der NEP-Erstellung der Ausbau des Übertragungsnetzes die einzige Möglichkeit zur Lösung der Transport- und Versorgungsaufgabe. Auswirkungen von Innovationen auf Kundenseite wie Demand-Side-Management oder Power-to-Gas werden bereits als exogene Größen bei der Erstellung des energiewirtschaftlichen Szenariorahmens berücksichtigt. Gleichzeitig erforschen und entwickeln jedoch sowohl Übertragungsnetzbetreiber als auch Dritte neue Technologien sowie innovative Ansätze, mit der die Effizienz sowohl auf Erzeugungs- und Verbrauchsseite als auch des Energietransports perspektivisch steigen könnte. Einige Studien zeigen, dass innovative Konzepte und Technologien im Übertragungsnetz einen positiven Beitrag leisten können. Beispiele für entsprechende Flexibilitätsoptionen sind im Folgenden genannt.

Flexibilitätsoptionen

Netzdienliche Flexibilitätsoptionen auf Erzeugungs- und Verbrauchsseite

Die Entwicklung der Stromversorgung hin zu einem digitalen und dekarbonisierten System führt dazu, dass die Zahl steuerbarer Einspeisungen, Lasten und Speicher in Zukunft weiter steigen wird. Derzeit werden diese überwiegend marktgetrieben eingesetzt und auch so zum Beispiel in der Erstellung der energiewirtschaftlichen Szenarien angenommen. Der netzdienliche Einsatz dieser Technologien kann eine Alternative zum Netzausbau sein und Maßnahmen zum Engpassmanagement unterstützen.

Flexibilitätsoptionen im Übertragungsnetz

Mit zunehmender Vermaschung im Übertragungsnetz, mit zunehmender Volatilität der Leistungsflüsse und mit der Notwendigkeit, immer neue Netzknoten zur Rückspeisung aus dem Verteilnetz zu errichten, wird die Wahrscheinlichkeit größer, dass sich einzelne Abschnitte des Übertragungsnetzes bei ansonsten moderater Netzauslastung als Engpässe erweisen. In mehreren Studien konnte gezeigt werden, dass durch gezielte Steuerung von Leistungsflüssen an ausgewählten Standorten deutliche Redispatcheinsparungen erzielt werden können. Zusätzlich erscheint eine technologieorientierte Erweiterung des klassischen (n – 1)-Kriteriums sachgerecht, was ebenfalls durch Studien gezeigt werden konnte. Beispielsweise ist eine durch neuartige Regel- und Steuerungstechniken (Netzstresstest, Tennet, 2016) automatisierte Systemführung die mittelfristige Vision für die Weiterentwicklung des Netzbetriebs. Sie wird derzeitig in Forschungsvorhaben untersucht, um ihre Einführung ab dem Jahr 2030 zu ermöglichen.

Warum NEP 2.0?

Die derzeitigen gesetzlich gestützten und gut eingespielten Prozesse zur Erstellung des NEP sehen keine systematische und endogene Berücksichtigung innovativer Lösungen zur Bewältigung der Aufgaben vor, die aus dem vorgegebenen energiewirtschaftlichen Rahmen entstehen. Das bedeutet, die eigentliche Forschungs- und Entwicklungsarbeit für neuartige Lösungen ist nicht Teil des NEP. Sie werden vielmehr entweder als gegeben oder als zum Zielzeitpunkt vermutlich realisiert angenommen. Neue Ansätze zur Bewertung, zur öffentlichen Konsultation sowie zur Auswahl und Genehmigung möglicher Technologien und Verfahren, die außer dem Netzausbau für die künftige Transport- und Versorgungsaufgabe eingesetzt werden können, werden nicht vom regulatorischen Prozess abgedeckt. Das bedeutet für die ÜNB ein nicht unerhebliches Technologierisiko und kann es langfristig dazu führen, dass Innovationen nicht ausreichend präzise qualifiziert, quantifiziert und in der Planung berücksichtigt werden.

Für die systematische Berücksichtigung von Innovationen sind die heutigen NEP-Prozesse daher anzupassen und zu erweitern. Die Prozessphasen des hier vorgeschlagenen NEP 2.0 bauen im Grundsatz auf den Prinzipien des derzeitigen NEP auf, sehen jedoch eine systematische Endogenisierung neuer und möglicherweise erst zu entwickelnder Technologien in der Netzentwicklungsplanung vor. Der NEP würde damit langfristig zu einem verbindlichen Innovations- und Systementwicklungsplan.

NEP 2.0
Bild 1. Anpassung der NEP-Prozesse

Konkret sieht ein NEP 2.0 folgende Prozessanpassungen vor (Bild 1):

  1. Einführung einer Innovationsbewertung als neuen Prozessschritt, der die Technologieoptionen und weitere Innovationen für die Netzberechnung determiniert.
  2. Ergänzung des bisherigen Szenariorahmens durch Technologieszenarien und zusätzliche Langfristszenarien, die analog zu den heutigen energiewirtschaftlichen Szenarien konsultiert und bestätigt werden.
  3. Strukturierte Bewertung langfristiger Entwicklungen zur Auswahl präferierter Investitionsmaßnahmen.
Schritt 1: Innovationsbewertung

Innovationsbewertung im Zusammenhang mit der Netzplanung ist verbunden mit der Erfassung von Innovationen, der Bewertung der Technologie und der Bestimmung der mit der Technologie verbundenen Realisierungsrisiken und -kosten. Die Technologiebewertung kann zum Beispiel nach Reifegraden (Technology Readyness Level – TRL) erfolgen, wie sie in der RD&I Roadmap der Entso-E verwendet wird (Entso-E, 2016: R&I-Roadmap 2017-2026, Power in Transition). Auf Basis der Bewertungsergebnisse wird dann vorgeschlagen, welche Technologieoptionen in die Netzberechnung des NEP 2.0 einfließen.

Die systematische Erfassung potenzieller Innovationen kann durch die ÜNB sowohl auf Basis eigener Entwicklungen als auch auf Vorschlag Dritter erfolgen. Eine erste vereinfachte technische Potenzialabschätzung wird in diesem Schritt durchgeführt. Wenn ein positiver Nutzen zu erwarten ist, wird der nächste Schritt, die Bewertung der Innovation, eingeleitet.

Die Bewertung der Innovation kann durch die ÜNB an Fachexperten vergeben werden. Verantwortlich für die Bewertung und die Ergebnisse der Innovationsbewertung bleiben jedoch die ÜNB. Anschließend erfolgt eine Marktkonsultation der Ergebnisse aus der Innovationsbewertung. Welche Innovation in den Netzberechnungen des NEP 2.0 berücksichtigt wird, ist Ergebnis der Innovationsbewertung. Dabei erfolgt die Empfehlung für die Berücksichtigung auf Basis der technischen Verfügbarkeit der Innovation und der damit verbundenen Risiken in den betrachteten Stichjahren. Vor allem wird geprüft, ob eine Innovation die technischen Anforderungen zum betrachteten Stichjahr erfüllen könnte. Sollte dies nicht der Fall sein, wird die Innovation in einem zeitlich nachfolgenden NEP erneut geprüft. Die Auswahl der Innovationen geht anschließend in die Ausarbeitung des Szenariorahmens ein.

Schritt 2: Festlegung des Szenariorahmens

Bislang erfolgte die Zusammensetzung des Szenariorahmens auf Basis der von den ÜNB erarbeiteten energiewirtschaftlichen Szenarien. In dem veränderten Szenariorahmen des NEP 2.0 werden nicht nur energiewirtschaftliche Entwicklungen, sondern auch energiewirtschaftliche Innovationen erfasst. Diese werden um Technologieszenarien ergänzt. Dabei sind Technologieszenarien eine Kombination aus unterschiedlichen Technologieoptionen (Bild 2).

NEP 2.0
Bild 2. Technologieszenarien im NEP 2.0

Wie sich die Technologieszenarien zusammensetzen, ist zum einen das Ergebnis aus dem Innovationsbewertungsprozess. Dieser bestimmt, welche Innovationen und in welchem Umfang diese zu dem jeweiligen Stichjahr zur Verfügung stehen und mit welchen Kosten und Risiken diese verbunden sind.

Der heutige Szenariorahmen enthält drei (Mittelfrist-)Szenarien, die einen Zeitraum von mindestens 10 und höchstens 15 Jahren abdecken. Zusätzlich zeigt ein (Langfrist-)Szenario die Entwicklungen mit Blick auf mindestens 15 und höchstens 20 Jahre. So enthält beispielsweise der NEP 2030 – aus dem Jahr 2019 – drei Szenarien für 2030 und ein Szenario für 2035. Aufgrund der dynamischen Entwicklung von Innovationen ist jedoch eine stringente Ausrichtung auf eine wesentlich längerfristige Entwicklung erforderlich, die auch die Umsetzungsdauer für Forschungs- und Technologieprogramme einschließt. Deshalb ist es erforderlich, im NEP 2.0 nicht nur ein Szenario für die mittel- bis langfristige Entwicklung abzubilden, sondern für jedes Mittelfristszenario auch eine korrespondierende Langfristperspektive zu entwickeln und zu untersuchen.

Schritt 3: Strukturierte Bewertung lang­fristiger Entwicklungen zur Auswahl der präferierten Investitionsmaßnahmen

Nachdem der Szenariorahmen öffentlich konsultiert und von der BNetzA bestätigt wird, können die Netzberechnungen starten. Die ÜNB legen fest, nach welchen Berechnungsregeln das erfolgen soll. Neue Berechnungsregeln oder -algorithmen ergänzen die »Grundsätze für die Planung des deutschen Übertragungsnetzes«. Grundsätzlich ist das Ergebnis der Netzberechnung auf Basis einer konsistenten Kosten-Nutzen-Analyse ein Set von Ausbau- beziehungsweise Innovationsmaßnahmen, das erforderlich ist, um die Versorgungsaufgabe des jeweiligen energiewirtschaftlichen Szenarios zu bewältigen.

Den Abschluss bildet die Bestätigung der Berechnungsergebnisse durch die Regulierungsbehörde, die explizit auch die Weiterverfolgung positiv bewerteter Technologieoptionen einschließt.

Insgesamt steigt durch den erweiterten Szenariorahmen und die zusätzlichen Analysen die Komplexität der Erstellung des NEP, der Entscheidungsfindung und auch der Bestätigungspraxis durch die Regulierungsbehörde. Um den NEP möglichst zweckmäßig zu gestalten, wird vorgeschlagen, den Detailgrad von ausgewählten Netzberechnungen auf ein sinnvolles Maß zu reduzieren. Zu-dem kann der zeitliche Turnus der Netzberechnungen auf beispielsweise vier Jahre angepasst werden, um die Prozesse des NEP 2.0 zu entzerren.

Roadmap

Für die Entwicklung hin zu einem NEP 2.0 ist eine klare Roadmap notwendig, die die einzelnen Schritte bis hin zur rechtlichen Umsetzung berücksichtigt. Die skizzierten Empfehlungen sind mit allen Stakeholdern abzustimmen, um unter anderem auch die erweiterten Prozessschritte – Innovationsbewertung, Erweiterung des Szenariorahmens und der Maßnahmenauswahl – im Detail zu gestalten.

Ein Einführungszeitplan zur Umsetzung und eine Übergangsphase für einen NEP 2.0 müssen festgelegt werden. Ein mögliches Ziel wäre, den NEP 2.0 im Jahr 2020 erstmalig anzuwenden. Dazu könnten die ÜNB mit der Innovationsbewertung – einschließlich Begleitgremium – bereits im Jahr 2019 beginnen. Zusätzlich sollte die Anpassung des Ordnungsrahmens mit der Schaffung des gesetzlichen Rahmens für einen erweiterten NEP-Prozess gestartet werden.

Autoren

Dr. Baris Özalay, Senior Consultant,
E-Bridge Consulting GmbH, Bonn,
E-Mail: boezalay@e-bridge.com, Web: www.e-bridge.de

Dr. Vigen Nikogosian, Principal Consultant,
E-Bridge Consulting GmbH, Bonn,
E-Mail: vnikogosian@e-bridge.com, Web: www.e-bridge.de

Dr. Bernd Klöckl, Leiter Netzplanung,
TenneT TSO GmbH, Bayreuth,
E-Mail: bernd.kloeckl@tennet.eu, Web: www.tennet.eu

Gastbeitrag aus ew 9/2018

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