Kapazitätsbedarf in Süddeutschland - LBD-Beratungsgesellschaft ...

Kapazitätsbedarf in Süddeutschland
Parlamentarischer Abend
Berlin, 28.02.2013
PQ Energy | Kapazitätsbedarf in Süddeutschland LBD | Beratungsgesellschaft | | Berlin
28.02.2013 | 1 I 23

Ausgangslage
Noch im Jahr 2010 bestanden in Deutschland erhebliche Überkapazitäten. Das Reaktorunglück
von Fukushima im März 2011, gefolgt vom deutschen Kernkraftmoratorium,
hat die Situation für die Versorgungssicherheit in Deutschland erheblich verändert.
Durch das Kernkraftmoratorium bzw. den folgenden Atomausstieg sind in Deutschland
8 Kernkraftwerksblöcke mit insgesamt ca. 8 GW Leistung stillgelegt worden, 5 GW
davon in Süddeutschland. Insgesamt werden in Süddeutschland bis zum Jahr 2023
13 GW Kernkraftwerke stillgelegt.
Für Süddeutschland stellt der Wegfall dieser Kapazitäten ein erhebliches Risiko für die
Versorgungssicherheit dar. Der starke Rückgang von Erzeugungskapazitäten im Süden
legt nahe, dass bis zum Jahr 2023 neue Kraftwerke als Ersatz nötig sein könnten.
Um diese Vermutung zu überprüfen, benötigte PQ Energy eine Marktpotenzialanalyse
für den süddeutschen Raum. Diese Marktpotenzialanalyse ist Grundlage der
PQ Energy für die Planung und Errichtung von Kraftwerken in Süddeutschland.
PQ Energy hat die LBD beauftragt, zu diesem Zweck eine Analyse der Kapazitätsausstattung
in Süddeutschland durchzuführen. Diese erfolgt unter Berücksichtigung
des Netzentwicklungsplans Strom 2012 und der möglichen Importe aus den Nachbarländern
Süddeutschlands.
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Zusammenfassung
Kapazitätsbedarf in Süddeutschland
Bereits 2012 deckten die Kraftwerkskapazitäten in Süddeutschland (33,6 GW) nicht den
Kapazitätsbedarf (38,1 GW). Diese Versorgungslücke wird heute durch Kapazitäten aus
Norddeutschland geschlossen. Der weitere Rückgang an Kraftwerkskapazitäten lässt
einen Anstieg der Lücke auf 15 GW bis 2023 erwarten.
Entwicklung Ausbau Übertragungsnetz
Das Übertragungsnetz ermöglicht heute einen sicheren Transport von 12 GW von Nord- nach
Süddeutschland (Startnetz NEP 2012). Nach der Inbetriebnahme der Thüringer Strombrücke
steht eine Übertragungskapazität von rund 15,4 GW zur Verfügung. Diese übersteigt die bis
2023 zu erwartende Kapazitätslücke. Es bleibt unsicher, zu welchem Zeitpunkt die Thüringer
Strombrücke vollständig in Betrieb genommen ist.
Entwicklung Kapazitätsangebot in Norddeutschland
Die Überkapazitäten wachsen in Norddeutschland von 10 GW in 2012 auf 15 GW in 2014 an.
Alterungsbedingt gehen ab 2016 die Überkapazitäten soweit zurück, dass in 2023 auch in
Norddeutschland eine Kapazitätslücke entsteht.
Stromexport aus Süddeutschland
In Spitzenlastsituationen wird typischerweise aus Süddeutschland in die Nachbarländer
exportiert. D.h. Versorgungssicherheit kann nur hergestellt werden, wenn nicht nur der
eigene Kapazitätsbedarf gedeckt werden kann, sondern auch zugleich die Exportgeschäfte
im europäischen Binnenmarkt erfüllt werden können. Gemessen am 09.02.2012 ist ein
zusätzlicher Kapazitätsbedarf zur Exporterfüllung von 3-5 GW zu erwarten. Auch bei unseren
Nachbarländern entwickelt sich eine Kapazitätslücke von rund 20 GW bis 2020.
Kapazitätssaldo in Süddeutschland
Der den Kapazitätssaldo in Süddeutschland zunächst limitierende Faktor ist der Netzausbau
der Thüringer Strombrücke und die damit verbundenen Inbetriebnahmerisiken. Selbst für den
Fall einer erfolgreichen Inbetriebnahme der Übertragungskapazitäten bis 2017 reichen ab
2018/19 die Erzeugungskapazitäten in Deutschland nicht aus, um den Bedarf in Süddeutschland
sicher zu decken.
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Gliederung
1. Vorstellung der Methodik
2. Bestandsaufnahme und Kapazitätsentwicklung
im Vergleich zum NEP und zeitgleichen Verbrauch
3. Das Übertragungsnetz als Lösungsstrategie
4. Entwicklung des norddeutschen Kapazitätssaldos
5. Importe aus den Nachbarländern als Lösungsstrategie
6. Entwicklung des süddeutschen Kapazitätssaldos
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01
Vorstellung der Methodik
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Vier Schritte zur
Potenzialermittlung
Ziel der Marktpotenzialuntersuchung war es, den
Kapazitätsbedarf in Süddeutschland in seiner
zeitlichen Entwicklung zu quantifizieren.
Risiken für die Versorgungssicherheit entstehen,
wenn die unterstellten Kapazitäten nicht vorgehalten
oder zu spät errichtet werden.
Die Marktpotenzialanalyse wurde dafür in
Jahresscheiben in vier Schritten durchgeführt:
1. Kapazitätsentwicklung in Süddeutschland
2. Analyse der Netzentwicklung in
Nord-Süd-Richtung als Lösungsbaustein
3. Analyse der norddeutschen
Kapazitätsausstattung
4. Analyse des möglichen
Beitrags der Nachbarländer.
Das Ergebnis ist der süddeutsche Kapazitätssaldo
unter Berücksichtigung des möglichen Beitrags von
Stromtransfer aus Norddeutschland und den
Nachbarländern.
1
Kapazitätsentwicklung
Süddeutschland
DK
2
Netzentwicklung
3
4
Kapazitätsentwicklung
Norddeutschland
Beitrag Nachbarländer
NL
2
3
PL
B
2
CZ
L
4
1
4
F
4
4
CH
A
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Datenbasis und
Annahmen der
Analysen
Ausgegangen wird in den Analysen vom Kraftwerkspark
in Süddeutschland, der auf Basis der
Kraftwerksliste der BNetzA abgebildet wird.
Süddeutschland wird durch die Bundesländer
Rheinland-Pfalz, Hessen, Saarland, Baden-
Württemberg und Bayern abgegrenzt. Nachfrage
und Angebot werden somit auf Bundeslandebene
abgebildet.
Die Engpasssituation wird über die Übertragungsleitungen
an den Landesgrenzen angenähert.
Die Stilllegungsprognose basiert auf den im NEP
2012 unterstellten technischen Nutzungsdauern für
Kraftwerke. Darüber hinaus wurden keine lebensdauerverlängernden
Maßnahmen durch Retrofit
angenommen.
Die verwendete Methodik hat nicht zum Ziel, lokale
Netzverhältnisse zu analysieren, die zum Beispiel
in Nordbayern in Folge der Stilllegung des KKW
Grafenrheinfeld im Jahr 2015 entstehen.
Angesichts der wirtschaftlichen
Situation von Kraftwerken im
Strommarkt bei aktueller
Wettbewerbsintensität sind
lebensdauerverlängernde
Maßnahmen nicht zu erwarten.
Kapazitätsentwicklung
Nutzungsdauern
Nichtverfügbarkeiten
Transportkapazitäten
Auslandskapazitäten
• BNetzA Kraftwerksliste
• Abgrenzung Süddeutschland:
Rheinland-Pfalz, Hessen, Saarland, Baden-Württemberg, Bayern
• Entsprechend NEP 2012 (45 Jahre gasgefeuerte Anlagen,
50 Jahre übrige konventionelle Anlagen), kein Retrofit
• Keine Stilllegung bei Wasserkraft und Speicherkraftwerken
• Ungeplante nicht disponible Verfügbarkeiten nach VGB für
konventionelle Kraftwerke (4,5% – 7,3% abhängig vom Kraftwerkstyp)
• 31% für Laufwasserkraftwerke
(Bundesdurchschnitt für Januar und Februar auf Basis EEX-Transparency)
• ENTSO-E Netzkarte
• BNetzA EnLAG Monitoring-Bericht
• Netzentwicklungsplan 2012
• ENTSO-E Scenario Outlook & Adequacy Forecast
• VGB »Geplante Neubauprojekte in der EU«
• ENTSO-E Lastflussdaten
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02
Bestandsaufnahme und Kapazitätsentwicklung
im Vergleich zum NEP und zeitgleichen
Verbrauch
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Entwicklung der
gesicherten Leistung
– altersbedingte
Stilllegungen
Für die Potenzialanalyse musste untersucht werden,
welche Kapazitäten in Süddeutschland benötigt
werden und welche Kapazitäten verfügbar sind.
Der Kapazitätsbestand in Süddeutschland wurde in
Jahresscheiben ausgehend vom Bestand im Jahr
2012 bis zum Bestand im Jahr 2023 untersucht. Alle
Kapazitätsangaben enthalten ungeplante, nichtdisponible
Verfügbarkeiten.
Den Kapazitäten wurde der Bedarf von 87,5 GW in
Deutschland gegenübergestellt. Für Süddeutschland
ergibt dies einen Bedarf von 36,2 GW. Es wurde
angenommen, dass im süddeutschen Netz anteilig
ein Regelenergiebedarf von ca. 1,9 GW bereitstehen
muss. Der süddeutsche Anteil des Regelenergiebandes
entspricht dem süddeutschen Anteil am gesamtdeutschen
Verbrauch (ca. 40%).
Die Analyse zeigt einen Rückgang der Erzeugungskapazitäten
um ca. 10,4 GW gegenüber 2012.
Dieser ist maßgeblich durch den Kernkraftausstieg
(ca. 7,4 GW) und den Rückgang bei den konventionellen
Kraftwerken bedingt (Gas: 1,7 GW; sonstige
Konventionelle 1,7 GW; Steinkohle: 1,3 GW). Demgegenüber
stehen Neubauten in Höhe von ca. 1,9 GW.
Unter Berücksichtigung der in Bau
befindlichen Kraftwerke gibt es einen
Kapazitätsrückgang um ca. 10 GW in
Süddeutschland.
Bereits im Jahr 2012 kann der Bedarf
nicht vollständig durch
Erzeugungskapazitäten in
Süddeutschland gedeckt werden.
GW
45
40
35
30
25
20
15
10
5
0
Entwicklung gesicherter Kapazität auf Basis technischer Nutzungsdauern
33,6 33,5 33,4 34,1 30,1 29,9 28,6 28,6 27,3 27,3 25,7 23,2 38,1
Regelenergie
Verbrauch
Laufwasser
Sonstige EE
Biomasse
sonstige Konventionelle
Speicher Einspeisung
Öl
Zubau Erdgas
Erdgas
KW KW KW KW KW KW KW KW KW KW KW KW
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 zeitgl.
Max
Bedarf
Zubau Steinkohle
Steinkohle
Braunkohle
Kernenergie
Quelle: BNetzA; NEP 2012; Szenariorahmen 2013; VGB; Stand: 17.09.2012
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Entwicklung der
Kapazitätsunterdeckung
in
Süddeutschland
Aus der Entwicklung des Kapazitätsbestands und
dem Bedarf in Süddeutschland kann die Entwicklung
der süddeutschen Kapazitätsunterdeckung
abgeleitet werden.
1. Bereits im Jahr 2012 besteht eine Unterdeckung
in Süddeutschland in Höhe von 4,5 GW.
Süddeutschland ist bereits heute auf die
Netzinfrastruktur angewiesen, um die
Nachfrage zu decken.
2. Die Unterdeckung in Süddeutschland steigt bis
zum Jahr 2023 von 4,5 GW auf 15 GW an.
Wirtschaftlich getriebene Stilllegungen könnten
diese Unterdeckung noch vergrößern.
Die süddeutsche Kapazitätsunterdeckung
wird auf 15 GW anwachsen.
Die Unterdeckung kann
durch verschiedene Strategien
geschlossen werden:
• Errichtung von Netzinfrastruktur
• Import
• Verhinderung bzw. Verzögerung
von Stilllegungen
• Errichtung von neuen Kapazitäten.
Die Entwicklung der Netzinfrastruktur
kann dabei anhand des NEP 2012
berücksichtigt werden.
GW
-24
-22
-20
-18
-16
-14
-12
-10
-8
-6
-4
-2
-
Entwicklung der Unterdeckung zwischen verfügbaren Kraftwerken und Bedarf
1 2
-15,0
-12,4
-10,9 -10,9
-9,5 -9,5
-8,1 -8,2
-4,5 -4,6 -4,7 -4,0
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Unterdeckung mit altersbedingten Stilllegungen
Quelle: BNetzA; NEP 2012; VGB; LBD-Analysen Stand: 03.09.2012
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03
Das Übertragungsnetz als Lösungsstrategie
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Entwicklung der
Kapazitätsunterdeckung
in
Süddeutschland
Die Maßnahmen im Rahmen
des EnLAG-Monitorings und des
NEP 2012 würden im Endausbau
ca. 30 GW Übertragungsleistung
bereitstellen. Dies übersteigt
die süddeutsche Kapazitätsunterdeckung.
Die Kapazitätsunterdeckung in Süddeutschland
könnte durch Bereitstellung von Netzinfrastruktur
gelöst werden. Hierfür ist es notwendig zu prüfen,
ob das Übertragungsnetz ausreichend Kapazitäten
bereitstellt.
Die Grafik zeigt die Übertragungskapazität in Nord-
Süd-Richtung unter Berücksichtigung der Netzausbaumaßnahmen
im Zeitverlauf. Hinsichtlich der
Fertigstellung der Thüringer Strombrücke
besteht noch Unsicherheit. Eine Fertigstellung
wird zwischen 2015 und 2018 erwartet. Auch die
Fertigstellungszeitpunkte der Maßnahmen im
Rahmen des NEP 2012 sind unsicher.
GW 12,0 13,0 13,0 15,4 15,4 19,8 15,4 26,1 28,1 28,1 30,1 30,1
35
Die Kapazitätsunterdeckung in Süddeutschland
könnte bei rechtzeitiger Fertigstellung der Ausbaumaßnahmen
des NEP 2012 durch das Übertragungsnetz
kompensiert werden. Unter Berücksichtigung
der Erfahrungen mit dem Ausbau der
Übertragungsnetze ist kritisch zu hinterfragen,
welche Leitungen in den vorgesehenen Jahren
tatsächlich realisiert werden können.
Auf Basis des Netzentwicklungsplans 2012 ist eine
belastbare Abschätzung über die tatsächliche Realisierung
noch nicht möglich.
Netzentwicklung entsprechend NEP, EnLAG-Monitoring und Annahmen LBD
Die süddeutsche Kapazitätsunterdeckung
könnte bei rechtzeitiger
Realisierung der Netzausbaumaßnahmen
ab dem Jahr 2017 durch
das Übertragungsnetz kompensiert
werden.
Dies setzt jedoch ausreichende
Verfügbarkeit konventioneller
Kraftwerke im übrigen Bundesgebiet
voraus.
30
25
20
15
10
5
0
unsichere Inbetriebnahme
der Thüringer Strombrücke
zwischen 2015 (NEP 2012)
und 2018 (EnLAG-Monitoring)
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023
Startnetz
Neubautrassen Thüringer Strombrücke
Netzerweiterung (Thüringer Strombrücke)
NEP 2012 Maßnahmen
Quelle: BNetzA; NEP 2012; EnLAG-Monitoring; LBD-Analysen Stand: 03.09.2012
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04
Entwicklung des norddeutschen
Kapazitätssaldos
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Entwicklung der
gesicherten Leistung
in Norddeutschland –
altersbedingte
Stilllegungen
Für die Bereitstellung von Leistung in Süddeutschland
mit Hilfe des Übertragungsnetzes ist erforderlich,
dass in Norddeutschland ausreichend Kapazitäten
verfügbar sind. Dafür muss untersucht werden,
ob in Norddeutschland ausreichend Kapazitätsüberdeckung
vorhanden ist.
Für die Prognose der Kapazitätsentwicklung in
Norddeutschland wurden ebenfalls die technischen
Nutzungsdauern aus dem Netzentwicklungsplan
zugrunde gelegt.
Die größten Treiber sind Stilllegungen von
Kernkraft (ca. 4 GW), Kohle- (ca. 4 GW) und
Gaskraftwerken (ca. 4 GW) sowie Braunkohle
(ca. 3 GW) und sonstigen konventionellen
Kraftwerken (ca. 3 GW).
Dem steht ein Zuwachs gesicherter Leistung
in Höhe von ca. 8 GW durch in Bau befindliche
Kraftwerke gegenüber.
Der maximale Kapazitätsüberhang
wird mit der Fertigstellung der in Bau
befindlichen Kraftwerke (überwiegend
Kohle) im Jahr 2014 erreicht.
Der norddeutsche Kapazitätsbestand
wird unter Berücksichtigung der
bereits in Bau befindlichen
Kraftwerke bis zum Jahr 2023 um ca.
11 GW gegenüber dem heutigen
Bestand zurückgehen.
Entwicklung gesicherter Kapazität in Norddeutschland auf Basis technischer Nutzungsdauern
GW 66,6 71,1 71,5 71,5 70,9 70,3 69,7 66,1 64,0 62,4 57,6 55,5 53,1
GW 66,6 71,1 71,5 71,5 70,9 70,3 69,7 66,1 64,0 62,4 57,6 55,5 56,8
80
80
Regelenergie
70
Regelenergie
70
Verbrauch
Verbrauch
60
Laufwasser
60
Laufwasser
Sonstige EE
50
Sonstige EE
50
Biomasse
Biomasse
40
sonstige Konventionelle
40
sonstige Konventionelle
Speicher Einspeisung
30
Speicher Einspeisung
30
Öl
Öl
20
Zubau Erdgas
20
Zubau Erdgas
Erdgas
10
Erdgas
Zubau Steinkohle
10
Zubau Steinkohle
Steinkohle
0
0
Steinkohle
Braunkohle
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 zeitgl. Braunkohle
2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022 2023 zeitgl. Bedarf
Max Kernenergie
Max Kernenergie
Quelle: BNetzA; NEP 2012; VGB; Stand: 26.09.2012
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Entwicklung des
norddeutschen
Kapazitätssaldos
Der Saldo aus Bedarf und norddeutschem Erzeugungspark
zeigt, dass der Kapazitätsüberhang zur
Deckung der süddeutschen Kapazitätsunterdeckung
eingesetzt werden kann.
Die Analyse der Entwicklung norddeutscher Erzeugungskapazitäten
zeigt, dass der Kapazitätsüberhang
Norddeutschlands schrittweise zurückgehen wird.
Die heute bestehenden Überkapazitäten in Norddeutschland
in Höhe von ca. 10 GW werden
vollständig aufgezehrt, sodass im Jahr 2023 bereits
eine Unterdeckung von rund 1 GW entstehen könnte.
Nur der maximale Kapazitätsbestand
in den Jahren 2014/2015 würde
ausreichen, um die Kapazitätsunterdeckung
in Süddeutschland
zu kompensieren.
Bereits mit den unterstellten technischen
Nutzungsdauern wird es
keine ausreichenden Kapazitäten
in Norddeutschland geben, um die
Kapazitätsunterdeckung im Süden
zu schließen.
GW
20
15
10
10
14 15 15
14
Entwicklung des norddeutschen Kapazitätssaldos
13
13
9
7
6
5
1
0
-1
-5
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Überschuss Nord (Szenario 1)
Quelle: BNetzA; NEP 2012; VGB; Stand: 26.09.2012
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05
Importe aus den Nachbarländern
als Lösungsstrategie
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Import- und
Exportkapazitäten in
Süddeutschland
Die Versorgungssituation im
Februar 2012 zeigt, dass Grenzkuppelkapazitäten
nur bedingt
für die Aufrechterhaltung der
Versorgungssicherheit geeignet
sind.
Ursache ist, dass die Höchstlast
in Deutschland und den Nachbarländern
weitgehend zeitgleich
stattfindet. Die deutschen Nachbarn,
insbesondere Frankreich,
sind dann von deutschen Exporten
abhängig. Diese Exporte in die
Nachbarländer betragen 3–5 GW.
Wenn der deutsche Kapazitätsbestand nicht ausreicht,
besteht die Möglichkeit durch Importe aus
dem Ausland die süddeutsche Unterdeckung
auszugleichen. Dabei stellt sich die Frage, ob die
deutschen Nachbarn Kapazitäten zur Deckung der
deutschen Nachfrage in Höchstlastzeiten
bereitstellen können.
Um dies zu überprüfen, wurden die Lastflüsse an den
deutschen Grenzen am 9. Februar 2012 untersucht.
Die Analyse hat verdeutlicht, dass an diesem Tag
Deutschland trotz erheblicher Knappheit im
eigenen Netz noch in die Nachbarländer exportiert
hat. Das Minimum an diesem Tag waren 3 GW, das
Maximum 5 GW Exporte.
Maximale physikalische Lastflüsse an süddt.
Grenzkuppelstellen (Winter 2011/2012)
GW
7
6
5
4
3
2
1
1,3
F
3,4
CH
3,7
A
2,2
CZ
5,1
Süddeutschland
5,8
Deutschland
Daraus wird deutlich, dass Nachbarn zum Zeitpunkt
der deutschen Höchstlast auf deutsche Exporte
angewiesen sind. Selbst unter Berücksichtigung aller
Nachbarn (u.a. Exporten nach Polen), können deutsche
Engpässe nicht durch Importe geschlossen
werden.
Vor diesem Hintergrund erscheint es sinnvoll davon
auszugehen, dass auf nationaler Ebene ausreichend
Kapazitäten zur Spitzenlastdeckung vorgehalten
werden. Eine europäische Integration ist
bei der Bemessung notwendiger Kapazitätsreserven
sinnvoll.
Exportkapazitäten entsprechend ENTSO-E
(Winter 2010/2011)
Kapazitäten [MW]
Import
aus
Export
nach
physik.
Export
(Max.)
Winter
2011/2012
[MW]
Österreich* 2.000 2.200 3.700
Schweiz 3.500 1.500 3.400
Frankreich 2.700 3.200 1.300
Frankreich Individuelle Österreich Maxima Zeitgl. zeitgl. Maximum
Winter 2011/2012 Maximum 09.02.2012
09.02.2012
Süd-DE
Tschechien 3.300 800 2.200
*Kuppelkapazität für Österreich auf Basis Angaben BNetzA ca. 10.000 MW;
Quelle: ENTSO-E; Stand: 03.09.2012
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physische Lastflüsse (Exporte)

Kapazitätsentwicklung
bei den
deutschen Nachbarn
Die in Bau befindlichen Kraftwerksprojekte
genügen nicht, um die
erwarteten Stilllegungen und den
Lastzuwachs in den deutschen
Nachbarländern zu kompensieren.
Das Kapazitätsdefizit bis zum Jahr
2020 beträgt ca. 20 GW. Der größte
Anteil entfällt auf Frankreich (13 GW)
und Polen (6,5 GW).
Mit diesem erheblichen Kapazitätsbedarf
der deutschen Nachbarländer
genügt es nicht, nur Kapazitäten
in Deutschland vorzuhalten, da
Kapazitätsunterdeckungen in den
Nachbarländern auch die deutsche
Versorgungssicherheit gefährden.
Deshalb muss Versorgungssicherheit
durch ausreichende nationale
Kapazitäten gewährleistet werden.
Die Frage, ob diese Exporte in Höchstlastsituationen
nachhaltig sind, erfordert eine Analyse der Kapazitätsentwicklungen
in den Nachbarländern.
Grundlage der Analyse ist der ENTSO-E Scenario
Outlook and Adequacy Forecast 2012-2030. Hierin
enthalten sind Annahmen zu Stilllegungen und
Lastentwicklungen. Als Grundlage wurde das
Szenario A verwendet, welches weitgehend auf
sichere Kapazitätsentwicklungen abstellt. Die
Kapazitätszubauten wurden auf Grundlage der
VGB-Liste für Kraftwerke in Bau abgebildet.
Niederlande
GW
10
5
0
GW
10
5
0
GW
20
15
10
5
0
Belgien
2,5
Bedarf
4,6
Frankreich
Bedarf sicherer
Zubau
16,5
Bedarf
5,2
sicherer
Zubau
0,0
3,5
sicherer
Zubau
NL
B
F
Größter Treiber für die dargestellten Stilllegungen
ist die Large Combustion Plants Directive LCPD
(2001/80/EC).
In Summe gibt es auch bei den deutschen Nachbarn
einen zusätzlichen Kapazitätsbedarf in Höhe von
ca. 20 GW. Um dieser Herausforderung zu begegnen,
werden auch in den Nachbarländern Kapazitätsmechanismen
diskutiert bzw. befinden sich
bereits in Gesetzgebungsverfahren (Frankreich).
Quelle: Entso-E; VGB; LBD-Analysen; Stand: 22.02.2013
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CH
2
GW
10
5
0
Schweiz
1,6
Bedarf
2,2
sicherer
Zubau
PL
CZ
A
GW
20
15
10
5
0
Polen
Kapazitätsentwicklung in den Nachbarländern nach ENTSO-E und VGB bis 2020
10,2
Tschechien
3,7
Bedarf sicherer
GW Zubau
10 Österreich
5 3,4 2,5
0
Bedarf sicherer
GW
Zubau
10
5 1,5 0,5
0
Bedarf sicherer
Kapazitätsbedarf Zubau
sicherer Zubau

06
Entwicklung des süddeutschen
Kapazitätssaldos
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Die Kapazitätsausstattung
in
Deutschland –
Überblick der
Analyseschritte
Die Grafik zeigt die regionale Aufteilung der durchgeführten
Analyse mit der Kapazitätsentwicklung in
Süd- (1) und Norddeutschland (3). Während der
Kapazitätsüberhang in Norddeutschland absehbar
zurückgeht, steigt die Unterdeckung im Süden.
Die Übertragungskapazitäten auf der Nord-Südscheide
(2) werden zwar im Zuge des Netzausbaus
(Basis NEP 2012) erheblich wachsen, allerdings ist
der Realisierungszeitraum sehr unsicher.
15 der 24 Projekte im Bedarfsplan des EnLAG sind
nach Angaben der BNetzA in Verzug, 9 davon mit
mehr als einem Jahr (bis zu 8 Jahre). Weitere
6 Projekte verzögern sich nach aktuellen Schätzungen
um ein Jahr. Neben der Kapazitätsausstattung in
Nord- und Süddeutschland sowie der innerdeutschen
Netzkapazitäten, sind auch die physikalischen
Exporte (4) nach Frankreich, Schweiz, Österreich
und Tschechien Risikofaktoren für die süddeutsche
Versorgungslage. Bei gleichzeitig auftretenden
Nachfragespitzen in den Nachbarländern und
resultierenden physikalischen Exporten, besteht
keine Möglichkeit das Abfließen der Leistungen zu
unterbinden. Diese Exporte sind in erheblichem
Ausmaß von Unsicherheit geprägt und dann kritisch
wenn es keine ausreichenden Kapazitäten in den
Nachbarländern gibt.
GW
20
15
10
5
0
5 5 5 4
Unterdeckung Süddeutschland
8 8 10 10 11 11 12 15
1
NL
DK
2
3
PL
3
Überschuss Norddeutschland
GW
20
15
10
5
0
-5
10
14 15 15 14 13 13
9
7
6
1
-1
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Unterdeckung Süd (Szenario 1)
Netzentwicklung
B
2
Überschuss Nord (Szenario 1)
Physikal. Lastflüsse (Exporte Winter 2011/12)
CZ
GW
GW 12 13 13 15 15 20 15 26 28 28 30 30
L
7
35
4
6
5,8
30
5,1
1 4
25
5
20
4
3,4
3,7
15
F
3
2,2
10
5
4
2 1,3
4
0
1
A
CH
Frankreich Individuelle Österreich Maxima zeitgl.
Max.
Netzentwicklung
Winter 2011/2012 Maximum 09.02.2012
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09.02.2012
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Süd-DE
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
2
4
F
CH
A
CZ
Süddeutschland
Deutschland

Entwicklung der
Versorgungssituation
mit Berücksichtigung
möglicher Exportsituationen
Aufbauend auf den Analysen zeigt die Grafik ein Risikoszenario
für die Versorgungslage in Süddeutschland.
Dabei wird von Exporten in Höhe von ca. 3 GW
ausgegangen (untere Grenze des 9.02.2012) sowie
vom vorgestellten Stilllegungspfad für Nord- und
Süddeutschland (altersbedingte Stilllegungen auf
Basis technischer Nutzungsdauern).
1. Im Jahr 2012 sind ausreichend Überkapazitäten
und Netzkapazitäten vorhanden, um die Süddeutsche
Unterdeckung zu kompensieren.
3. Im Jahr 2018 erreicht die süddeutsche Unterdeckung
erstmals die Größenordnung der vorhandenen
Übertragungskapazitäten. Die rechtzeitige
Fertigstellung der Thüringer Strombrücke
könnte diese Situation entspannen.
4. Im Jahr 2019 ist der zu erwartende norddeutsche
Kapazitätsüberschuss kleiner als die süddeutsche
Unterdeckung. Ab diesem Jahr würde der norddeutsche
Überschuss nicht mehr genügen, um
die süddeutsche Unterdeckung zu kompensieren.
Es wird deutlich, dass die
Versorgungssicherheit in
Süddeutschland ab dem Jahr
2018/2019 unter erheblichen
Druck geraten könnte.
Der Netzausbau wird langfristig nur
dann zur Versorgungssicherheit
beitragen können, wenn in
Norddeutschland ausreichend
Kapazitäten vorhanden sind.
2. Die Übertragungsreserven von Nord- nach
Süddeutschland sind ab 2016 nahezu ausgeschöpft,
sofern die Thüringer Strombrücke
nicht rechtzeitig fertig gestellt wird.
GW
15
10
5
5. Im Jahr 2023 würde eine Differenz in Höhe von
ca. 19 GW ungedeckt bleiben.
Entwicklung der süddeutschen Unterdeckung, der Netzinfrastruktur
und der norddeutschen Kapazitätsüberschüsse
2 5 5 8 3 2 0 -3 -7 -8 -15 -19
1 2
3 4 5
0
-5
-10
-15
-20
2012
2013
2014
2015
2016
2017
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Quelle: LBD-Analysen; Stand: 26.09.2012
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Ben Schlemmermeier
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Mobil: +49 172 307 31 26
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• Seit 1989 bei der LBD
• Seit 1991 geschäftsführender
Gesellschafter der LBD
Beratungsschwerpunkte:
• Mergers & Acquisitions, Corporate Finance,
Project Finance, Corporate Restructuring
• Entwicklung von Visionen, Zielen, Strategien
und Positionierungen für Unternehmen
• Politikberatung für die öffentliche Hand,
insbesondere in Bezug auf öffentliche
Unternehmen
• Beratung zu komplexen Strukturen beim
Ein- und Verkauf von Energien und deren
Umsetzung in Verträge
• Weiterentwicklung des deutschen Strommarktes
hin zu Kapazitätsmarktmechanismen
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