Studie
Abschätzung der Bedeutung des Einspeisemanagements
nach § 11 EEG und § 13 Abs. 2 EnWG Auswirkungen auf die Windenergieerzeugung in den Jahren 2010 und 2011
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Inhaltsverzeichnis
Zusammenfassung 4 1. Einleitung 7 1.1 Entwicklung der Windenergieerzeugung 7 1.2 Herausforderung Netzausbau 7 1.3 Gesetzliche Grundlagen für die Abregelung von EE-Anlagen 7 1.3.1 Einspeisemanagement nach § 11 EEG und § 13 Abs. 2 EnWG 7 1.3.2 Entschädigungszahlungen 8 1.3.3 Voraussetzungen für § 11 EEG und Abgrenzung zu § 13 Abs. 2 EnWG 9 1.4 Regionale Verteilungsnetze 9 1.5 Übertragungsnetze 10 1.6 Ausfallarbeit im Jahr 2011 10 2. Methodik
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3. Zielsetzung und Ergebnis 3.1 Einspeisemanagement nach § 11 EEG 3.1.1 Betroffene Netzgebiete und Netzbetreiber 3.1.2 Betroffene Leistung 3.1.3 Anzahl von und Tage mit EinsMan-Einsätzen 3.1.4 Ausfallarbeit von Windenergieanlagen 3.2 Einspeisemanagement nach § 13 Abs. 2 EnWG 3.2.1 Betroffene Netzgebiete und Netzbetreiber 3.2.2 Betroffene Leistung 3.2.3 Anzahl von und Tage mit EinsMan-Einsätzen 3.2.4 Ausfallarbeit von Windenergieanlagen 3.3 Handlungsempfehlungen
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4. Literaturverzeichnis
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5. Anhang 5.1 Liste der ausgewerteten Internetseiten von Netzbetreibern zu Einsätzen nach § 11 EEG und § 13.2 EnWG 5.2 Liste der ausgewerteten Internetseiten von Netzbetreibern zur tatsächlichen Windenergieeinspeisung
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Impressum 26
Studie zur Abschätzung der Bedeutung des Einspeisemanagements nach § 11 EEG und § 13 Abs. 2 EnWG
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Zusammenfassung
Im Jahr 2011 wurden, wie in 2010, in Teilen der Netzgebiete von neun Netzbetreibern überwiegend in Nord- und Ostdeutschland Windenergieanlagen durch Einspeisemanagement (EinsMan) abgeregelt: Energis Netzgesellschaft mbH, envia Verteilnetz GmbH, E.ON Avacon AG, E.ON edis AG, E.ON Netz GmbH, EWE Netz GmbH, HSN Magdeburg GmbH, Schleswig-Holstein Netz AG (ehem. E.ON Hanse AG) und WEMAG Netz GmbH. Zusätzlich fanden in 2011 Abregelungen in Teilen des Netzgebietes der E.ON Westfalen Weser AG in Nordrhein-Westfalen statt. Das Windaufkommen in 2011 mit 48 TWh war im Vergleich zu 2010 mit 36 TWh deutlich höher. Damit stieg auch die Ausfallarbeit von Windenergieanlagen durch EinsMan zwischen 2010 und 2011 um etwa 200 – 300 % an. Ursachen für EinsMan waren im Jahr 2011 überwiegend Überlastungen im 110-kV-Hochspannungsnetz und an Hochspannungs- / MittelspannungsUmspannwerken. Die Einsätze im Höchstspannungsnetz haben jedoch in 2011 bedeutend zugenommen. Die Netzgebiete der in 2011 von EinsMan nach § 11 EEG betroffenen Netzbetreiber decken ca. 63 % der 2011 in Deutschland installierten Windleistung ab, gegenüber ca. 65 % in 2010. Mindestens 4,3 GW installierte Windleistung, d. h. mindestens 15 % der in Deutschland installierten Windleistung, waren im Jahr 2011 vom EinsMan nach § 11 EEG betroffen. Dies ist ein weiterer Anstieg an betroffener installierter Windleistung gegenüber den mindestens 3,4 GW und 13 % der in Deutschland installierten Windleistung 2010 (und mindestens 20 % der in den Netzgebieten der dann noch acht relevanten Netzbetreiber installierten Windleistung). Mit insgesamt 6.653 Einsätzen an insgesamt 217 Tagen fand in 2011 etwa alle 1 bis 2 Tage EinsMan nach § 11 EEG statt. Damit wird auch hier ein signifikanter Anstieg der Einsätze gegenüber dem Jahr 2010 deutlich, in dem es noch 1085 Einsätze an insgesamt 107 Tagen waren. Es wurden jeweils etwa ein Drittel aller Einsätze nach § 11 EEG im Jahr 2011 von der E.ON Netz GmbH, der Schleswig-Holstein Netz AG und der E.ON Westfalen Weser AG durchgeführt. Es sind zwischen ca. 212 GWh (in 2010) und 407 GWh (in 2011) durch EinsMan nach § 11 EEG, überwiegend in Nord- und Ostdeutschland, verlorengegangen. Dies entspricht einem Anteil von etwa 0,4 % bis 0,8 % der tatsächlich eingespeisten Windenergie in ganz Deutschland im Jahr 2011. Damit hat sich die Ausfallarbeit von Windenergieanlagen durch EinsMan nach § 11 EEG zwischen 2010 und 2011 etwa verdreifacht. Die Abschätzung von Ecofys wird auch durch den von der Bundesnetzagentur veröffentlichten Wert von 409,7 GWh für 2011 bestätigt [15]. Der Anteil der Ausfallarbeit der vier Netzbetreiber mit den höchsten Anteilen an der gesamten Ausfallarbeit beträgt schätzungsweise • • • •
32 – 38 % bei E.ON edis GmbH 23 – 27 % bei E.ON Netz GmbH 9 – 12 % bei E.ON Westfalen Weser AG 8 – 10 % bei Schleswig-Holstein Netz.
Beim EinsMan handelt es sich weiterhin in den meisten Fällen um ein regionales Problem des Verteilungsnetzes. Allerdings haben die Netzengpässe auf der 220-kV- und 380-kV-Netzebene des Übertragungsnetzes im Vergleich zu 2010 zugenommen, die mit regionalen Abregelungen von Windenergieanlagen einhergehen. Von den o. g. 212 GWh bis 407 GWh wurden 26 GWh bis 48 GWh
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Studie zur Bewertung von Einspeisenetzen – Kurzstudie
aufgrund von Netzengpässen im Übertragungsnetz der TenneT TSO gemäß § 11 EEG abgeregelt. Die Bedeutung von Abregelungen nach § 13 Abs. 2 EnWG hat in 2011 stark zugenommen; 50 Hertz Transmission war allerdings der einzige Übertragungsnetzbetreiber, der diese gesetzliche Grundlage nutzte. Die Anzahl der EinsMan-Einsätze nach § 13 Abs. 2 EnWG bei 50 Hertz Transmission stiegen von 34 Einsätzen in 2010 auf 95 Einsätze in 2011. Die EinsMan-Einsätze wurden von 50 Hertz Transmission an die drei unterlagerten Verteilungsnetzbetreiber E.ON edis AG, envia Verteilnetz GmbH und WEMAG Netz GmbH gemäß § 14 EnWG weitergegeben. Diese drei Netzbetreiber haben in 2011 an insgesamt 47 Tagen 350 EinsMan-Einsätze nach § 13 Abs. 2 EnWG durchgeführt. Die von EinsMan nach § 13 Abs. 2 EnWG betroffene Leistung aus Windenergieanlagen stieg in 2011 auf mind. 17 % der in Deutschland installierten Windleistung an. Es konnten ca. 83 – 123 GWh Windenergie nicht eingespeist werden. Damit betrug der Anteil der Ausfallarbeit bei Windenergie bis zu 0,3 % der eingespeisten Energie. Circa 80 – 87 % der Ausfallarbeit gingen im Netzgebiet der E.ON edis AG verloren, der Rest im Netzgebiet der WEMAG Netz GmbH. In 2011 war erstmals auch das Netzgebiet der envia Verteilnetz GmbH durch EinsMan nach § 13 Abs. 2 EnWG betroffen, wenn auch nur an zwei Tagen des Jahres. Die Ausfallarbeit durch Abregelungen nach § 13 Abs. 2 EnWG betrug ca. 23 – 28 % der gesamten Ausfallarbeit. Bei einem Vergleich der abgeschätzten Werte für die Ausfallarbeit ist zu berücksichtigen, dass 2011 mit durchschnittlichen Volllaststunden in ganz Deutschland von 1.650 h gegenüber 2010 mit 1.350 h ein vergleichsweise gutes Windjahr gewesen ist. Im Jahr 2010 war auffällig, dass TenneT TSO in Engpasssituationen EinsMan nach § 11 EEG durchführte und Entschädigungen nach § 12 EEG zahlte, wohingegen 50 Hertz Transmission Maßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG ohne die Möglichkeit zur Entschädigung der Anlagenbetreiber durchführte. In 2011 regelte 50 Hertz Transmission GmbH weiterhin nach § 13 Abs. 2 EnWG ab, stellte das Verfahren jedoch zum 01.01.2012 auf Maßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG in Verbindung mit § 11 EEG um. Tennet TSO GmbH regelt weiterhin nach § 11 EEG ab und zahlt Entschädigungszahlungen nach § 12 EEG. Mit Blick auf die Belastbarkeit der Ergebnisse wird darauf hingewiesen, dass sich systematisch Abweichungen für die Ausfallarbeit zwischen den Werten der Bundesnetzagentur und dieser Studie ergeben. Dies lässt sich vermutlich folgendermaßen erklären: • Die tatsächlichen Werte für die Ausfallarbeit befinden sich zwischen den Ergebnissen eines optimistischen Ansatzes (unterer Wert) und eines konservativen Ansatzes (oberer Wert). Beim optimistischen Ansatz wurde angenommen, dass über die Dauer einer jeden EinsMan-Maßnahme die durchschnittliche in der jeweiligen Regelzone eingespeiste Leistung ins Netz hätte eingespeist werden können. Beim konservativen Ansatz wurde angenommen, dass die vollständige installierte Leistung ins Netz hätte eingespeist werden können.
Studie zur Bewertung von Einspeisenetzen – Kurzstudie
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• Es bestehen auch nach Veröffentlichung des BNetzA-Leitfadens zum EinsMan im April 2011 Probleme im Abrechnungsverfahren, sowohl beim pauschalen Verfahren als auch beim Spitzabrechnungsverfahren, z. B. bzgl. der Zeitumstellung der Anlagenuhr. Hierdurch kommt es tendenziell zu einer Unterschätzung der Ausfallarbeit durch die Netzbetreiber und damit auch der bei der BNetzA angemeldeten Ausfallarbeit. Mit dem Ziel, die Transparenz der EinsMan-Maßnahmen und deren Auswirkungen auf die Einspeisung aus Windenergieanlagen und anderer Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien zu verbessern, sollte für jeden Einsatz von EinsMan ex post im Internet in einem einheitlichen Datenformat aufgeschlüsselt nach Energieträgern • der Zeitpunkt und die Dauer, • die betroffene Netzregion inklusive der installierten und zum Zeitpunkt tatsächlich eingespeisten Leistung, die maximale Reduzierung je ¼-Std. Zeitraum sowie • der Netzregion übergreifende Korrekturfaktor, die Ausfallarbeit und Entschädigungszahlungen und • der Grund für die Maßnahme veröffentlicht werden. Diese Angaben sollten durch die BNetzA in einem zentralen Register für Einsätze von EinsMan zusammengefasst werden. Dieses Register sollte auch Maßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG dokumentieren. Zukünftige Untersuchungen sollten analysieren, wie hoch der Anteil der Anlagenbetreiber ist, die Ausfallarbeit gemäß § 12 EEG beim Netzbetreiber tatsächlich in Rechnungen stellen, und wie das Abrechnungsverfahren ggf. weiter vereinfacht werden kann.
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1. Einleitung
1.1 Entwicklung der Windenergieerzeugung
In den letzten Jahren hat die Einspeisung auf Basis erneuerbarer Energien (EE) in Deutschland, insbesondere durch die Förderung über das Erneuerbare-EnergienGesetz (EEG) [1] stark zugenommen. Neben der seit wenigen Jahren wachsenden Bedeutung von Photovoltaikanlagen tragen Windenergieanlagen (WEA) traditionell den größten Teil der Erzeugung auf Basis erneuerbarer Energien bei: Im Jahr 2011 wurden ca. 48 TWh Strom aus Windenergie erzeugt [2]. Ende des Jahres 2011 waren in Deutschland insgesamt ca. 29 GW an WEA-Leistung installiert [2]. Zuletzt waren ca. zwei Drittel der installierten WEA-Leistung an das Mittelspannungsnetz angeschlossen. Das restliche Drittel war überwiegend an das Hoch spannungsnetz, vereinzelt auch an das Höchstspannungsnetz angeschlossen. Abb. 1 zeigt die Entwicklung der vergangenen Jahre differenziert nach Spannungsebene basierend auf den Daten von [3].
Abbildung 1: Historische Entwicklung der Leistung an Windenergieanlagen differenziert nach Spannungsebene 1997 – 2011, Quelle: EEG-Anlagenstammdaten aus energymap.info (1997 – 2011).
1.2 Herausforderung Netzausbau
In einigen Regionen in Nord- und Ostdeutschland ist bereits seit 2004 so viel Leistung aus EE-Anlagen an die Netze angeschlossen worden, dass der EE-Strom nicht mehr zu jeder Zeit vollständig abgenommen und übertragen werden kann [4] [5]. Mit dem weiteren Zubau an EE, die bis 2030 mindestens 50 % des Stromverbrauchs im Jahr abdecken sollen [6], werden diese Netzengpässe voraussichtlich weiter zunehmen.
1.3 Gesetzliche Grundlagen für die Abregelung von EE-Anlagen 1.3.1 Einspeisemanagement nach § 11 EEG und § 13 Abs. 2 EnWG
Die Ausführungen der folgenden Abschnitte sind dem BNetzA-Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement entnommen und wurden stellenweise angepasst. Der BNetzA-Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement erläutert detailliert die sich ergebende Abschaltrangfolge, d. h. die konkrete Betrachtung der Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 und 2 EnWG sowie § 8 Abs. 3 und § 11 Abs. 1 EEG [14]. Einspeisemanagement beschreibt die temporäre Reduzierung der Einspeise leistung von EE-, KWK- und Grubengasanlagen. Gemäß § 11 EEG (Erneuerbare-
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Energien-Gesetz 2009) sind Netzbetreiber dazu berechtigt, unbeschadet ihrer Pflicht nach § 9 EEG an ihr Netz angeschlossene Anlagen mit einer Leistung über 100 kW zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien, Kraft-Wärme-Kopplung oder Grubengas zu regeln (sog. EEG-Einspeisemanagement), soweit • andernfalls die Netzkapazität im jeweiligen Netzbereich durch diesen Strom überlastet wäre, • sie sichergestellt haben, dass insgesamt die größtmögliche Strommenge aus Erneuerbaren Energien und aus Kraft-Wärme-Kopplung abgenommen wird, und • sie die Daten über die Ist-Einspeisung in der jeweiligen Netzregion abgerufen haben. Unter den Voraussetzungen des § 13 EnWG sind Übertragungsnetzbetreiber und in Verbindung mit § 14 EnWG auch Verteilernetzbetreiber berechtigt und verpflichtet, • netz- und marktbezogene Maßnahmen (§ 13 Abs. 1 S. 1 Nr. 1 und 2 EnWG) sowie • Anpassungsmaßnahmen (§ 13 Abs. 2 EnWG) durchzuführen. Bei der Durchführung von marktbezogenen Maßnahmen gemäß § 13 Abs. 1 S. 1 Nr. 2 EnWG hat der Netzbetreiber die betroffenen Anlagenbetreiber aufgrund zuvor getroffener vertraglicher Vereinbarungen in der Regel zu vergüten. Kosten, die dem Netzbetreiber dabei beispielsweise für Redispatchmaßnahmen oder für den Einsatz von Regelenergie entstehen, kann er grundsätzlich im Rahmen der Systemdienstleistungen bei den Netzentgelten in Ansatz bringen. Die Anpassungsmaßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG hingegen kann der Netz betreiber einseitig – gegen den Willen der Betroffenen – und nach Maßgabe des § 13 Abs. 4 EnWG entschädigungslos ergreifen. Die netz- und marktbezogenen Maßnahmen nach § 13 Abs. 1 EnWG sind den Anpassungsmaßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG vorgelagert.
1.3.2 Entschädigungs zahlungen
Der Netzbetreiber, in dessen Netz die Ursache für die Notwendigkeit einer EEGEinspeisemanagement-Maßnahme gemäß § 11 Abs. 1 EEG liegt, ist gemäß § 12 Abs. 1 EEG verpflichtet, den betroffenen Anlagenbetreiber für den nicht eingespeisten Strom zu entschädigen. Die Entschädigung erfolgt in einem vereinbarten Umfang. Ist keine Vereinbarung getroffen, so sind 95 % der entgangenen Vergütungen zuzüglich entgangener Wärmeerlöse und abzüglich der ersparten Aufwendungen zu leisten. Übersteigen die entgangenen Einnahmen in einem Jahr 1 % der Einnahmen dieses Jahres, sind ab diesem Zeitpunkt 100 % zu entschädigen. Nach § 12 Abs. 2 EEG kann der Netzbetreiber die Kosten für die nach § 11 i. V. m. § 12 Abs. 1 EEG entstandenen Entschädigungszahlungen bei der Ermittlung der Netzentgelte in Ansatz bringen, soweit die Maßnahme erforderlich war und er sie nicht zu vertreten hat. Der Netzbetreiber hat sie insbesondere zu vertreten, soweit er nicht alle Möglichkeiten zur Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau des Netzes ausgeschöpft hat. Für die Anerkennung der durch die Einspeisemanagement-Maßnahme entstandenen Kosten in den Netzentgelten hat der Netzbetreiber den Nachweis zu führen, dass die zugrunde liegende Maßnahme erforderlich war, der Netzbetreiber sie nicht zu vertreten hatte und die Zahlungen den gesetzlich erforderlichen Rahmen nicht übersteigen.
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1.3.3 Voraussetzungen für § 11 EEG und Abgrenzung zu § 13 Abs. 2 EnWG
Unter der Voraussetzung, dass netztechnische Restriktionen (z. B. ein Netz engpass) vorliegen, stellt Einspeisemanagement nach § 11 EEG sowie nach § 13 Abs. 22 EnWG i. V. m. § 11 (1) EEG die Ultima Ratio zur Gewährleistung der Netzsicherheit dar. In diesen Fällen erhalten Anlagenbetreiber eine Ent schädigung der nicht eingespeisten Energie. Der wesentliche Unterschied der genannten Maßnahmen zu einer Abregelung von Erzeugungsanlagen allein nach § 13 (2) EnWG ist, dass hierbei eine Gefährdung oder Störung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Netzes im Sinne von § 13 Abs. 2 EnWG nicht zugleich auf einem Problem der Netzkapazität im Sinne von § 11 Abs. 1 EEG beruht. In diesen Fällen erhalten Anlagenbetreiber keine Entschädigungszahlungen. Abb. 2 fasst die gesetzlichen Grundlagen des Einspeisemanagements zusammen.
Abbildung 2: Gesetzliche Grundlagen des Einspeisemanagements
1.4 Regionale Verteilungsnetze
Bislang traten Netzengpässe hauptsächlich in regionalen 110-kV-Verteilungsnetzen auf, die üblicherweise durch den Neubau von Freileitungen ertüchtigt werden. Die Planung und Genehmigung von Freileitungstrassen erstreckt sich häufig über viele Jahre, so dass der Netzausbau in vielen Fällen nicht mit der Dynamik des Zubaus an EE-Leistung mithalten kann. Verschiedene Studien haben sich in den vergangenen Jahren mit dem Ausbaubedarf der regionalen 110-kV-Verteilungsnetze beschäftigt, z. B. für Brandenburg [7] und Mecklenburg-Vorpommern [8]. Die Netzgebiete der folgenden Verteilungsnetzbetreiber in Nord- und Ostdeutschland waren 2011 von einem Einspeisemanagement betroffen: • • • • • • • • •
envia Verteilnetz GmbH, E.ON Avacon AG, E.ON edis AG, Schleswig-Holstein Netz AG (E.ON Hanse AG) E.ON Netz GmbH, EWE Netz GmbH, HSN Magdeburg GmbH WEMAG Netz GmbH E.ON Westfalen Weser AG
Neu hinzugekommen ist hierbei E.ON Westfalen Weser AG als erster Netzbetreiber aus Nordrhein-Westfalen.
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1.5 Übertragungsnetze
Seit 2009 kommt es auch im 220 / 380-kV-Übertragungsnetz immer häufiger zu Netzengpässen. Der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) 50Hertz Transmission GmbH begann zunächst, EE-Anlagen mit Verweis auf § 13 Abs. 2 EnWG abzuregeln [9]. Im Gegensatz dazu regelte der Übertragungsnetzbetreiber TenneT TSO GmbH bei Netzüberlastung von Beginn an fast ausschließlich nach § 11 EEG ab [10] [11]. Der wesentliche Unterschied zwischen der Praxis dieser beiden ÜNB liegt darin, dass die Maßnahmen nach § 11 EEG der TenneT TSO GmbH gemäß § 12 EEG [6] entschädigungspflichtig sind, die Maßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG der 50Hertz Transmission GmbH dagegen nicht [12]. Seit dem 01.01.2012 hat die 50Hertz Transmission GmbH jedoch das Verfahren umgestellt und regelt seitdem auch nach § 11 EEG in Verbindung mit § 13 Abs. 2 EnWG ab. Der notwendige Netzausbau des 220 / 380-kV-Übertragungsnetzes wird seit 2011 jährlich in einem von den Übertragungsnetzbetreibern berechneten Netzentwicklungsplan festgestellt. Hier wurde 2012 ein weiterer Ausbaubedarf von 3.800 km Leitungen festgestellt [13].
1.6 Ausfallarbeit im Jahr 2011
Die aufgrund von Einspeisemanagement, manchmal auch als „Netzsicherheitsmanagement“ oder „Erzeugungsmanagement“ bezeichnet, nicht eingespeiste Strommenge wird „Ausfallarbeit“ genannt [14]. Die Windenergie-Ausfallarbeit ist während der Jahre 2004 bis 2010 von ca. 10 GWh auf bis zu ca. 150 GWh angestiegen (Abb. 3).
Abbildung 3: Historische Entwicklung der Ausfallarbeit zwischen 2004 und 2010.
Abweichungen in den Angaben von Bundesnetzagentur (BNetzA) [15], [16] und Ecofys [5] für die Jahre 2009 und 2010 resultieren aus unterschiedlichen Berechnungsverfahren: • Die BNetzA veröffentlicht aggregierte Angaben, die ihr Netzbetreiber auf Basis der durch Anlagenbetreiber angezeigten Entschädigungszahlungen sowie eigenen Berechnungen der tatsächlichen Ausfallarbeit übermitteln. • Die Angaben von Ecofys werden durch einen Bottom-up-Ansatz berechnet, bei dem die öffentlich verfügbaren Anlagenstammdaten mit den auf den Internetseiten der Netzbetreiber veröffentlichten EinsMan-Einsätzen verschnitten werden.
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Bei zusätzlicher Berücksichtigung der Ausfallarbeit nach § 13 Abs. 2 EnWG betrug die gesamte Windenergie-Ausfallarbeit im Jahr 2011 ca. 0,9 % der eingespeisten Windenergie (Abb. 4). Es konnten demnach etwa 295 – 529 GWh Windenergie nicht ins Netz eingespeist werden (Datenbasis: 48.000 GWh eingespeiste Wind energie in Deutschland in 2011). Nach konservativen Schätzungen ist so erstmals rund 1 % der in Deutschland eingespeisten Windenergie verlorengegangen.
Abbildung 4: Werte für die Ausfallarbeit nach § 11 EEG und § 13 Abs. 2 EnWG in 2011.
Ecofys a,b Ausfallarbeit (Wind) in GWh
295 … 529
Anteil an eingespeister Windenergie in %
0,6 … 1,1
a) Unterer Wert gemäß optimistischem Ansatz (führt tendenziell zu einer Unterschätzung der Ausfallarbeit): Es wurde angenommen, dass über die Dauer einer jeden EinsMan-Maßnahme die durchschnittliche in der jeweiligen Regelzone eingespeiste Leistung ins Netz hätte ein gespeist werden können.
b) Oberer Wert gemäß konservativem Ansatz (führt tendenziell zu einer Überschätzung der Ausfallarbeit): Es wurde angenommen, dass über die Dauer einer jeden EinsManMaßnahme die vollständige installierte Leistung ins Netz hätte eingespeist werden können.
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2. Methodik
Die Analyse wurde mit öffentlich im Internet verfügbaren Daten durchgeführt. Als Eingangsdaten wurden verwendet: • Anlagenstammdaten der Netzbetreiber, aufbereitet durch die Deutsche Gesellschaft für Sonnenenergie (DGS) e.V. in der sog. „energymap“ [3]. • Angaben der Netzbetreiber zu den vom EinsMan betroffenen Regionen und Umspannwerken • Veröffentlichungen der Netzbetreiber zu den durchgeführten EinsManEinsätzen (s. Liste der ausgewerteten Internetseiten in Anhang 5.1) • Veröffentlichungen der Übertragungsnetzbetreiber zur tatsächlichen Windenergieeinspeisung jeder Regelzone (s. Liste der ausgewerteten Internetseiten in Anhang 5.2) Abb. 5 gibt einen Überblick über die Methodik und die verwendeten Daten.
Abbildung 5: Überblick über die Methodik und verwendete Daten zur Bestimmung der Ausfallarbeit
Der Leitfaden zum EEG-Einspeisemanagement der BNetzA sieht zwei Berechnungsverfahren für die Berechnung der Ausfallarbeit für Windenergieanlagen vor [14]: • Pauschales Verfahren • Spitzabrechnungsverfahren Für die Ermittlung der Ausfallarbeit innerhalb dieser Studie wurden zwei dem pauschalen Verfahren ähnliche Ansätze gewählt: • Konservativer Ansatz (führt tendenziell zu einer Überschätzung der Ausfallarbeit): Es wurde angenommen, dass über die Dauer einer jeden EinsManMaßnahme die vollständige installierte Leistung ins Netz hätte eingespeist werden können. • Optimistischer Ansatz (führt tendenziell zu einer Unterschätzung der Ausfallarbeit): Es wurde angenommen, dass über die Dauer einer jeden EinsMan-Maßnahme die durchschnittliche in der jeweiligen Regelzone eingespeiste Leistung ins Netz hätte eingespeist werden können. Im Ergebnis werden sowohl die Berechnungsergebnisse des konservativen als auch des optimistischen Ansatzes ausgewiesen.
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3. Zielsetzung und Ergebnis
3.1 Einspeisemanagement nach § 11 EEG 3.1.1 Betroffene Netzgebiete und Netzbetreiber
Abb. 6 stellt die von Einspeisemanagement nach § 11 EEG betroffenen Gebiete in Nord- und Ostdeutschland für die Jahre 2010 (oben) und 2011 (unten) als grau schattierte Bereiche dar. Die Ergebnisse lassen sich wie folgt zusammenfassen: Es sind weiterhin überwiegend die Netzbetreiber in Nord- und Ostdeutschland betroffen. Im Jahr 2011 ist mit E.ON Westfalen Weser AG erstmalig auch ein Netzbetreiber aus Nordrhein-Westfalen hinzugekommen. Zusätzlich fanden in 2010 und 2011 Abregelungen in Teilen des Netzgebietes der Energis Netzgesellschaft mbH im Saarland statt. Das Netzgebiet der Energis Netzgesellschaft mbH, die zahlreiche Gemeinden im Saarland versorgt, ist in Abb. 6 nicht dargestellt. In diesem Netzgebiet sind ca. 130 MW an installierter Leistung aus Windenergieanlagen angeschlossen.
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Abbildung 6: Von Einspeisemanagement betroffene Gebiete in Nordund Ostdeutschland 2010 (oben) und 2011 (unten).
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3.1.2 Betroffene Leistung
Abb. 7 stellt die von Einspeisemanagement betroffene installierte Leistung aus Windenergieanlagen für die Jahre 2010 (oben) und 2011 (unten) dar. Die Ergebnisse lassen sich wie folgt zusammenfassen: Insgesamt führten 9 von 257 Netzbetreibern, an deren Netze WEA angeschlossen waren, EinsMan nach § 11 EEG durch. Die Netzgebiete der betroffenen Netzbetreiber decken ca. 63 % der 2011 in Deutschland installierten Windleistung ab, gegenüber ca. 65 % in 2010. Mindestens 4,3 GW installierte Windleistung, d. h. mindestens 24 % der in den Netzgebieten der neun relevanten Netzbetreiber installierten Windleistung, waren im Jahr 2011 vom EinsMan nach § 11 EEG betroffen und mindestens 15 % der in Deutschland installierten Windleistung. Dies ist ein weiterer Anstieg an betroffener installierter Windleistung gegenüber den mindestens 3,4 GW und 13 % der in Deutschland installierten Windleistung 2010 (und mindestens 20 % der in den Netzgebieten der dann noch acht relevanten Netzbetreiber installierten Windleistung). Je nach Netzbetreiber waren 2011 zwischen 8 % und 37 % der jeweils dort installierten Windleistung betroffen.
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Abbildung 7: Von Einspeisemanagement nach § 11 EEG betroffene und installierte Leistung aus Windenergieanlagen 2010 (oben) und 2011 (unten).
Abweichungen bei betroffener Leistung vorbehalten!
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3.1.3 Anzahl von und Tage mit EinsManEinsätzen
Abb. 8 stellt die Anzahl von Einspeisemanagement-Einsätzen nach § 11 EEG nach Netzbetreibern für die Jahre 2010 (oben) und 2011 (unten) dar. Abb. 9 stellt die Anzahl von und Tage mit Einspeisemanagement-Einsätzen nach Netzbetreibern und Monaten für die Jahre 2010 (oben) und 2011 (unten) dar. Die Ergebnisse lassen sich wie folgt zusammenfassen: Mit insgesamt 6.653 Einsätzen an insgesamt 217 Tagen fand in 2011 etwa alle 1 bis 2 Tage EinsMan statt.1 Damit kam es zu einem signifikanten Anstieg der Einsätze gegenüber dem Jahr 2010, in dem es noch 1.085 Einsätze an insgesamt 107 Tagen waren. Jeweils ein Drittel aller EinsMan-Einsätze nach § 11 EEG wurden von E.ON Netz GmbH, Schleswig-Holstein Netz AG und E.ON Westfalen Weser AG durchgeführt. Insbesondere die E.ON Westfalen Weser AG war 2010 noch nicht betroffen und hatte 2011 bereits 1.802 Einsätze zu verzeichnen.2
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Abbildung 8: Anzahl von Einspeisemanagement-Einsätzen gemäß § 11 EEG nach Netzbetreibern 2010 (oben) und 2011 (unten).
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1 Die Abschaltangeben von E.ON Westfalen Weser AG sind anders als bei anderen Netzbetreibern nicht pro Umspannwerk, sondern für die zwei Windparks „Neuenbeken 2“ und „Schwaney 6“ erfasst. Methodisch bedingt wurde ggf. mehr Leistung erfasst als geschaltet wurde. Die Größenordnung der Ausfallarbeit wird dadurch jedoch nicht verzerrt.
2 Als Einsatz werden alle Schaltbefehle gezählt, also auch jene innerhalb eines Einsatzberichts. Zum Beispiel wurde ein Aufruf als vier Einsätze gezählt, bei dem die Einspeisung aus Windenergieanlagen zuerst auf 60 %, dann auf 30 % und dann auf wieder auf 60 % der installierten Leistung reduziert wurde, bevor sie schließlich wieder auf 100 % der installierten Leistung erhöht worden ist.
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ABBILDUNG 9: Anzahl von und Tage mit EinspeisemanagementEinsätzen nach § 11 EEG nach Netzbetreibern und Monaten 2010 (oben) und 2011 (unten). Balken geben die Anzahl der EinsMan-Einsätze pro Monat auf der linken Achse an, Striche geben die Anzahl der Tage mit EinsMan pro Monat auf der rechten Achse an.
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3.1.4 Ausfallarbeit von Windenergieanlagen
Abb. 10 und Abb. 11 zeigen die Ausfallarbeit von Windenergieanlagen nach § 11 EEG in den Jahren 2010 (oben) und 2011 (unten). Die Ergebnisse lassen sich wie folgt zusammenfassen: Im Jahr 2011 sind zwischen ca. 212 GWh und 407 GWh aufgrund lokaler Netz engpässe überwiegend in Nord- und Ostdeutschland verlorengegangen. Dies entspricht einem Anteil von etwa 0,4 % bis 0,8 % der tatsächlich eingespeisten Windenergie in ganz Deutschland im Jahr 2011. Damit hat sich die Ausfallarbeit von Windenergieanlagen durch EinsMan nach § 11 EEG zwischen 2010 und 2011 etwa verdreifacht. Der Anteil der Ausfallarbeit der vier Netzbetreiber mit den höchsten Anteilen an der gesamten Ausfallarbeit beträgt schätzungsweise • • • •
32 – 38 % bei E.ON edis GmbH 23 – 27 % bei E.ON Netz GmbH 9 – 12 % bei E.ON Westfalen Weser AG 8 – 10 % bei Schleswig-Holstein Netz AG.
Beim EinsMan handelt es sich weiterhin in den meisten Fällen um ein regionales Problem des Verteilungsnetzes. Ursachen für EinsMan nach § 11 EEG waren im Jahr 2011 demnach überwiegend Überlastungen im 110-kV-Hochspannungsnetz und an Hochspannungs- / Mittelspannungs-Umspannwerken. Die Dominanz
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der Hochspannungsengpässe hat in der Gesamtverteilung jedoch bedeutend abgenommen: Während in 2010 noch ca. 96 % der Engpässe im 110-kV-Hochspannungsnetz auftraten, waren es in 2011 lediglich noch ca. 75 %. Die Engpässe auf der 220-kV- und 380-kV-Netzebene hingegen sind von ca. 1,2 % in 2010 auf 12 % angestiegen. Von den o. g. 212 GWh bis 407 GWh wurden konkret 26 GWh bis 48 GWh aufgrund von Netzengpässen im Übertragungsnetz der TenneT TSO gemäß § 11 EEG abgeregelt. Die Engpässe auf Mittelspannungsebene sind von ca. 2 % im Jahr 2010 auf ca. 13 % im Jahr 2011 angestiegen. Bei einem Vergleich der abgeschätzten Werte für die Ausfallarbeit ist zu berücksichtigen, dass 2011 mit durchschnittlichen Volllaststunden in ganz Deutschland von 1.650 h gegenüber 2010 mit 1.350 h ein vergleichsweise gutes Windjahr gewesen ist.3 Mit Blick auf die Belastbarkeit der Ergebnisse wird darauf hingewiesen, dass sich systematisch Abweichungen für die Ausfallarbeit zwischen den Werten der Bundesnetzagentur [18] und dieser Studie ergeben. Dies lässt sich vermutlich folgendermaßen erklären: • D ie tatsächlichen Werte für die Ausfallarbeit befinden sich zwischen den Ergebnissen eines optimistischen Ansatzes (unterer Wert) und eines konservativen Ansatzes (oberer Wert). Beim optimistischen Ansatz wurde angenommen, dass über die Dauer einer jeden EinsMan-Maßnahme die durchschnittliche in der jeweiligen Regelzone eingespeiste Leistung ins Netz hätte eingespeist werden können. Beim konservativen Ansatz wurde angenommen, dass die vollständige installierte Leistung ins Netz hätte eingespeist werden können. • E s bestehen auch nach Veröffentlichung des BNetzA-Leitfadens zum EinsMan im April 2011 Probleme im Abrechnungsverfahren, sowohl beim pauschalen Verfahren als auch beim Spitzabrechnungsverfahren, z. B. bzgl. der Zeitumstellung der Anlagenuhr. Hierdurch kommt es tendenziell zu einer Unterschätzung der Ausfallarbeit durch die Netzbetreiber und damit auch der bei der BNetzA angemeldeten Ausfallarbeit.
ABBILDUNG 10: Werte für die Ausfall arbeit nach § 11 EEG im Jahr 2010, Quellen [5] und [14].
2010
Ecofys a,b
BNetzA
Ausfallarbeit (Wind) in GWh
72 … 150
125 (127 * 98,6 %)
Anteil an eingespeister Windenergie in % a) Unterer Wert gemäß optimistischem Ansatz (führt tendenziell zu einer Unterschätzung der Ausfallarbeit): Es wurde angenommen, dass über die Dauer einer jeden EinsMan-Maßnahme die durchschnittliche in der jeweiligen Regelzone eingespeiste Leistung ins Netz hätte eingespeist werden können.
0,2 … 0,4
0,3
b) Oberer Wert gemäß konservativem Ansatz (führt tendenziell zu einer Überschätzung der Ausfallarbeit): Es wurde angenommen, dass über die Dauer einer jeden EinsManMaßnahme die vollständige installierte Leistung ins Netz hätte eingespeist werden können.
3 Volllaststunden wurden auf Basis der Daten der EEX-Transparenzplattform [17] und der energymap [3] ermittelt.
Studie zur Abschätzung der Bedeutung des Einspeisemanagements nach § 11 EEG und § 13 Abs. 2 EnWG
17
ABBILDUNG 11: Werte für die Ausfall arbeit nach § 11 EEG im Jahr 2011. Quelle für BNetzA-Angaben: [15]
2011
Ecofys a,b
Ausfallarbeit (Wind) in GWh
26 … 48
BNetzA
(Anforderung durch ÜNB)
409,7 Ausfallarbeit (Wind) in GWh
186 … 359
(Anforderung durch VNB)
Anteil an eingespeister Windenergie in % a) Unterer Wert gemäß optimistischem Ansatz (führt tendenziell zu einer Unterschätzung der Ausfallarbeit): Es wurde angenommen, dass über die Dauer einer jeden EinsMan-Maßnahme die durchschnittliche in der jeweiligen Regelzone eingespeiste Leistung ins Netz hätte eingespeist werden können.
0,4 … 0,8
0,89
b) Oberer Wert gemäß konservativem Ansatz (führt tendenziell zu einer Überschätzung der Ausfallarbeit): Es wurde angenommen, dass über die Dauer einer jeden EinsManMaßnahme die vollständige installierte Leistung ins Netz hätte eingespeist werden können.
3.2 Einspeisemanagement nach § 13 Abs. 2 EnWG 3.2.1 Betroffene Netzgebiete und Netzbetreiber
Die Bedeutung von Abregelungen nach § 13 Abs. 2 EnWG hat in 2011 stark zugenommen; 50Hertz Transmission war allerdings der einzige Übertragungsnetzbetreiber, der diese gesetzliche Grundlage nutzte. Während 50Hertz Transmission GmbH auch im Jahr 2011 noch regelmäßig nach § 13 Abs. 2 EnWG abgeregelt hat, wurde das Verfahren zum 01.01.2012 auf § 11 EEG in Verbindung mit § 13 Abs. 2 EnWG umgestellt. TenneT TSO hat bereits von Beginn an EinsMan nach § 11 EEG durchgeführt und Entschädigungen nach § 12 EEG gezahlt, wohingegen die Maßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG nicht entschädigt werden. Deshalb wurden die Einsätze von TenneT im vorhergehenden Abschnitt berücksichtigt.
ABBILDUNG 12: Von Abschaltungen nach § 13 Abs. 2 EnWG in 2011 betroffene Gebiete in Nord- und Ostdeutschland
18
Studie zur Abschätzung der Bedeutung des Einspeisemanagements nach § 11 EEG und § 13 Abs. 2 EnWG
Abb. 12 stellt die von Abschaltungen nach § 13 Abs. 2 EnWG in 2011 betroffenen Gebiete dar. In 2011 war erstmals auch das Netzgebiet der envia Verteilnetz GmbH durch EinsMan nach § 13 Abs. 2 EnWG betroffen, wenn auch nur an zwei Tagen des Jahres.
3.2.2 Betroffene Leistung
Abb. 13 zeigt die von Abregelungen gemäß § 13 Abs. 2 EnWG betroffene Leistung in 2011. Es waren mindestens 17 % der in Deutschland installierten Windleistung betroffen. Insgesamt führten 3 von 257 Netzbetreibern, an deren Netze WEA angeschlossen waren, EinsMan nach § 13 Abs. 2 EnWG durch. Die Netzgebiete der drei Netzbetreiber, die EinsMan nach § 13 Abs. 2 EnWG durchgeführt haben, decken 25 % der in 2011 in Deutschland installierten Windleistung ab. Insgesamt waren in 2011 mindestens 4,9 GW installierte Windleistung durch EinsMan nach § 13 Abs. 2 EnWG betroffen. Das sind mindestens 68 % der in den Netzgebieten der drei relevanten Netzbetreiber installierten Windleistung.
Abbildung 13: Von Einspeisemanagement betroffene und installierte Leistung nach § 13 Abs. 2 EnWG in 2011.
3.2.3 Anzahl von und Tage mit EinsManEinsätzen
Abb. 14 zeigt die Entwicklung der Anzahl der Einsätze und der gesamten Ab regelungsdauer nach § 13 Abs. 2 EnWG bei 50Hertz Transmission von 2010 auf 2011. Damit ist auch die Zeit, in der abgeregelt wird, signifikant angestiegen. Die EinsMan-Einsätze wurden von 50Hertz Transmission an drei unterlagerte Verteilungsnetzbetreiber gemäß § 14 EnWG weitergegeben: • E.ON edis AG • envia Verteilnetz GmbH • WEMAG Netz GmbH Die Anzahl der EinsMan-Einsätze nach § 13 Abs. 2 EnWG bei 50Hertz Transmission stiegen von 34 Einsätzen in 2010 auf 95 Einsätze in 2011.
Abbildung 14: Anzahl der EinsMan-Einsätze bei 50Hertz Transmission nach § 13 Abs. 2 EnWG und Zeit in 2010 und 2011.
50 Hertz
2010
2011
Anzahl der Einsätze
34
ca. 95
Zeit in Minuten
2.690
ca. 20.000
Studie zur Abschätzung der Bedeutung des Einspeisemanagements nach § 11 EEG und § 13 Abs. 2 EnWG
19
Abb. 15 zeigt die Anzahl von EinsMan-Einsätzen gemäß § 13 Abs. 2 EnWG nach den drei genannten unterlagerten Netzbetreibern (oben) und nach Anzahl, Monaten und Netzbetreibern (unten) in 2011. Die drei betroffenen unterlagerten Netzbetreiber haben in 2011 an insgesamt 47 Tagen 350 EinsMan-Einsätze nach § 13 Abs. 2 EnWG durchgeführt. 83 % bzw. etwa vier Fünftel aller dieser Einsätze fanden bei der E.ON edis AG statt. Von 2010 auf 2011 ist ein signifikanter Anstieg der Anzahl der EinsMan-Einsätze von 34 auf 350 zu verzeichnen.4 Es fanden demnach deutschlandweit in 2011 etwa alle 7 – 8 Tage EinsMan-Einsätze nach § 13 Abs. 2 EnWG statt.
ABBILDUNG 15: Anzahl von Einspeisemanagement-Einsätzen nach § 13 Abs. 2 EnWG in 2011 nach Netzbetreibern (oben) und Anzahl, Monaten und Netzbetreibern (unten). Balken geben die Anzahl der EinsMan-Einsätze pro Monat auf der linken Achse an, Striche geben die Anzahl der Tage mit EinsMan pro Monat auf der rechten Achse an.
4 Als Einsatz werden alle Schaltbefehle gezählt, also auch jene innerhalb eines Einsatzberichts. Zum Beispiel wurde ein Aufruf als vier Einsätze gezählt, bei dem die Einspeisung aus Windenergieanlagen zuerst auf 60 %, dann auf 30 % und dann auf wieder auf 60 % der installierten Leistung reduziert wurde, bevor sie schließlich wieder auf 100 % der installierten Leistung erhöht worden ist.
20
Studie zur Abschätzung der Bedeutung des Einspeisemanagements nach § 11 EEG und § 13 Abs. 2 EnWG
3.2.4 Ausfallarbeit von Windenergieanlagen
Abb. 16 zeigt die Ausfallarbeit nach § 13 Abs. 2 EnWG in 2011. Durch EinsManEinsätze nach § 13 Abs. 2 EnWG konnten in 2011 etwa 83 – 123 GWh Windenergie nicht ins Netz eingespeist werden, was einen Anteil von 0,2 – 0,3 % der eingespeisten Energie ausmacht. Der Anteil der Ausfallarbeit der zwei Netzbetreiber mit den höchsten Anteilen an der gesamten Ausfallarbeit beträgt schätzungsweise 80 – 87 % bei E.ON edis AG und 13 – 20 % bei WEMAG Netz GmbH. Die Ausfallarbeit durch Abregelungen nach § 13 Abs. 2 EnWG hat in 2011 eine signifikante Größenordnung von ca. 23 – 28 % der gesamten Ausfallarbeit angenommen. Die Ausfallarbeit ist mit 0,9 – 1,8 GWh in 2010 auf 26,4 – 47,7 GWh in 2011 bedeutend angestiegen.
Abbildung 16: Werte für die Ausfallarbeit nach § 13 Abs. 2 EnWG im Jahr 2011
2011
Ecofys a,b
BNetzA
Ausfallarbeit (Wind) in GWh
83 … 123
n.v.
Anteil an eingespeister Windenergie in %
0,2 … 0,3
n.v.
a) Unterer Wert gemäß optimistischem Ansatz (führt tendenziell zu einer Unterschätzung der Ausfallarbeit): Es wurde angenommen, dass über die Dauer einer jeden EinsMan-Maßnahme die durchschnittliche in der jeweiligen Regelzone eingespeiste Leistung ins Netz hätte eingespeist werden können.
3.3 Handlungsempfehlungen
b) Oberer Wert gemäß konservativem Ansatz (führt tendenziell zu einer Überschätzung der Ausfallarbeit): Es wurde angenommen, dass über die Dauer einer jeden EinsManMaßnahme die vollständige installierte Leistung ins Netz hätte eingespeist werden können.
Mit dem Ziel, die Transparenz der EinsMan-Maßnahmen und deren Auswirkungen auf die Einspeisung aus Windenergieanlagen und anderer Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien zu verbessern, sollte für jeden Einsatz von EinsMan ex post im Internet in einem einheitlichen Datenformat aufgeschlüsselt nach Energieträgern der Zeitpunkt und die Dauer, die betroffene Netzregion inklusive der installierten und zum Zeitpunkt tatsächlich eingespeisten Leistung, die maximale Reduzierung je ¼-Std. Zeitraum sowie der Netzregion übergreifende Korrekturfaktor, die Ausfallarbeit und Entschädigungszahlungen und der Grund für die Maßnahme veröffentlicht werden. Diese Angaben sollten durch die BNetzA in einem zentralen Register für Einsätze von EinsMan zusammengefasst werden. Dieses Register sollte auch Maßnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG dokumentieren. Zukünftige Untersuchungen sollten näher untersuchen, wie hoch der Anteil der Anlagenbetreiber ist, die Ausfallarbeit gemäß § 12 EEG beim Netzbetreiber tatsächlich in Rechnungen stellen, und wie das Abrechnungsverfahren ggf. weiter vereinfacht werden kann.
Studie zur Abschätzung der Bedeutung des Einspeisemanagements nach § 11 EEG und § 13 Abs. 2 EnWG
21
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bis-zu-69-prozent-gestiegen, zuletzt geprüft
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[6] Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit
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setzes. EnWGÄndG, vom 30.06.2011. Online
Konsolidierte (unverbindliche) Fassung des
verfügbar unter http://dip.bundestag.de/
Gesetzestextes in der ab 1. Januar 2012
btd/17/060/1706072.pdf.
geltenden Fassung. Online verfügbar unter http://www.bmu.de/files/pdfs/allgemein/ application/pdf/eeg_2012_bf.pdf, zuletzt geprüft am 02.08.2011.
22
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df.pdf, zuletzt aktualisiert am 29.11.2010,
plan.de/sites/default/files/NEP_2012_2/
zuletzt geprüft am 01.12.2010.
NEP2012_2_Kapitel_1_bis_8.pdf. [17] European Energy Exchange AG (2012): [14] Bundesnetzagentur (2011): Leitfaden
EEX-Transparenzplattform. Aggregierte
zum EEG-Einspeisemanagement. Abschalt
ex-post-Information über die tatsächliche
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http://www.eeg-aktuell.de/wp-content/
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Docs/Downloads/DE/BNetzA/Presse/Be-
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richte/2011/MonitoringBericht2011.pdf?__
redDocs/Downloads/DE/BNetzA/Presse/
blob=publicationFile, zuletzt aktualisiert am
Berichte/2012/MonitoringBericht2012.pdf,
23.11.2011, zuletzt geprüft am 12.09.2011.
zuletzt aktualisiert am 27.11.2012, zuletzt geprüft am 28.11.2012.
Studie zur Abschätzung der Bedeutung des Einspeisemanagements nach § 11 EEG und § 13 Abs. 2 EnWG
23
5. Anhang
5.1 Liste der ausgewerteten Internetseiten von Netzbetreibern zu Einsätzen nach § 11 EEG und § 13.2 EnWG
24
Netzbetreiber
Internetseite
E.ON Avacon AG
http://www.eon-avacon.com/Cms/Default.aspx?id=10144&ch=9
E.ON edis AG
http://www.eon-edis.com/media/NSM_Aufrufe.pdf
E.ON Hanse AG
http://www.eon-hanse.com/pages/eha_de/Netz/Stromnetz/Dezentrale_Einspeisung/ Netzsicherheitsmanagement/index.htm
E.ON Netz GmbH - 110 kV
http://www.eon-netz.com/pages/ehn_de/EEG__KWK-G/Erneuerbare-_Energien-Gesetz/ Einspeisemanagement/Einspeisemanagement_Einsaetze/index.htm
E.ON Westfalen Weser AG
http://www.eon-westfalenweser.com/pages/ewa_de/Netz/Strom/Einspeisung/ Einspeisemanagement/index.htm
envia Verteilnetz GmbH
http://www.envia-netz.de/netzApp/ebene_a/nsm_entlastung.jsp
EWE Netz GmbH
http://www.ewe-netz.de/strom/1908.php
HSN Magdeburg GmbH
http://www.hsn-magdeburg.de/Framework.aspx?id=624&ch=1
Süwag Netz GmbH
http://www.syna.de/stromnetz-einspeiser-einspeisemanagement.html
WEMAG AG
http://www.wemag-netz.de/informationen/reduzierungsaufrufe/
ENSO Netz GmbH
http://www.enso-netz.de/ensonetz/home_netz.nsf/enso/Netznutzer/ Strom_DezentraleEinspeisung_StromausErneuerbarenEnergien.html
TenneT TSO GmbH
http://www.tennettso.de/site/Transparenz/veroeffentlichungen/berichte-service/ netzsituationen-nach-par-13.2
TenneT TSO GmbH
http://www.tennettso.de/site/Transparenz/veroeffentlichungen/berichte-service/ einspeisemanagement-nach-par-11
50Hertz Transmission GmbH
http://www.50hertz-transmission.net/cps/rde/xchg/trm_de/hs.xsl/ 157.htm?rdeLocaleAttr=de&rdeCOQ=SID-1A596E80-95516780
Energis Netzgesellschaft mbH
http://www.energis-netzgesellschaft.de/stromnetze/stromeinspeisung/einspeisemanagement.html
Studie zur Abschätzung der Bedeutung des Einspeisemanagements nach § 11 EEG und § 13 Abs. 2 EnWG
5.2 Liste der ausgewerteten Internetseiten von Netzbetreibern zur tatsächlichen Windenergieeinspeisung Netzbetreiber
Internetseite
TenneT TSO GmbH
http://www.tennettso.de/site/Transparenz/veroeffentlichungen/netzkennzahlen/tatsaechlicheund-prognostizierte-windenergieeinspeisung
Amprion GmbH
http://www.amprion.net/windenergieeinspeisung
50Hertz Transmission GmbH
http://www.50hertz-transmission.net/de/153.htm
Transnet BW GmbH
http://transnet-bw.de/kennzahlen/erneuerbare-energien/windeinspeisung/
Studie zur Abschätzung der Bedeutung des Einspeisemanagements nach § 11 EEG und § 13 Abs. 2 EnWG
25
Impressum
Herausgeber:
Bundesverband WindEnergie e.V. Neustädtische Kirchstraße 6 10117 Berlin E-Mail:
[email protected] Internet: www.wind-energie.de
Bearbeitung:
Von: Dipl.-Ing. Jens Bömer, Dipl.-Wirtsch.-Ing. Michael Döring und Christina Beestermöller, M.Sc. ECOFYS Germany GmbH | Am Karlsbad 11 | 10785 Berlin | T +49 (0)30 297 735 79-0 | F +49 (0)30 297 735 79-99 | E
[email protected] | I www.ecofys.com Projekt-Nummer: POWDE12218 © Ecofys 2012, beauftragt durch: Bundesverband WindEnergie e.V.
Stand: August 2012 Gestaltung: bigbenreklamebureau gmbh Druck: kleingedrucktes
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Studie zur Abschätzung der Bedeutung des Einspeisemanagements nach § 11 EEG und § 13 Abs. 2 EnWG
www.wind-energie.de
