Am 25. November 2016 bestätigte die Bundesnetzagentur den Offshore-Netzentwicklungsplan (O-NEP) für das Zieljahr 2025, der die Anbindungen von Winderzeugung auf der Nord- und Ostsee an das deutsche Übertragungsnetz regelt. Der O-NEP 2025 umfasst vier Netzanbindungen für Offshore-Winderzeugung in der Nordsee und drei Netzanbindungen in der Ostsee. Er gibt die Reihenfolge der einzelnen Anbindungen sowie den Zeitpunkt ihrer Beauftragung und der geplanten Fertigstellung vor. Der Plan setzt auch die Vorgaben des sogenannten Windenergie-auf-See-Gesetzes zum Ausbaukorridor für Offshore-Windenergie in den Jahren 2021 bis 2025 um und sieht Anbindungen für bestehende Windparkprojekte vor, die an den Ausschreibungen für die Jahre 2021 bis 2025 teilnehmen.
Mit der Veröffentlichung des Entwurfs des Szenariorahmens zum Netzentwicklungsplan (NEP) Strom 2013 am 20. Juli 2012, startete der Prozess zur Feststellung des notwendigen Netzausbaus bis zum Jahr 2023 bzw. 2033. Der von den vier Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) erstellte Entwurf beschreibt die Bandbreite der wahrscheinlichen Entwicklung installierter Kapazitäten der erneuerbaren Energien und der konventionellen Kraftwerke sowie die Entwicklung des Stromverbrauchs in den Jahren 2023 bzw. 2033. Der Szenariorahmen zum NEP 2013 führt den Szenariorahmen zum NEP 2012 fort.
Am 29. Mai 2012 wurde der Entwurf des ersten nationalen Netzentwicklungsplans Strom von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) überreicht. Der Entwurf des Netzentwicklungsplans Strom enthält alle Maßnahmen, die aus Sicht der ÜNB innerhalb der nächsten zehn Jahre für ein sicheres Übertragungsnetz erforderlich sind. Der Entwurf des Netzentwicklungsplans wurde auf Basis des von der Bundesnetzagentur Ende 2011 genehmigten sog. Szenariorahmens erstellt. Der Szenariorahmen prognostiziert die voraussichtliche Erzeugungs- und Verbrauchssituation in zehn Jahren.
Seit 2017 wird die finanzielle Förderung von Windenergieanlagen an Land durch Ausschreibungen ermittelt. Den weiteren Zubau der Windenergie steuert der Gesetzgeber, indem er jährliche Ausschreibungsvolumen vorgibt. Flächenausweisungen für die Windenergie an Land können zum einen auf Ebene der Regionalplanung und zum anderen auf Ebene der Bauleitplanung erfolgen. Es stellt sich die Frage, ob die Flächenkulisse, die zur Nutzung für die Windenergie an Land kurz- und mittelfristig zur Verfügung steht, ausreicht, um ein ausreichendes Wettbewerbsniveau in den Ausschreibungen zu gewährleisten und das von der Bundesregierung gesetzte Ziel, den Anteil der erneuerbaren Energien bis 2030 auf 65 % zu steigern, zu erreichen. Im Rahmen der Studie wurde die aktuelle Flächenkulisse ermittelt und für drei Zeitpunkte untersucht, welcher Teil der Flächenkulisse, unter Berücksichtigung der Bestandsanlagen, frei ist. Die Untersuchung zeigt, dass das ermittelte Leistungspotenzial der aktuellen Flächenkulisse rechnerisch die Ausschreibungsvolumina nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) bis 2025 und 2030 übersteigt, jedoch erheblichen Unsicherheiten unterliegt. Während das ermittelte Leistungspotenzial die Ausschreibungsvolumina bis 2025 noch übersteigt, gibt es bis 2030 nur einen geringen Überhang, der aufgrund der ermittelten Unsicherheiten deutlich die Gefahr eines zu geringen Wettbewerbsniveaus birgt. Des Weiteren bestehen erhebliche Unsicherheiten, ob die Zielwerte des Netzentwicklungsplans für Windenergie an Land bis 2030 zur Erreichung des 65-%-Ziels mit der aktuellen Flächenkulisse erreicht werden können. Zur Erhöhung der Flächenkulisse ließen sich im Rahmen der Studie Handlungsempfehlungen ableiten, die auf eine Ausweitung der Flächenkulisse, den Verzicht auf pauschale Siedlungsabstände, die Erhöhung der Rechtssicherheit der Pläne, die Verbesserung der Nutzbarkeit ausgewiesener Flächen, eine bessere Datenverfügbarkeit und den Umgang mit Bestandsanlagen abzielen. Quelle: Forschungsbericht
Das Projekt "PAC 2.0" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Renewables Grid Initiative e.V. durchgeführt. Das nach wie vor in weiter Ferne liegende Pariser Klimaziel, das EU-Ziel der Klimaneutralität bis 2050 und die jüngste Erhöhung des Ziels der Reduzierung von Treibhausgasemissionen von mindestens 40 % auf netto mindestens 55 % bis 2030 machen offensichtlich, dass der Umbau des europäischen Energiesystems an Geschwindigkeit zulegen muss. Eine solche Beschleunigung erfordert die Weiterentwicklung einer Reihe von Lösungen und Technologien sowie die entsprechende Weiterentwicklung der europäischen Netzinfrastruktur. Der Ten Year Network Development Plan (TYNDP) spielt hier als einziger offizieller pan-europäischer Plan eine entscheidende Rolle. Er kann die Infrastrukturbedarfe eines stabilen, aus Gesamtsystemperspektive wirtschaftlichen, dekarbonisierten Energiesystems der Zukunft sichtbar machen.
Das Projekt "Bewertung des Beitrags von Speichern und Pumpspeichern in der Schweiz, Österreich und Deutschland zur elektrischen Energieversorgung" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Rheinisch-Westfälische Technische Hochschule Aachen University, Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft durchgeführt. Mit dem geplanten massiven Ausbau der erneuerbaren Energien insb. in Deutschland und Italien geht ein Anstieg der fluktuierenden Einspeisung in Europa einher. Vor diesem Hintergrund gewinnt der Einsatz von Energiespeichern national und international stark an Bedeutung. Weil die Schweiz, Österreich und Deutschland aufgrund ihrer geographischen Nähe sowie der elektrischen Anbindung im Höchstspannungsnetz eng miteinander gekoppelt sind, stellt sich das Bundesministerium für Wirtschaft, Familie und Jugend (BMWFJ) Österreichs gemeinsam mit Ministerien in der Schweiz und Deutschland die Frage, ob und in welchem Umfang Speicher und Pumpspeicher in den drei Ländern auch in Zukunft einen Beitrag für eine gemeinsame zuverlässige Stromversorgung leisten können. Das Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft an der RWTH Aachen hat sich in den vergangenen Jahrzehnten intensiv mit Fragestellungen aus dem Bereich Kraftwerkseinsatzoptimierung sowie Netzplanung und Betrieb beschäftigt. Dabei sind Verfahren und Modelle entstanden und laufend erweitert worden, die eine detaillierte Abbildung der Wirkzusammenhänge zwischen hydrothermischen Erzeugungsanlagen und dem europäischen Übertragungsnetz bzw. lokalen Verteilnetzen ermöglichen. In den vergangenen Jahren konnte die Praxistauglichkeit der Ansätze durch das Mitwirken am deutschen Netzentwicklungsplan 2012 bzw. 2013, Studien für internationale Netzbetreiber sowie zahlreichen Forschungsprojekten (bspw. 'Roadmap Speicher: Speicherbedarf für erneuerbare Energien - Speicheralternativen - Speicheranreiz - Überwindung rechtlicher Hemmnisse') gezeigt werden.
Das Projekt "Gutachten zu zuschaltbaren Lasten" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Stiftung Umweltenergierecht durchgeführt. In 2015 ist das Volumen des Einspeisemanagements in Deutschland vermutlich auf mittlerweile über 2 TWh angewachsen. Insbesondere in verschiedenen Regionen in Schleswig-Holstein wirkt sich dies auf die Einspeisung aus erneuerbaren Energien aus und führte bereits im Jahr 2014 zu Abregelungen, die eine Größenordnung von ca. 8 % erreicht haben1. Mittelfristig wird erwartet, dass durch den geplanten Netzausbau diese Mengen wieder zu-rückgehen. Die Untersuchungen im Rahmen des Netzentwicklungsplans gehen davon aus, dass in 2025 Einspeisemanagement auf Grund der Spitzenkappung in einer Größenordnung von ca. 2 TWh in Deutschland insgesamt auftritt. Für diese Mengen ergeben sich auch langfristige Einsatzfälle für zuschaltbare Lasten. Dabei wird erwartet, dass insbesondere zur Vermeidung von Netzengpässen auf der Nord-Süd-Achse zuschaltbare Lasten einen substantiellen Beitrag liefern können. Als Größenordnung wird dabei ein Leistungsvolumen von ca. 1 GW als passfähig angenommen, die zwischen 500 und 1.000 Stunden pro Jahr zum Einsatz kommen könnten. Als Randbedingung ist dabei zu beachten, dass ein entlastender Beitrag für Umwelt und Netzbetrieb nur durch tatsächlich zusätzliche Lasten erzielt werden kann. Ziel eines Instruments für zuschaltbare Lasten ist es daher, unter diesen beschriebenen Bedingungen einen Beitrag zur verbesserten Integration dieser Mengen im Einspeisemanagement zu liefern ohne zusätzliche Kosten im Stromsystem zu verursachen. Eine Kostenneutralität ist gegeben, wenn durch das Zuschalten von Lasten Einspeisemanagement vermieden wird und diese Lasten zumindest einen Arbeitspreis von 0 €/MWh bezahlen. Unter derzeitigen Rahmenbedingungen steht diese Strommenge den meisten Netz-nutzern auf Grund der fälligen Netzentgelte, EEG-Umlage und Stromsteuer allerdings in Einspeisemanagement-Situationen nur zu einem deutlich höheren Preis zur Verfügung. Wird der Strom aus dem Einspeisemanagement nicht in dem Umfang wie bisher mit den genannten Entgelten, Umlagen und Steuern belegt, können sich auf Grund der vermiedenen Entschädigungsansprüche jedoch Kostenvorteile für das Gesamtsystem ergeben. Als effizienteste Umsetzung um zuschaltbare Lasten zu aktivieren wird daher eine Ausschreibung für zuschaltbare Lasten empfohlen.
Der Übertragungsnetzbetreiber TenneT TSO GmbH plant den Ersatz der bestehenden 380-kV-Wechselstrom-Leitung vom Umspannwerk (UW) Dollern (LK Stade) über das UW Alfstedt (LK Rotenburg (Wümme) und das UW Farge (Land Bremen) zur Schaltanlage Elsfleth West (LK Wesermarsch) durch eine leistungsstärkere 380-kV-Wechselstrom-Leitung. Hierfür muss die Leitung mit zwei Stromkreisen mit einer Stromtragfähigkeit von je 4.000 Ampere neu errichtet werden. Die Bestandleitung hat eine Länge von ca. 100 km und durchquert von Nordost nach Südwest die niedersächsischen Landkreise Stade, Rotenburg (Wümme), Cuxhaven, Osterholz und Wesermarsch. Zusätzlich verläuft die Bestandsleitung auch durch das Land Bremen. Als Projekt P23 wurde die Elbe-Weser-Leitung (EWL) erstmals im Netzentwicklungsplan 2013 für das Zieljahr 2023 beantragt und von der Bundesnetzagentur bestätigt. Diese Drehstromleitung ist als Vorhaben Nr. 38 seit 2015 im Bundesbedarfsplan enthalten. Die Gesamtinbetriebnahme der EWL ist für das Jahr 2031 vorgesehen. Die TenneT TSO GmbH hat mit Schreiben vom 22.02.2023 die Durchführung eines Raumordnungsverfahrens (ROV) beantragt. Gegenstand des ROV ist neben der EWL auch die Standortsuche für das ein neues UW nördlich von Bremen im Bereich der Gemeinden Hagen im Bremischen / Schwanewede. Das Amt für regionale Landesentwicklung Lüneburg führt als obere Landesplanungsbehörde das ROV für die 380 kV-Leitung einschließlich des neuen UW durch.
Das Projekt "HBM4EU - Messungen von aprotischen Lösungsmitteln und UV-Filterstoffen in UPB und GerES Proben" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Institut für Prävention und Arbeitsmedizin der Deutschen Gesetzlichen Unfallversicherung -Institut der Ruhr-Universität durchgeführt. Die europäische Initiative HBM4EU hat zum Ziel, die Datenlage zum Human-Biomonitoring in der EU anzugleichen und die gesundheitlichen Folgen der Schadstoffbelastung besser zu verstehen - durch Zusammenführung bereits vorhandener Daten und Durchführung gemeinsamer Studien. So sollen Informationen zum sicheren Chemikalienmanagement gewonnen werden, um die Gesundheit der Europäer zu schützen. Ziel des Vorhabens ist es, Substanzen der in der Initiative als prioritär benannten Stoffgruppen der aprotischen Lösungsmittel und UV-Filter in Humanproben aus GerES und der Umweltprobenbank des Bundes zu messen. Dadurch sollen Datenlücken für den europäischen Bereich geschlossen werden und länderübergreifende Studien und Auswertungen ermöglicht werden. Übergeordnetes Ziel des Vorhabens ist es, einen Beitrag zum Aufbau eines europäischen Systems des Human-Biomonitoring zu leisten, das langfristig der besseren Kontrolle und Unterstützung der Chemikalienregulierung in Europa dient.
Das Projekt "Teilvorhaben TenneT TSO GmbH" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von TenneT TSO GmbH durchgeführt. Das Kopernikus-Projekt ENSURE erforscht in einem ganzheitlichen Ansatz neue Energienetzstrukturen für die Energiewende. Im Mittelpunkt steht die Klärung der Frage, wie zentrale und dezentrale Energieversorgungselemente im Gesamtsystem ausgestaltet sein müssen. In einer netztechnischen Demonstration wird die Machbarkeit ausgewählter Forschungsergebnisse realisiert, d.h. es erfolgen die praktische Umsetzung der entwickelten systemischen Konzepte und die Erprobung neuer Technologien. TenneT verfolgt in ENSURE Phase 2 folgende Ziele, welche sich über alle Teilprojekte erstrecken: - Pilotierung im Rahmen des in Phase 1 entwickelten Use Cases 'Digitales Umspannwerk' mit Fokus auf die digitale Anbindung von Transformatoren und Leistungsschaltern zur Zustandsüberwachung, Datenerfassung/-bewertung und der Auswertung dieser Informationen - Konzepte für die effiziente Bereitstellung von Systemdienstleistungen im zukünftigen Energiesystem. - Entwicklung eines demonstrierbaren Konzepts im Bereich der Systemführung mit Fokus auf Special Protection Schemes, Systemautomatiken und der optimierten Bestimmung von Reaktionsmatrizen zur Koordinierung von netz- und marktbezogenen Maßnahmen im Echtzeitbetrieb. - Beantwortung von regulatorischen und wirtschaftlichen Fragestellungen bzgl. der gesamtwirtschaftlich effizienten Bereitstellung eines auf Erneuerbaren Energieträgern basierenden Energiesystems unter Berücksichtigung von Systemsicherheit und Umweltverträglichkeit - Bereitstellung von Expertenwissen eines Übertragungsnetzbetreibers im Hinblick auf die Übertragbarkeit der Ergebnisse auf andere Regionen, die Einbindung in das europäische Verbundsystem und den Abgleich mit parallel stattfindenden Prozessen wie z.B. dem Netzentwicklungsplan Strom.
| Origin | Count |
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| Bund | 18 |
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| unbekannt | 2 |
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| Boden | 10 |
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