Regionalisierte Ausbauszenarien für förderfreie Solarparks – die Basis für eine vorausschauende Netzplanung

Sowohl bei Dach- als auch bei Freiflächenanlagen gewinnt der Photovoltaik-Zubau in Deutschland weiter an Fahrt. Besonders für die Netzbetreiber ist dies ein relevantes Thema, da sie verstärkt Anfragen zum Anschluss sehr großer neuer Solarparks – teilweise im hohen zweistelligen bis dreistelligen Megawatt-Bereich – erhalten, die sie in der Netzplanung berücksichtigen müssen. Um Trends besser einschätzen zu können und effiziente Ersatz- und Neubaumaßnahmen zu unterstützen, hat die FfE regionalisierte Entwicklungsszenarien für Freiflächen-PV entwickelt. Am Beispiel der Bundesländer Bayern, Sachsen und Schleswig-Holstein konnten mit diesen Szenarien Zubau-Wahrscheinlichkeiten für die unterschiedlichen Regionen abgeleitet werden und obere Zubau-Potenziale für Anlagen unterschiedlicher Leistungsklassen bis 50 MW identifiziert werden. Besonders im stark wachsenden Bereich der förderfreien Solarparks im Leistungsbereich über 20 MW (bis 2021 über 10 MW) sind solche Analysen unerlässlich, um die Netzentwicklung auf zukünftige Großprojekte abzustimmen.

Mit dem Regionalisierungsmodell der FfE für PV-Freiflächenanlagen können Daten aus dem regionalen Anlagenbestand genutzt werden, um Ausbauszenarien mit hoher räumlicher Auflösung zu generieren. Der Fokus der jüngsten Analyse für Schleswig-Holstein lag dabei auf einer flächenscharfen Betrachtung des Zubaus bis 2035. Dazu wurden Szenarien entwickelt, die sich am Netzentwicklungsplan (NEP) [1], einer Trendfortschreibung der letzten Jahre sowie dem Klimaschutzszenario fuEL des Forschungsprojekts Dynamis [2] orientieren.  Durch die Berücksichtigung von sowohl konservativen als auch optimistischen Ausbaukorridoren konnte eine große Spannbreite möglicher Entwicklungen umfasst werden. 

Für die Modellierung des regionalen Zubaus in den Szenarien greift die Methodik auf zwei maßgebliche Eingangsgrößen zurück: Den Anlagenbestand und das vorhandene PV-Potenzial. Wegen seines hohen Informationsgehaltes bildet das Marktstammdatenregister (MaStR) [3] die Datenbasis für den Anlagenbestand. Neben einer Aufbereitung dieser Daten durch die Korrektur falscher Angaben werden detailliertere Informationen zur Anlagenart ergänzt aus weiteren Datensätzen, wenn sich diese aus dem MaStR allein nicht ableiten lassen. Zur Potenzialbestimmung für PV-Freiflächenanlagen wurde eine detaillierte Analyse der Geo-Daten durchgeführt, die alle verfügbaren Flächen entlang von Verkehrswegen sowie landwirtschaftlich genutzter Flächen berücksichtigt. Beschränkt man die Analyse direkt auf förderfreie Solarparks mit einer entsprechenden Grundfläche, lassen sich schmale Randstreifen um Verkehrswege, die nur für kleinere nach EEG geförderte Anlagen geeignet sind, mit einfachen Anpassungen aus der Flächenkulisse ausklammern. Von den verbleibenden Gebieten werden in einem zweiten Schritt alle bekannten Ausschlussflächen wie Landschaftsschutzgebiete, Siedlungen, Gewässer und Wälder mittels Geoverschneidung abgezogen.

Um die Mantelzahlen der installierten Leistung bis 2035 aus den gewählten Szenarien in die Fläche zu bringen, müssen diese nacheinander über die Potenzialflächen mit der besten Eignung verteilt werden. Die Bewertung der Flächen erfolgt über ein flächendeckendes Raster mit 22 m Kantenlänge, das in einem Mittelwert bis zu 11 Kriterien pro Pixel zusammenführt. Diese umfassen z.B. benachteiligte Gebiete, Kenngrößen zur Bodenfruchtbarkeit oder die Nähe zu bestehender Strominfrastruktur wie Umspannwerken, um die Zubau-Wahrscheinlichkeit für jedes Pixel des Rasters zu bestimmen. Über eine Sensitivitätsanalyse können die Einflüsse jedes Gewichtungsfaktors untersucht und fallspezifisch überprüft werden, welche der Faktoren stärker oder schwächer in die Mittelung einfließen sollten. Die Regionalisierung der zu installierenden Leistung erfolgt anschließend über die Flächen mit den besten Eignungen. Im Fall Schleswig-Holsteins ist das resultierende,  bewertete Potenzial für Freiflächen-PV in Abbildung 1 dargestellt.

 

Abbildung1

Abbildung 1: PV-Potenzial auf Freiflächen nach Eignung in Schleswig-Holstein. Die höchste Eignung erscheint mit 39 % niedrig - dies ist jedoch auf die Abwertung einzelner Faktoren nach der Sensitivitätsanalyse zurückzuführen, die das geometrische Mittel reduzieren.


Die Betrachtung unterschiedlicher Leistungsklassen von 10 bis 50 MW macht es bei der Bestimmung der Zubauwahrscheinlichkeit zudem nötig nach dem leistungsspezifischen Flächenbedarf der Anlagen zu differenzieren und zusammenhängende Flächen zu berücksichtigen. Dazu werden die Potenzialflächen durch eine räumliche Clusterung in entsprechende Sub-Flächen unterteilt. Je nach Leistungsklasse werden dann unterschiedlich große Cluster innerhalb der Potenzialflächen herangezogen und die mittlere Bewertung jedes Clusters neu berechnet. Die zuzubauende Leistung erfolgt dann über die einzelnen Cluster innerhalb der Potenzialflächen und ermöglicht eine Analyse, wie der regionale Zubau mit vielen kleinen oder wenigen großen Anlagen erfolgen würde. Die Ergebnisse der Regionalisierung für Freiflächen-PV in Schleswig-Holstein sind in Abbildung 2 exemplarisch anhand eines Misch-Szenarios dargestellt.

 

Abbildung2

Abbildung 2: Regionale Entwicklung des Ausbaus von PV-Freiflächenanlagen am Beispiel Schleswig-Holstein

Vergleicht man die Daten mit Bestandsanlagen sowie aktuellen Anfragen zeigt sich, dass der Status-quo durch die hier beschriebenen Szenarien gut getroffen wurde. In vielen Gegenden scheinen jedoch auch schwer zu modellierende Nachbarschaftseffekte eine nicht zu vernachlässigende Rolle zu spielen und könnten auch in Zukunft für eine signifikante Agglomeration der Anlagen sorgen. Auch lassen sich die aktuell sehr hohe Dynamik in vielen Gemeinden im Bereich der Freiflächenanlagen sowie Anpassungen am politischen Rahmen der Erneuerbaren-Entwicklung noch nicht eindeutig einordnen. Dennoch werden Investitionsentscheidungen i.d.R. davon abhängig sein, ob eine Anlage auch ohne finanzielle Förderung wirtschaftlich am Markt betrieben werden kann.

Für die Zukunft wird daher eine genaue Beobachtung der realen Entwicklung notwendig sein, um die Prognosen regelmäßig auf ihre Gültigkeit zu prüfen. Dies ermöglicht es, frühzeitige Anpassungen in der prognostizierten Leistung vorzunehmen und darauf über die Parameter des Szenarienkorridors zu reagieren. Zusammen mit Ergebnissen anderer regionalisierter Studien zu EEG-Anlagen, E-Mobilität und Wärmepumpen können die Resultate somit ein essenzielles Hilfsmittel der vorausschauenden Netzplanung darstellen.

 

Weitere Informationen:

 

Quellenangaben:

[1] Referat Netzentwicklung Stromübertragungsnetz: Genehmigung des Szenariorahmens 2021-2035. Bonn: Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, 2020.
[2] Conrad, J.; Fattler, S.; Regett, A. et al.: Dynamis – Dynamische und intersektorale Maßnahmenbewertung zur kosteneffizienten Dekarbonisierung des Energiesystems. München: Forschungsstelle für Energiewirtschaft e.V., Forschungsgesellschaft für Energiewirtschaft mbH, Technische Universität München, 2019
[3] Marktstammdatenregister - Öffentliche Einheitenübersicht. In: https://www.marktstammdatenregister.de/MaStR/Einheit/Einheiten/OeffentlicheEinheitenuebersicht. (Abruf am 2019-03-07); Bonn: Bundesnetzagentur, 2019.
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