Netzentwicklungsplan

aus Wikipedia, der freien Enzyklopädie
Wechseln zu: Navigation, Suche
Deutsche Übertragungsnetze von 50Hertz, Amprion, EnBW und TenneT

Der Netzentwicklungsplan (NEP) (auch Netzausbauplan) stellt den Ausbaubedarf des deutschen Strom- und Gasnetzes in den nächsten 10 Jahren dar. Diese Planungen werden von den Übertragungsnetzbetreibern in einem strukturierten Verfahren unter Beteiligung der Bundesnetzagentur aufgestellt und mit Öffentlichkeitsbeteiligung abgestimmt. Die Netzausbauplanung für das deutsche Stromnetz ist in zwei Bereiche aufgeteilt. Für das deutsche Onshore-Transportnetz sind seit 2011 die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) tätig, die den "Netzentwicklungsplan Strom" (NEP Strom) aufstellen. Für das deutsche Offshore-Stromtransportnetz ist das Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie tätig, das erstmals 2013 den "Netzentwicklungsplan Strom Offshore" (O-NEP) aufgestellt hat. Im Ergebnis entsteht der Bundesbedarfsplan mit den Stromnetz-Ausbaumaßnahmen, für die "eine energiewirtschaftliche Notwendigkeit und ein vordringlicher Bedarf" festgestellt werden. Eine vergleichbare Funktion hatte bereits das Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) von 2009. Für das Gasnetz wird eine vergleichbare Netzplanung von den dort beteiligten Übertragungsnetzbetreibern entwickelt (NEP Gas).

Ausgangslage[Bearbeiten]

In Deutschland sind die Höchstspannungsleitungen der Spannungsebenen 220 kV und 380 kV im Wesentlichen Eigentum von vier Übertragungsnetzbetreibern:

Die Investitionen in die Netze waren nach der Liberalisierung der Strommärkte gegen Ende der 1990er Jahre zunächst gesunken. Laut dem Monitoringbericht von Bundesnetzagentur und Bundeskartellamt 2012 erreichten die Netzinvestitionen von Stromversorgern und Übertragungsnetzbetreibern zuletzt zwischen 3,6 und 3,8 Milliarden Euro pro Jahr und lagen damit erst seit wenigen Jahren wieder auf dem Niveau vor der Liberalisierung Anfang der 90er Jahre.[1]

Ausbaubedarf im Netzentwicklungsplan 2013 - Übersicht[Bearbeiten]

Ziele des NEP Strom sind der sichere Betrieb des Stromnetzes bei weiterem Zubau von Erzeugungskapazitäten aus erneuerbaren Energiequellen und bei weiterem Ausbau des europäischen Binnenmarktes.[2] Der Entwurf des aktuellen Netzentwicklungsplans (Stand Aug. 2013) wurde Anfang März 2013 als "2. NEP Strom" von den vier Übertragungsnetzbetreibern vorgestellt. Diese Planung kommt im Kern zu dem Ergebnis, dass in den nächsten 10 Jahren der Neubau von 1.700 km Drehstromleitungen und 2.100 km Hochspannungs-Gleichstromleitungen sowie die Netzverstärkung und -optimierung von 4.400 km des vorhandenen Netzes in Deutschland erforderlich werden. Die Kosten werden mit 21 Mrd. € veranschlagt.[3]

Die vier großen „Stromautobahnen“ sollen demnach wie folgt verlaufen:

Nach Angaben des Netzbetreibers Tennet sind die Übertragungsnetzbetreiber überzeugt, das deutsche Höchstspannungsnetz technisch für die Energiewende rüsten zu können. Die Kosten von 21 Mrd. Euro wirkten zwar hoch, seien in Relation zur Wirkungsdauer der Investitionen über 30 bis 40 Jahre jedoch eine handhabbare Summe. Sorgen bereiteten dagegen die Akzeptanz der neuen Trassen in der Öffentlichkeit.[4] Der Bundesverband Erneuerbare Energie unterstützt den Ausbau der Stromnetze und hält die Kosten ebenfalls für überschaubar; umgelegt auf den gesamten Investitionszeitraum, machten die veranschlagten Kosten nur einen Betrag von maximal 0,5 Cent pro Kilowattstunde Strom aus. Weitere Verzögerungen des Netzausbaus würden letztlich viel teurer, da der Aufwand für die Stabilisierung des Netzes weiter steigen würde und regenerative Kraftwerke zunehmend abgeregelt werden müssten.[5]

Anlass und gesetzliche Verankerung des Netzentwicklungsplans[Bearbeiten]

siehe auch: Energiepolitik und Atomausstieg

Die Netzentwicklungsplanung in einem strukturierten Vorgehen mit jährlicher Aktualisierung setzt die entsprechenden Vorgaben der europäischen Binnenmarktrichtlinie von 2009 um und beruht auf nationaler Ebene auf den Vorgaben im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) im einschlägigen § 12 a-d.[6]

Bei der Aufstellung des NEP Strom wird die nationale Energiepolitik berücksichtigt, die durch die Bundesregierung kurz nach der Nuklearkatastrophe von Fukushima im März 2011 einen deutlichen Wechsel erfuhr. Der Bundestag beschloss Ende Juni 2011 die Beendigung der Kernenergienutzung und Beschleunigung der Energiewende mit dem „13. Gesetz zur Änderung des Atomgesetzes“ in namentlicher Abstimmung mit großer Mehrheit (513 Stimmen).[7] In der Folge sind zugehörige Gesetze novelliert worden, insbesondere das Energiewirtschaftsgesetz[6] (dort u.a. § 1.1 Zweck des Gesetzes ist eine möglichst sichere, preisgünstige, verbraucherfreundliche, effiziente und umweltverträgliche leitungsgebundene Versorgung der Allgemeinheit mit Elektrizität und Gas, die zunehmend auf erneuerbaren Energien beruht.) Ergänzend sind neue Gesetze erlassen worden, z.B. das "Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz (NABEG)"[8]

Die gesetzlichen Vorgaben für die Netzausbauplanung stehen nicht allein im Zusammenhang mit dem weiteren Ausbau der erneuerbaren Energie, sondern sind auch durch die europäische Energiepolitik sowie durch Erhaltungs- und Anpassungserfordernisse veranlasst, die für eine Infrastruktureinrichtung wie dem Stromnetz üblich und notwendig sind.[2] Die europäische Energiestrategie „Energie 2020“[9] gibt zusammen mit dem „Energiefahrplan 2050“[10] die Richtung der Energiepolitik in Europa vor. Kernpunkte sind zusätzliche Versorgungs- und Transportrouten, vereinfachte und beschleunigte Genehmigungsverfahren, das Erschließen alternativer Energiequellen, die Entwicklung eines fairen Wettbewerbs innerhalb Europas, die „intelligente“ Verknüpfung aller EU-Binnennetze, die Energiesicherheit und der Verbraucherschutz.

Auf europäischer Ebene arbeiten die Übertragungs- und Fernleitungsnetzbetreiber für Strom im Rahmen der ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity)[11] zusammen und veröffentlichen alle zwei Jahre einen gemeinsamen Netzentwicklungsplan. Für den Gasbereich stellt die Organisation ENTSO-G (European Network of Transmission System Operators for Gas)[12] entsprechende Netzplanungen auf.[13]

Szenarien des Netzentwicklungsplans 2013[Bearbeiten]

Szenario konventionelle Energien erneuerbare Energien
A Bestandsanlagen und alle geplanten Anlagen mit Netzanschlusszusagen oder -begehren Bestandsanlagen
B wie Szenario A sowie Zubau von Erdgaskraftwerken Bestandsanlagen und erhöhter Zubau
C wie Szenario B Bestandsanlagen und Zubau gemäß der Ziele der Bundesländer (Regionalisierung)

Der Netzentwicklungsplan baut auf dem Bestandsnetz auf und berücksichtigt die mögliche Entwicklung der Erzeugungs- und Verbrauchsstruktur in den kommenden zehn Jahren durch drei Szenarien:

  • Szenario A mit einem moderaten Anstieg der installierten Leistung der konventionellen Kraftwerke und mit der installierten Leistung der erneuerbaren Energien;
  • Szenario B mit einer höheren Leistung von Erdgaskraftwerken und einer höheren Leistung der erneuerbaren Energien;
  • Szenario C mit weiter erhöhter Leistung der erneuerbaren Energien auf der Grundlage von regionalen Entwicklungsprognosen und Zielen der Bundesländer.

Das Szenario B ist als Leitszenario eingestuft und durch eine Fortschreibung um weitere zehn Jahre (bis 2033) ergänzt.

Diese Szenarien sind im Entwurf des NEP 2013 wie folgt gekennzeichnet.

SZENARIO A
In Szenario A wird für das Jahr 2023 ein moderater Anstieg der installierten Leistung von Steinkohlekraftwerken im konventionellen Bereich gegenüber dem Stand 2011 angenommen. Dabei werden sämtliche geplanten Braun- und Steinkohlekraftwerke berücksichtigt, für die ein Netzanschlussbegehren oder eine Netzanschlusszusage nach der Kraftwerks-Netzanschlussverordnung (KraftNAV) vorliegt. Die installierte Leistung der erneuerbaren Energien bildet den unteren Rand des Szenariorahmens ab. Das Szenario ist ein Zukunftsbild über zehn Jahre.
SZENARIO B (LEITSZENARIO)
Szenario B für das Jahr 2023 geht von einem höheren Anteil an erneuerbaren Energien als im Szenario A aus. Darüber hinaus wird ein Anstieg der installierten Leistung von Erdgaskraftwerken prognostiziert. Dieses Basisszenario mit einem Horizont bis 2023 wird zudem um weitere zehn Jahre bis 2033 fortgeschrieben, sodass sich die Szenarien B 2023 und B 2033 ergeben.
SZENARIO C
Szenario C für das Jahr 2023 zeichnet sich durch einen besonders hohen Anteil an erneuerbaren Energien aus, der sich aus regionalen Entwicklungsprognosen und Zielen der Bundesländer ergibt. Der konventionelle Kraftwerkspark entspricht dem Szenario B für das Jahr 2023.
In allen Szenarien ist die Kernenergie durch die geplanten Kraftwerksstilllegungen bis zum Ende des Jahres 2022 nicht mehr vorhanden.“

50Hertz Transmission, Amprion, TenneT TSO, TransnetBW[Lit. 1]

Der Szenarienrahmen ist in einem vorgelagerten Abstimmungsverfahren 2012 von der Bundesnetzagentur (BNetzA) geprüft und Ende 2012 mit folgender Zusammenfassung genehmigt worden:

„Die genehmigten Szenarien decken die Bandbreite wahrscheinlicher Entwicklungen ab.
Ein Szenario ist als wahrscheinlich zu erachten, wenn es mit einer hinreichend hohen Realisierungswahrscheinlichkeit verbunden ist und somit das zu entwickelnde Stromnetz in der Zukunft den Anforderungen dieses Szenarios mit hinreichend hoher Wahrscheinlichkeit genügen muss. Bei der Ermittlung der Szenarien ist von den aktuellen rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen auszugehen. Die Entwicklung der gesetzlichen Grundlagen bis 2023 bzw. 2033 ist nämlich ebenso wenig vorhersehbar wie die Entwicklung der Marktpreise oder die Verbreitung neuer Technologien.
Den modifizierenden Rahmen der Bandbreite wahrscheinlicher Entwicklungen bilden die mittel- und langfristigen energiepolitischen Ziele der Bundesregierung. Beispielsweise ist eine Minderung des Stromverbrauchs entsprechend den energiepolitischen Zielen der Bundesregierung zwar mittelfristig nicht mit einer hinreichend hohen Realisierungswahrscheinlichkeit verbunden, allerdings dennoch durch die Verpflichtung der Übertragungsnetzbetreiber berücksichtigt, im Rahmen einer Sensitivitätsbetrachtung die Auswirkungen einer Minderung des Nettostrombedarfs auf den erforderlichen Netzentwicklungsbedarf zu ermitteln.
Auch die Ausbauziele der einzelnen Bundesländer bilden eine wesentliche Grundlage. So wurden die von den Bundesländern gemeldeten bzw. nachgemeldeten Werte ohne Änderungen dem Szenario C 2023 zu Grunde gelegt.“

Bundesnetzagentur (BNetzA)[Lit. 2]

Erzeugungsstruktur der Kraftwerke[Bearbeiten]

Leistung der Kraftwerke[Bearbeiten]

Kapazität der Kraftwerke zur Stromerzeugung in Deutschland 2011, Szenarien 2023 und 2033 im Netzentwicklungsplan 2013[14]
Leistung der Kraftwerke in den Szenarien des NEP 2013
und Vergleich zum Stand 2011 (Angaben in Gigawatt (GW))[14]
2011 2023 2033
Szenario A Szenario B Szenario C Szenario B
Kernenergie 12,1 0,0 0,0 0,0 0,0
Braunkohle 20,2 18,0 17,6 17,6 11,8
Steinkohle 26,3 31,9 25,7 25,7 20,2
Erdgas 26,5 23,2 33,0 33,0 41,0
Öl u. übrige 7,9 6,0 6,0 6,0 3,3
Pumpspeicher 6,4 11,0 11,0 11,0 11,0
Summe konv. Erz. 99,4 90,1 93,3 93,3 87,3
Wind (onshore) 28,9 45,7 49,3 86,0 66,3
Wind (offshore) 0,2 10,3 14,1 17,8 25,3
Photovoltaik 25,3 55,3 61,3 55,6 65,3
Biomasse 5,5 8,1 8,5 9,0 7,3
Wasserkraft
u. übrige reg. Erz.
5,3 5,5 6,3 6,2 7,3
Summe reg. Erz. 65,2 124,9 139,5 172,9 173,2
Gesamt 164,6 215,0 232,8 266,2 260,5

Stromerzeugung der Kraftwerke[Bearbeiten]

Stromerzeugung der Kraftwerke in Deutschland 2011, Szenarien 2023 und 2033 im Netzentwicklungsplan 2013[15]
Stromerzeugung der Kraftwerke in den Szenarien des NEP 2013[15]
und Vergleich zur Stromerzeugung 2011
(Angaben in Terawattstunden pro Jahr (TWh/a))
2011 2023 2033
Szenario A Szenario B Szenario C Szenario B
Kernenergie 108,0 0,0 0,0 0,0 0,0
Braunkohle 150,1 133,3 129,4 119,5 82,2
Steinkohle 112,4 195,6 148,9 103,6 70,9
Erdgas 86,1 32,7 54,7 43,9 63,5
Öl u. übrige 32,8 15,0 14,0 15,0 12,5
Pumpspeicher k.A. 0,1 0,3 2,1 0,5
Summe konv. Erz. 491,5 376,7 347,3 284,1 229,6
Wind (onshore) 48,9 97,6 105,2 178,0 140,7
Wind (offshore) 0 43,8 60,1 74,3 106,5
Photovoltaik 19,6 49,6 55,0 49,8 58,5
Biomasse xy 45,4 47,6 39,5 50,2
Wasserkraft
u. übrige reg. Erz.
17,7 22,8 26,3 26,3 31,9
Summe reg. Erz. 123,8 259,2 274,2 367,9 387,8
Gesamt 613,1 635,9 621,5 652,0 617,4

Entwicklung des Stromverbrauchs[Bearbeiten]

Neben der Erzeugungsstruktur ist die Entwicklung des Stromverbrauchs bei den Festlegungen der Szenarien bedeutsam. Bei der Eingrenzung der Szenarien wurde Ende 2012 zwar festgestellt, dass die Entwicklung des Energiebedarfs einigen Unsicherheiten unterliege und sowohl Steigerungen durch neue Anwendungsbereiche wie Elektromobilität als auch Minderungen durch Maßnahmen zur gesteigerten Energieeffizienz möglich seien. Der Nettostromverbrauch wurde jedoch in allen Szenarien gleichhoch mit 535,4 TWh/a angesetzt.[16] Nach Erörterung des Szenarienrahmens ist ergänzend eine Sensitivitätsbetrachtung (s. unten) vereinbart worden, bei der zusätzlich ein verringerter Stromverbrauch betrachtet wird. Dazu wird ein Rückgang innerhalb von 10 Jahren um insgesamt 11 % angenommen, so dass der Strombedarf mit 476,5 TWh/a angesetzt wird. Die Jahreshöchstlast wird in allen Ausgangsszenarien gleichbleibend mit 84 GW angesetzt, in der Sensitivitätsbetrachtung ist sie entsprechend des verringerten Bedarfs auf 74,8 GW herabgesetzt.

Sensitivitätsbetrachtungen als Ergänzung zum NEP[Bearbeiten]

Die nachgeforderte Sensitivitätsbetrachtung umfasst im Einzelnen:
1. die Auswirkungen einer Absenkung des Nettostrombedarfs auf 476,5 TWh sowie einer damit einhergehenden Absenkung der Jahreshöchstlast auf 74,8 GW in Szenario B 2023 auf die im Netzentwicklungsplan 2013 enthaltenen Maßnahmen,
2. die Auswirkungen einer pauschalen Beschränkung der eingespeisten Leistung auf je 80 % der in den einzelnen Bundesländern installierten Leistung bei "Wind onshore in Szenario B 2023" auf die im Netzentwicklungsplan 2013 enthaltenen Maßnahmen und
3. die Auswirkungen einer alternativen "Regionalisierung der installierten Leistung Wind onshore, Wind offshore, Photovoltaik und Biomasse in Szenario B 2023" auf den Netzentwicklungsbedarf.[17]

Die Ergebnisse sind Anfang Juli 2013 von den Übertragungsnetzbetreibern in einem separaten Dokument vorgestellt worden. Die Bearbeiter fassen zur Sensitivität 1 (Nettostrombedarf und Jahreshöchstlast) zusammen, dass der Markt die Lastreduktion kompensiere. Sie kommen zu dem Ergebnis, dass der angenommene Verbrauchsrückgang in Deutschland um jährlich ca. 62 TWh zu verringertem Import und verstärktem Export führen werde, so dass die Erzeugung aus konventionellen fossilen Kraftwerken im Inland nur um ca. 27 TWh zurückgehen werde. Als wesentlicher Grund wird der Beibehalt des Kraftwerksparks in Deutschland gesehen, wie er im genehmigten Szenariorahmen für die Marktsimulation von der Bundesnetzagentur vorgegeben worden sei.[18]

Zur Sensitivität 2 (Kappung der Erzeugungsspitzen) ziehen die Bearbeiter den Schluss, dass die vorgegebene Spitzenkappung kaum Auswirkung auf die Gesamtenergiebilanz habe. Sie stellen fest, dass der damit verbundene Rückgang der regenerativen Erzeugung um ca. 1,1 TWh etwa 1 % der theoretisch verfügbaren Energiemenge aus Onshore-Windenergieanlagen oder 0,3 % der gesamten regenerativen Einspeisung im Szenario B 2023 habe.[19]

Auch bei der Sensitivität 3 (Regionalisierung) sehen die Autoren nur einen geringen Einfluss auf den Transportbedarf, da die veränderte regionale Aufteilung der regenerativen Erzeugungsanlagen bei gleichbleibender installierter Leistung nach der vorgegebenen Methode nicht zu einer Veränderung der regenerativ erzeugten elektrischen Energie gegenüber dem Szenario B 2023 führe.[20]

Technische Einzelaspekte[Bearbeiten]

Offshore-Windenergie[Bearbeiten]

Der NEP 2013 stellt indirekt fest, dass die Ausbaupläne für die Offshore-Windenergie in den nächsten Jahren nicht erreicht werden (Erreichbarkeit wird nur für Szenario B 2033 genannt).

„In Szenario B 2033 ist das Ziel „Erhöhung der Offshore-Windleistung bis 2030 auf 25 GW“ aus den Annahmen heraus erfüllt.“

50Hertz Transmission, Amprion, TenneT TSO, TransnetBW[Lit. 3]

Der BDEW weist auf den EEG-Dialog des Bundesumweltministeriums zur Windenergie am 12. Februar 2013 hin, bei dem weitgehend Einigkeit darüber bestanden habe, dass bis 2020 ein realistischer Ausbau von insgesamt 6 bis 8 Gigawatt (GW) bei der Offshore-Windenergie zu erreichen sei.[21] Im NEP 2013 werden für 2023 im Szenario B 14,1 GW und im Szenario C 17,8 GW angesetzt. Gegenüber dem NEP 2012 wird im NEP 2013 trotz des allgemein erwarteten geringeren Zubaus der Offshore-Windenergie mit zusätzlich 3 GW für den „Transport von Windstrom“ von Nord nach Süd gerechnet.[22]

Regionalisierung[Bearbeiten]

Bei der Lastberechnung für die Höchstspannungsnetze, die Gegenstand des NEP sind, spielt die Wechselwirkung mit den nachgelagerten Netzebenen des Mittel- und Niederspannungsnetzes eine wesentliche Rolle. Für die Auslegung sind die hohen Erzeugungsleistungen mit den system- und technikbedingten Schwankungen der Erzeugung ebenso zu berücksichtigen wie die regional unterschiedliche und zudem im Tagesgang schwankende Nachfrage. Mit dem NEP 2013 ist erstmals eine Betrachtung auf der Ebene der Bundesländer erfolgt.[23]

Bei der Erstellung des Szenariorahmens als Grundlage des NEP 2013 sind nach Einschätzung des BDEW nur bedingt die Daten und Erkenntnisse der Verteilnetzbetreiber eingeflossen.[21] In der Regionalisierung seien lediglich für die Szenarien A und B Angaben der Bundesländer aufgenommen worden, die uneinheitlich erfasst worden seien. Besonders für Schleswig-Holstein, Niedersachsen und Rheinland-Pfalz seien die Leistungen für 2023 in den Szenarien zu niedrig angesetzt, da sie noch unter den Werten liegen, die von den Verteilnetzbetreibern bereits für 2015 erwartet werden.[21] Diese wesentlichen Einflüsse aus den regional unterschiedlichen Erzeugungs- und Verbrauchsgegebenheiten müssen nach Einschätzung des BDEW in zukünftigen Planungen durch regional erhobene Daten und Planungsangaben stufenweise und mit Beachtung der Netzkoppelpunkte berücksichtigt werden.

Berücksichtigung der systembedingt volatilen Stromeinspeisung[Bearbeiten]

Im NEP wird im Grundsatz davon ausgegangen, dass der gesamte erzeugte Strom aus Erneuerbaren Energien im Stromnetz aufgenommen wird. Erst mit der nachlaufenden Sensitivitätsanalyse wird untersucht, wie sich die Abregelung von Erzeugungsspitzen auf den Ausbaubedarf auswirkt. Die Netzbetreiber sind seit 2010 auf der Grundlage der entsprechenden Vorgaben im EEG technisch über Fernwirksysteme zur direkten Abregelung von Erzeugungsanlagen der Erneuerbaren Energien bevollmächtigt worden, sofern Netzengpässe auftreten. Die Verteilnetzbetreiber machen hiervon zunehmend Gebrauch. Aus Fachkreisen wird eine grundlegende Diskussion und Abwägung zwischen derartigen Minderungen der Leistungsspitzen und den höheren Aufwendungen des Netzausbaus angeregt. Möglicherweise könne der “Verzicht auf die letzte Kilowattstunde“ kostengünstiger als der entsprechende Netzausbau sein.

Der BDEW unterstützte in seiner Stellungnahme zum NEP 2013 diesen Grundgedanken und regte weitergehende Diskussionen der Chancen und Risiken an. Dazu sollten Abregelungen auf regionaler Ebene mit drei Stufungen und Vorgaben von Leistungs- und Arbeitsobergrenzen ermittelt werden. Ergänzend seien klare Regelungen zur Vergütung erforderlich.[21]

Berücksichtigung der Transit- und Exportmengen[Bearbeiten]

Aus der Marktsimulation des NEP 2013 ergeben sich in allen drei Szenarien für 2023 höhere Exportmengen an Strom als derzeit. Darüber hinaus kommen in den überwiegenden Zeitspannen Transitmengen an Strom vor, z.B. im Szenario B 2023 in rd. 87 % der Stunden. Deutschland hat eine große und zunehmende Bedeutung im europäischen Energiebinnenmarkt, der durch den Netzausbau weiterentwickelt werden soll. Auch aus diesem Grund ist der Netzentwicklungsplan als Teil des 3. EU-Binnenmarktpakets eingeführt worden.

Abstimmung der Netzverknüpfungspunkte[Bearbeiten]

Die elektrotechnische Verknüpfung des im NEP ermittelten Höchstspannungsnetzes und der nachgeordneten Verteilnetze wird mit Transformatoren erreicht, deren Anordnung und Wirkweise als sog. Netztopologie frühzeitig unter den Beteiligten abgestimmt werden sollte.

Elektrotechnisch ist grundlegend zu klären, ob die Höchstleistungstrassen eine spätere Verknüpfung und Vermaschung zulassen. Dazu stehen bspw. in einem Ringkonzept Lösungen mit west-östlich verlaufenden Traversen oder mit nord-südlichen Verbindungen zur Verfügung, die unterschiedliche Aufwendungen aus der Lage, der Baugröße und Art der Transformatoren und der Netzverknüpfungstrassen nach sich ziehen.[24]

Zusammenwirken zwischen Kraftwerken und Stromnetz[Bearbeiten]

Im NEP wird die Stromerzeugung anhand der Kraftwerkskapazitäten und deren kostenoptimalem Einsatz ermittelt. Das Stromnetz wird erst in einem darauf aufbauenden Schritt in die Planungen einbezogen. Aus fachtechnischen und politischen Kreisen wird die weitergehende Suche und Ermittlung des volkswirtschaftlichen Optimums angeregt, das sich aus einem vorgezogenen Abgleich des Zusammenwirkens von Stromnetz-Ebenen und Kraftwerken ergeben kann.[24]

Weitere innovative Technologien[Bearbeiten]

Der Einsatz von so genannten Kompaktmasten - kleinere, schlankere sowie naturverträglichere Masten als herkömmliche Gittermasten - kann dazu beitragen, den Netzausbau in Deutschland zu beschleunigen. Im Ausland werden sie bereits häufig eingesetzt, doch in Deutschland bleibt es bisher nur bei Pilotprojekten.[25][26]

Kritik und Diskussion[Bearbeiten]

In der politischen Diskussion wird der Netzausbau nahezu ausschließlich als Folge der Energiewende eingestuft und deren Gelingen an den erfolgreichen und schleunigen Netzausbau geknüpft. Die ohnehin erforderlichen Erneuerungs- und Instandhaltungsaufwendungen werden mitunter ebenso wenig berücksichtigt wie die steigenden Anforderungen des EU-Binnenmarktes und die wichtige Rolle Deutschlands als Stromtransit- und Stromexportland.

Diese Grunderfordernisse der zukünftigen Netzinstandhaltung machen in allen drei Szenarien mit rd. 7 Mrd. € rund ein Drittel der Gesamtinvestitionen aus. Der vergleichsweise geringe Anteil der Erneuerbaren Energien am Investitionsbedarf des Netzausbaus wird aus dem Vergleich der Szenarien deutlich, die bei erheblichen Unterschieden im Zubau von Erzeugungskapazitäten der Erneuerbaren Energien in allen drei Szenarien ähnlich hohe Gesamtinvestitionen zwischen 19 und 23 Mrd. Euro für den Netzausbau erfordern.

Bezogen auf die lange technische Lebensdauer und die hohen Durchleitungsmengen in den Höchstspannungsnetzen ziehen die Investitionen in den Netzausbau nach fachtechnischen Berechnungen 0,29 bis 0,37 ct/kWh an Kosten nach sich.[24]

Für die Integration erneuerbarer Energien sind ein weiterer Ausbau und eine Anpassung der Stromnetze erforderlich.[27] Der Netzausbau verlief in der Vergangenheit jedoch schleppend und hielt mit dem dynamischen Ausbau der regenerativen Energien nicht Schritt. Wegen regional teils zu knapper Netzkapazitäten ist die Zwangsabschaltung von Windparks in Deutschland von 2010 auf 2011 um fast das Dreifache gestiegen. 2011 gingen dadurch 407 Gigawattstunden (GWh) Windstrom verloren, 2010 waren es 150 GWh. Da die Betreiber für solche Produktionsdrosselungen entschädigt werden müssen und dies auf die Stromverbraucher umgelegt wird, entstehen Zusatzbelastungen im Rahmen der EEG-Umlage.[28]

Im Juli 2012 äußerte die Bundesnetzagentur öffentlich Kritik an der Geschwindigkeit des Netzausbaus.[29] Ein Großteil der Vorhaben sei im Rückstand. Von insgesamt 1.834 Kilometern Leitungen im Rahmen des Netzentwicklungsplans seien erst 214 Kilometer (knapp 12 %) realisiert. Von den 24 Projekten seien nur zwei in Betrieb, und nur zwei weitere sollten bis Jahresende 2012 hinzukommen. 15 der 24 Vorhaben hätten bereits einen voraussichtlichen Zeitverzug zwischen einem und fünf Jahren. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht seitdem vierteljährlich einen Bericht über die Fortschritte der EnLAG-Vorhaben.[30]

Das Büro für Technikfolgen-Abschätzung beim Deutschen Bundestag stellte in einem 2012 vorgelegten Bericht fest, dass die Netzintegration des Ökostromes in den kommenden Jahren mit einer Vielzahl von Flexibilisierungsmaßnahmen ohne größere Probleme geschafft werden könne. Die Zeiten, wo die Stromversorgung in Grund- Mittel- und Spitzenlast eingeteilt wurde, sei mit dem schnellen Ausbau der Erneuerbaren Energien vorbei. Zur Flexibilisierung der Stromerzeugung gehöre demnach eine Optimierung der zu Sonne und Wind additiven Erneuerbaren Energien aus Biomasse, Wasserkraft, Geothermie und schnell zuschaltbaren Kraftwärmekopplungsanlagen. Virtuelle Kombikraftwerke auf der Basis Erneuerbarer Energien können zusammen mit einer intelligenten Steuerung der Stromnachfrage bereits viel Ausgleich der Solar- und Windstromerzeugung leisten. Mit der Ausnutzung von Temperaturmonitoring und neuartiger Leiterbeseilung an bestehenden Hochspannungsmasten lassen sich Engpässe auf der Hochspannungsebene zügig, manchmal sogar ohne Leitungsneubau, beseitigen.[31]

Zu ähnlichen Schlussfolgerungen gelangt eine Studie im Auftrag der Stakeholderplattform "Agora Energiewende" im März 2013. Die Analyse zeigt, dass der Ausbau der im Bundesbedarfsplangesetz vorgesehenen Stromnetze zwar unbedingt benötigt werde, ein um einige Jahre verzögerter Ausbau die Energiewende aber nicht abwürge und nicht notwendigerweise teurer mache. Mit dem Bau neuer Wind- und Solarkraftwerke müsse daher nicht gewartet werden, bis die Stromleitungen des Bundesbedarfsplangesetzes realisiert seien. Zwar würden Wind- und Solarkraftwerke bei einem verzögerten Netzausbau an windigen beziehungsweise sonnigen Tagen häufiger gedrosselt, dem stünden jedoch Einsparungen durch verzögerte Investitionen in Leitungen gegenüber. Es sei wichtig, dass die zusätzlichen im Bundesbedarfsplangesetz vorgesehenen Leitungen gebaut werden. Unter reinen Kostengesichtspunkten sei ein um wenige Jahre verzögerter Bau aber nicht kritisch.[32]

Die Deutsche Umwelthilfe und ca. 60 weitere Institutionen veröffentlichten im Dezember 2013 gemeinsame politische Handlungsempfehlungen für den Fortgang der Stromnetztransformation, darunter Sozial- und Umweltverträglichkeit sowie Dialog mit den Bürgern. Vor allem geplante Freileitungen in der Nähe von Wohnsiedlungen bergen besonderes Konfliktpotenzial. Fehlende Kenntnisse über die Auswirkungen elektromagnetischer Felder fordern die Suche nach technologischen Alternativen und einen besonderen Schutz des Wohnumfelds der Anwohner. Stromspeicher, Ausweitung der ab- und zuschaltbaren Lasten und der sinnvolle Einsatz von Messsystemen könnten beispielsweise zu einer besseren Auslastung bestehender Verteilnetze führen. Ferner sind finanzielle Beteiligungsmodelle für die Bürger zu optimieren und mögliche Formen zum Nachteilsausgleich von Städten und Gemeinden für den Bau von Stromleitungen weiter zu konkretisieren.[33]

Umsetzung von Maßnahmen zum Netzausbau[Bearbeiten]

Ausbau des bestehenden Stromnetzes[Bearbeiten]

Ende Dezember 2012 wurde mit der Inbetriebnahme der u. a. als „Windsammelschiene“ bezeichneten 380-kV-Leitung von Schwerin nach Krümmel sowie der Verstärkung der Süddeutschen Strombrücke zwischen dem thüringischen Remptendorf und der bayerischen Grenze mit Hochtemperaturseilen die Übertragungskapazität zwischen dem ostdeutschen und dem westdeutschen Stromnetz deutlich erweitert.[34][35] Zuvor existierten nur drei Ost-West-Kuppelleitungen, wodurch die beschränkte Übertragungskpapazität zwischen Ost- und Westdeutschland als Engpass im deutschen Stromnetz galt. Insbesondere die süddeutsche Stromleitung gilt auch weiterhin als überlastet, weswegen mit der Thüringer Strombrücke auch der Neubau einer weiteren thüringisch-bayerischen Stromleitung notwendig ist.

Gesetz zum Ausbau der Höchstspannungs-Stromleitungen[Bearbeiten]

Karte der Leitungsvorhaben aus dem Bundesbedarfsplangesetz

Am 25. April 2013 hat der Deutsche Bundestag ein Gesetz zum Ausbau der Höchstspannungs-Stromleitungen, das Bundesbedarfsplangesetz, beschlossen. Das Gesetz trat am 23. Juli 2013 in Kraft und umfasst 36 Einzelvorhaben, für die auf Grundlage des Netzentwicklungsplanes die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und der vordringliche Bedarf zur Gewährleistung eines sicheren und zuverlässigen Netzbetriebes festgestellt wurde. Die Vorhaben beinhalten den Neubau von 2.800 Kilometern Leitungstrassen und die Verstärkung von 2.900 Kilometern bestehender Trassen. Acht Vorhaben sind als Pilotprojekte für verlustarme Übertragung über große Entfernungen gekennzeichnet; ein weiteres Vorhaben als Pilotprojekt für Hochtemperaturleiterseile.

Kritiker des Gesetzes bemängelten, dass einige technologische Innovationen wie Hochtemperaturseile oder Speicher zu wenig beachtet würden und die Klagemöglichkeiten von Bürgern von zwei auf eine Instanz verkürzt wurden.[36]

Lokale Akzeptanz[Bearbeiten]

Gegen den Bau neuer Stromtrassen gibt es seit Jahren Proteste von Anwohnern. Der ehemalige Bundesumweltminister Peter Altmaier (CDU) hatte deshalb im vergangenen Herbst eine Bürgerdividende zur finanziellen Beteiligung von Anwohnern vorgeschlagen und eine Verzinsung von fünf Prozent in Aussicht gestellt. Um die lokale Akzeptanz der Bevölkerung zu erhöhen und eine demokratische Finanzierung und Beteiligung an den Renditen zu ermöglichen, wurden daher seit 2013 so genannte "Bürgerleitungen" ermöglicht. Zusammen mit dem Übertragungsnetzbetreiber Tennet hat die Landesregierung Schleswig-Holstein ein entsprechendes Pilotprojekt gestartet, bei dem sich die Bürger an der Finanzierung von Stromtrassen beteiligen können. Nach Aussage der schleswig-holsteinischen Landesregierung dürften private Anleger mit circa fünf Prozent Zinsen rechnen. Bürger, die unmittelbar vom Leitungsbau betroffen sind, haben ein Vorrecht auf die Beteiligungen. Schleswig-Holstein hat besonders Probleme mit Netzengpässen, da schon sehr viel Windstrom produziert wird, der aber bei weiterem Zubau teilweise nicht mehr abtransportiert werden kann.[37][38][39]

Die Grünen schlagen vor, die Anwohner sowie die Kommunen, die sich in unmittelbarer Nähe der Stromleitungen befinden, mit Möglichkeiten zur finanziellen Beteiligung an den Stromtrassen zu versehen. So soll den Anwohnern an Stromleitungstrassen die Möglichkeit gegeben werden, sich zu einem festen Zinssatz an neuen Stromleitungen zu beteiligen. Außerdem sollen Kommunen einen finanziellen Ausgleich für den Neubau von Stromtrassen erhalten.[40]

Siehe auch[Bearbeiten]

Weblinks[Bearbeiten]

Nachweise für die wörtlichen Zitate[Bearbeiten]

  1.  50Hertz Transmission, Amprion, TenneT TSO, TransnetBW: Netzentwicklungsplan 2013, erster Entwurf. In: Netzentwicklungsplan 2013, erster Entwurf. Essen 2013, S. 31 u. 69.
  2.  Bundesnetzagentur (BNetzA): Genehmigung des Szenariorahmens zum NEP 2013. In: Genehmigung des Szenariorahmens zum NEP 2013. Bonn Nov. 2013, S. 39, abgerufen am 14. Juni 2013.
  3.  50Hertz Transmission, Amprion, TenneT TSO, TransnetBW: Netzentwicklungsplan 2013, erster Entwurf. In: Netzentwicklungsplan 2013, erster Entwurf. Essen 2013, S. 69.

Einzelnachweise[Bearbeiten]

  1. Unterrichtung durch die Bundesregierung: Erster Monitoring-Bericht „Energie der Zukunft“
  2. a b Warum Netzausbau? www.netzausbau.de, abgerufen am 15. November 2013.
  3. 50Hertz Transmission, Amprion, TenneT TSO, TransnetBW: Netzentwicklungsplan 2013, erster Entwurf Internetpräsentation der 4 deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB), aufgerufen 30. Mai 2013.
  4. Meldung tagesschau.de, 30. Mai 2012
  5. Netzentwicklungsplan zeigt: Die Energiewende ist machbar. Pressemitteilung Bundesverband Erneuerbare Energie. Zuletzt abgerufen am 5. Juli 2012.
  6. a b Bundesministerium der Justiz: Energiewirtschaftsgesetz (EnWG)Berlin 2011.
  7. wer stimmte wie ab. bundestag.de, archiviert vom Original am 12. August 2011, abgerufen am 18. Dezember 2012.
  8. Bundesministerium der Justiz Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz (NABEG) (PDF; 68 kB), Berlin 2011.
  9. EU_Kommission: Energiepolitik: Kommission stellt neue Strategie bis 2020 vor, Brüssel, 2010, abgerufen 3. Juni 2013.
  10. EU-Kommission: Energiefahrplan 2050 (PDF; 186 kB), Brüssel, 2011, abgerufen 3. Juni 2013.
  11. European Network of Transmission System Operators for Electricity entsoe.eu, Internetpräsentation, abgerufen am 30. Mai 2013.
  12. European Network of Transmission System Operators for Gas: entsoe.eu, Internetpräsentation, abgerufen am 30. Mai 2013.
  13. Mit Europa die Netzlandschaft gestalten www.netzausbau.de, abgerufen am 15. November 2013.
  14. a b 50Hertz Transmission, Amprion, TenneT TSO, TransnetBW: Netzentwicklungsplan 2013, erster Entwurf, S. 36, Internetpräsentation der 4 deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB), aufgerufen 30. Juni 2013.
  15. a b 50Hertz Transmission, Amprion, TenneT TSO, TransnetBW: Netzentwicklungsplan 2013, erster Entwurf, S. 60, Internetpräsentation der 4 deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB), aufgerufen 30. Juni 2013.
  16. 50Hertz Transmission, Amprion, TenneT TSO, TransnetBW: Netzentwicklungsplan 2013, erster Entwurf, S. 37, Internetpräsentation der 4 deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB), aufgerufen 30. Juni 2013.
  17. 50Hertz Transmission, Amprion, TenneT TSO, TransnetBW: Netzentwicklungsplan 2013, erster Entwurf, S. 49 Internetpräsentation der 4 deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) abgerufen am 14. Juni 2013.
  18. 50Hertz Transmission, Amprion, TenneT TSO, TransnetBW: Einflussgrößen auf die Netzentwicklung - Sensitivitätenbericht 2013 der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber aufgrund des Genehmigungsdokuments der Bundesnetzagentur (PDF; 1,7 MB), S. 10, Essen 1. Juli 2013.
  19. 50Hertz Transmission, Amprion, TenneT TSO, TransnetBW: Einflussgrößen auf die Netzentwicklung - Sensitivitätenbericht 2013 der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber aufgrund des Genehmigungsdokuments der Bundesnetzagentur (PDF; 1,7 MB), S. 11, Essen 1. Juli 2013.
  20. 50Hertz Transmission, Amprion, TenneT TSO, TransnetBW: Einflussgrößen auf die Netzentwicklung - Sensitivitätenbericht 2013 der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber aufgrund des Genehmigungsdokuments der Bundesnetzagentur (PDF; 1,7 MB), S. 11–12, Essen 1. Juli 2013.
  21. a b c d Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e.V. (BDEW): Stellungnahme Netzentwicklungsplan Strom 2013 (PDF; 89 kB), Stand 12. April 2013, abgerufen am 11. Aug. 2013.
  22. 50Hertz Transmission, Amprion, TenneT TSO, TransnetBW: Netzentwicklungsplan 2013, erster Entwurf, S. 87 Internetpräsentation der 4 deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) abgerufen am 14. Juni 2013.
  23. 50Hertz Transmission, Amprion, TenneT TSO, TransnetBW: Netzentwicklungsplan 2013, erster Entwurf, S. 37–43, Internetpräsentation der 4 deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) abgerufen am 14. Juni 2013.
  24. a b c Michael Ritzau, Dominic Nailis: Bundesbedarfsplan Höchstspannungsnetze – eine erste Einschätzung (PDF; 1,2 MB), Büro für Energiewirtschaft und technische Planung (BET) GmbH, Aachen, 1. Feb. 2013.
  25. Oliver Krischer: Kompaktmasten könnten Netzausbau beschleunigen, 20. November 2013.
  26. Steven Geyer: Netzausbau Energiewende Schlanke Trassen. In: Frankfurter Rundschau. 19. November 2013, abgerufen am 12. Februar 2014.
  27. Energiewende braucht leistungsfähige Netze Pressemitteilung vom 7. Juni 2013.
  28. Zu wenig Stromnetze - neuer Rekord bei Zwangsabschaltung von Windparks FR vom 28. November 2012.
  29. Vorlage:Internetquelle/Wartung/Zugriffsdatum nicht im ISO-FormatVorlage:Internetquelle/Wartung/Datum nicht im ISO-FormatKritik der Bundesnetzagentur: Der Netzausbau hinkt hinterher. tagesschau.de, 3. August 2012, abgerufen am 3. August 2012.
  30. Leitungsvorhaben aus dem Energieleitungsausbaugesetz www.netzausbau.de
  31. Bericht des TAB
  32. Agora Energiewende: Optimierter Ausbau spart bis zu zwei Milliarden Euro im Jahr. Pressemitteilung, März 2013
  33. Forum Netzintegration: Plan N
  34. Windsammelschiene freigegeben. In: n-tv.de, 18. Dezember 2012. Abgerufen am 31. Januar 2013.
  35. Hochspannungstrasse Remptendorf aufgrüstet. In: Thüringer Allgemeine, 4. Dezember 2012. Abgerufen am 31. Januar 2013.
  36. Gesetzentwurf und Hintergrundinformationen
  37. Handelsblatt: Bevölkerung kann Stromtrasse mitfinanzieren
  38. Land Schleswig-Holstein: Stromtrassen: Bürger können sich finanziell beteiligen
  39. Bürger verdienen am Netzausbau
  40. Autorenpapier: Netzausbau als Gemeinschaftsprojekt verstehen heißt auch Bürger und Kommunen finanziell am Netzausbau beteiligen