Netzentwicklungsplan
Unter dem Stichwort Netzentwicklungsplan werden zwei Studien zur Entwicklung des deutschen Strom- bzw. Gastransportnetzes verstanden, die laut Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) regelmäßig vorgelegt werden:
- Der Netzentwicklungsplan Strom[1] (§ 12 EnWG) wird durch die deutschen Übertragungsnetzbetreiber erstellt.
- Der Netzentwicklungsplan Gas[2] (§ 15 EnWG) durch die Fernleitungsnetzbetreiber
Gegenstand
Der Netzentwicklungsplan Strom (NEP Strom) stellt den Ausbaubedarf des deutschen Stromnetzes in den nächsten zehn und höchstens 15 Jahren dar und enthält eine Fortschreibung für die mindestens nächsten 15 und höchstens zwanzig Jahre (s. § § 12a Abs. 1 EnWG). Ziele sind der sichere Betrieb des Stromnetzes bei weiterem Zubau von Erzeugungskapazitäten aus erneuerbaren Energiequellen und bei weiterem Ausbau des europäischen Binnenmarktes.[3] Diese Planungen werden von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) vorgenommen, in einem strukturierten Verfahren mit mehreren Öffentlichkeitsbeteiligungen abgestimmt und schließlich von der Bundesnetzagentur bestätigt. Eine vergleichbare Funktion hatte bereits das Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) von 2009. Für das Gasnetz wird eine vergleichbare Netzplanung von den dort beteiligten Fernleitungsnetzbetreibern entwickelt (NEP Gas).
Die Netzausbauplanung für das deutsche Stromnetz ist in zwei Bereiche aufgeteilt. Für das deutsche Onshore-Transportnetz sind seit 2010 die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber tätig, die den Netzentwicklungsplan Strom (NEP Strom) aufstellen. Bis 2017 legten die ÜNB ebenfalls den Offshore-Netzentwicklungsplan (§ 17 EnWG) vor, der den Ausbaubedarf für die Netzanbindung der Windparks auf See enthält. Dieser wird seit 2018 aufgrund der Änderung des EnWG[4] vom 29. August 2016 durch den Flächenentwicklungsplan des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie (Teil 2 Abschnitt 1 des Windenergie-auf-See-Gesetzes) sowie durch Angaben im Netzentwicklungsplan Strom abgelöst. Im Ergebnis entsteht der Bundesbedarfsplan mit den Stromnetz-Ausbaumaßnahmen, für die „eine energiewirtschaftliche Notwendigkeit und ein vordringlicher Bedarf“ festgestellt werden.
Unter Berücksichtigung der Ergebnisse einer Öffentlichkeits- und Behördenbeteiligung hat die BNetzA den NEP 2030 (2019) am 20. Dezember 2019 bestätigt. Die Bestätigung des NEP 2030 (2019) umfasst insgesamt 114 Ausbau- und Verstärkungsmaßnahmen, die der sicheren Stromversorgung im Zieljahr 2030 dienen.[5] Daneben haben die Übertragungsnetzbetreiber am 10. Januar 2020 den Szenariorahmenentwurf zum Netzentwicklungsplan 2035 (2021) an die Bundesnetzagentur übergeben.[6] Der Szenariorahmen für den NEP 2035 (2021) wurde am 26. Juni 2020 von der BNetzA bestätigt.[7]
Anlass und gesetzliche Verankerung des Netzentwicklungsplans
Die Netzentwicklungsplanung in einem strukturierten Vorgehen mit zweijähriger Aktualisierung setzt die entsprechenden Vorgaben der europäischen Binnenmarktrichtlinie von 2009 um und beruht auf nationaler Ebene auf den Vorgaben im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) im einschlägigen § 12a bis § 12d.[8]
Bei der Erstellung 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).[9] In der Folge sind zugehörige Gesetze novelliert worden, insbesondere das Energiewirtschaftsgesetz[8] (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)“.[10] Mit der Novelle des EnWG im August 2016 änderte sich der Erstellungsturnus des NEP vom jährlichen auf einen zweijährigen Rhythmus. Zudem wurde der Offshore-Netzentwicklungsplan mit Wirkung zum 1. Januar 2018 eingestellt und durch den Flächenentwicklungsplan des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie (BSH) sowie teilweise durch Regelungen im NEP ersetzt (§ 5 Windenergie-auf-See-Gesetz i. V. m. § 17d EnWG).
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.[3] Die europäische Energiestrategie „Energie 2020“[11] gibt zusammen mit dem „Energiefahrplan 2050“[12] 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 Übertragungsnetzbetreiber für Strom im Rahmen der ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity)[13] zusammen und veröffentlichen alle zwei Jahre einen gemeinsamen europäischen Netzentwicklungsplan (Ten-Year Network Development Plan, TYNDP). Analog dazu veröffentlicht für den Gasbereich die Organisation ENTSO-G (European Network of Transmission System Operators for Gas)[14] entsprechende Netzplanungen.[15]
Ausgangslage
In Deutschland sind die Höchstspannungsleitungen der Spannungsebenen 220 kV und 380 kV mit wenigen Ausnahmen 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 1990er Jahre.[16] Netzerweiterungen und -verstärkungen schritten in den letzten Jahren kontinuierlich voran. Bislang hat sich das Stromnetz nicht als Engpass für den Ausbau erneuerbarer Energien erwiesen.[17]
Generell gilt, dass durch die volatile Einspeisung von erneuerbaren Energien wie Windenergie und Photovoltaik und durch die räumliche Verlagerung der Erzeugung ein Bedarf für den Ausbau und den Umbau des Stromnetzes besteht.[18] Die Höhe dieses Bedarfes ist allerdings umstritten und hängt von einer Reihe verschiedenen Faktoren ab. So gilt insbesondere die Auslegung des Stromnetzes auf den Transport auch der letzten Kilowattstunde als volkswirtschaftlich ungerechtfertigt[18] und wird daher im Netzentwicklungsplan Strom nicht angestrebt.[19]
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.[20] 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.[21]
Szenarien des Netzentwicklungsplans
| 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 2013 baute auf dem Bestandsnetz auf und berücksichtigte 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 war 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.“
Der Szenarienrahmen wurde in einem vorgelagerten Abstimmungsverfahren 2012 von der Bundesnetzagentur (BNetzA) geprüft und Ende 2012 mit folgender Zusammenfassung genehmigt:
„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.“
Im Szenariorahmenentwurf zum Netzentwicklungsplan 2035 (2021) wird der Zubau von Erdgaskraftwerken nicht mehr berücksichtigt. Die zentralen Charakteristiken der Szenarien setzen sich aus der Sektorenkopplung und dem stromnetzorientierten Einsatzverhalten von Erzeugern und Verbrauchern, dem Zeitpunkt des Kohleausstiegs sowie die Durchdringung mit Elektroautos, Wärmepumpen und Power-to-Gas-Anlagen zusammen. Ein Leitszenario wird nicht mehr genannt, sondern das Start- und Zubaunetz werden in allen Szenarien betrachtet.[22]
| Szenario | Rolle der Sektorenkopplung | konventionelle Energien | Anteil von erneuerbare Energien am Bruttostromverbrauch | Durchdringung mit Elektroautos, Wärmepumpen und Power-to-Gas-Anlagen |
|---|---|---|---|---|
| A 2035 | untergeordnet | Voranschreitende Transformation, unvollständiger Kohleausstieg | 73 % | gering |
| B 2035 | groß | wie Szenario A sowie Kohleausstieg bis 2035 | 75 % | erhöht |
| B 2040 | 82 % | |||
| C 2035 | entscheidend | wie Szenario B | 77 % | sehr hoch |
Leistung der Kraftwerke
| Leistung der Kraftwerke in den Szenarien des NEP 2013 und Vergleich zum Stand 2011 (Angaben in Gigawatt (GW))[23] |
Leistung der Kraftwerke in den Szenarien des NEP 2035 (2021) und Vergleich zum Stand 2018 (Angaben in Gigawatt (GW)) | |||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2011 | 2023 | 2033 | 2018 | 2035 | 2040 | |||||
| Bestand | Szenario A | Szenario B | Szenario C | Szenario B | Bestand | Szenario A | Szenario B | Szenario C | Szenario B | |
| Kernenergie | 12,1 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 9,5 | 0,0 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| Braunkohle | 20,2 | 18,0 | 17,6 | 17,6 | 11,8 | 18,9 | 2,9 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| Steinkohle | 26,3 | 31,9 | 25,7 | 25,7 | 20,2 | 21,8 | 3,2 | 0,0 | 0,0 | 0,0 |
| Erdgas | 26,5 | 23,2 | 33,0 | 33,0 | 41,0 | 25,4 | 33,8 | 34,2 | 34,2 | 34,2 |
| Öl u. übrige | 7,9 | 6,0 | 6,0 | 6,0 | 3,3 | 6,8 | 5,3 | 5,3 | 5,3 | 5,1 |
| Pumpspeicher | 6,4 | 11,0 | 11,0 | 11,0 | 11,0 | 9,3 | 9,8 | 9,8 | 9,8 | 9,8 |
| Summe konv. Erz. | 99,4 | 90,1 | 93,3 | 93,3 | 87,3 | 91,6 | 55,0 | 49,3 | 49,3 | 49,2 |
| Wind (onshore) | 28,9 | 45,7 | 49,3 | 86,0 | 66,3 | 52,2 | 84 | 90 | 98 | 95 |
| Wind (offshore) | 0,2 | 10,3 | 14,1 | 17,8 | 25,3 | 6 | 27,1 | 30 | 35 | 40 |
| Photovoltaik | 25,3 | 55,3 | 61,3 | 55,6 | 65,3 | 44,1 | 112 | 119 | 128 | 138 |
| Biomasse | 5,5 | 8,1 | 8,5 | 9,0 | 7,3 | 7,4 | 5,6 | 6,5 | 8,4 | 6,2 |
| Wasserkraft u. übrige reg. Erz. | 5,3 | 5,5 | 6,3 | 6,2 | 7,3 | 6,6 | 6,6 | 6,6 | 6,6 | 6,6 |
| Summe reg. Erz. | 65,2 | 124,9 | 139,5 | 172,9 | 173,2 | 116,3 | 235,3 | 252,1 | 276,0 | 285,8 |
| Gesamt | 164,6 | 215,0 | 232,8 | 266,2 | 260,5 | 207,9 | 290,3 | 301,4 | 325,3 | 335,0 |
Stromerzeugung der Kraftwerke
| Stromerzeugung der Kraftwerke in den Szenarien des NEP 2013[24] und Vergleich zur Stromerzeugung 2011 (Angaben in Terawattstunden pro Jahr (TWh/a)) | |||||
|---|---|---|---|---|---|
| 2011 | 2023 | 2033 | |||
| Bestand | 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 |
| Stromerzeugung der Kraftwerke in den Szenarien des NEP 2013[24] und Vergleich zur Stromerzeugung 2011 (Angaben in Terawattstunden pro Jahr (TWh/a)) |
Stromerzeugung der Kraftwerke in den Szenarien des NEP 2035 (2021) (Angaben in Terawattstunden pro Jahr (TWh/a))[25] | ||||||||
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| 2011 | 2023 | 2033 | 2035 | 2040 | |||||
| Bestand | Szenario A | Szenario B | Szenario C | Szenario B | Szenario A | Szenario B | Szenario C | Szenario B | |
| Wind (onshore) | 48,9 | 97,6 | 105,2 | 178,0 | 140,7 | 108,4 | 120,0 | 140,0 | 160,0 |
| Wind (offshore) | 0 | 43,8 | 60,1 | 74,3 | 106,5 | 201,6 | 216,0 | 235,2 | 228,0 |
| Photovoltaik | 19,6 | 49,6 | 55,0 | 49,8 | 58,5 | 106,4 | 113,1 | 121,6 | 131,1 |
| Biomasse | xy | 45,4 | 47,6 | 39,5 | 50,2 | 30,2 | 35,1 | 45,4 | 33,5 |
| Wasserkraft u. übrige reg. Erz. | 17,7 | 22,8 | 26,3 | 26,3 | 31,9 | ||||
| Laufwasser | 15,6 | 15,6 | 15,6 | 15,6 | |||||
| Sonstige | 2,0 | 2,0 | 2,0 | 2,0 | |||||
| Abfall
(erneuerbarer Anteil) |
6,7 | 6,7 | 6,7 | 6,7 | |||||
| Speicherwasser | 3,1 | 3,1 | 3,1 | 3,1 | |||||
| Summe reg. Erz. | 123,8 | 259,2 | 274,2 | 367,9 | 387,8 | 474,0 | 511,6 | 569,6 | 580 |
| Gesamt | 613,1 | 635,9 | 621,5 | 652,0 | 617,4 | ||||
Entwicklung des Stromverbrauchs
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 gleich hoch mit 535,4 TWh/a angesetzt.[26] 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 zehn 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 dem verringerten Bedarf auf 74,8 GW herabgesetzt.
Im Szenariorahmenentwurf 2035 (2021) wird festgestellt, dass der Energiewirtschaft eine Schlüsselrolle bei der Dekarbonisierung und dem Gelingen der Energiewende zukommt. Daher geht dieser Plan trotz gesteigerter Energieeffizienz vor allem aufgrund der Sektorenkopplung von einem insgesamt steigenden Strombedarf aus.
Sensitivitätsbetrachtungen als Ergänzung zum NEP
Die zum NEP 2013 nachgeforderte Sensitivitätsbetrachtung umfasst im Einzelnen:
- 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,
- 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
- die Auswirkungen einer alternativen "Regionalisierung der installierten Leistung Wind onshore, Wind offshore, Photovoltaik und Biomasse in Szenario B 2023" auf den Netzentwicklungsbedarf.[27]
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.[28]
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.[29]
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.[30]
Im Netzentwicklungsplan 2020 (2019) wird eine Sensitivitätsrechnung zum Kohleausstieg durchgeführt.
Im Szenariorahmenentwurf des NEP 2035 (2021) wird eine Sensitivitätsrechnung vorgeschlagen, in der die Auswirkungen des auf der Doggerbank geplanten North Sea Wind Power Hubs (NSWPH) untersucht werden.
Technische Einzelaspekte
Offshore-Windenergie
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.“
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.[31] 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.[32]
Regionalisierung
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.[33]
Bei der Erstellung des Szenariorahmens als Grundlage des NEP 2013 sind nach Einschätzung des BDEW nur bedingt die Daten und Erkenntnisse der Verteilnetzbetreiber eingeflossen.[31] 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.[31] 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.
| Jahr | Abgeregelt (in GWh) |
|---|---|
| 2010 | 127 |
| 2011 | 421 |
| 2012 | 385 |
| 2013 | 555 |
| 2014 | 1.753 |
| 2015 | 4.578 |
| 2016 | 3.743[36] |
| 2017 | 5.518 |
| 2018 | 6.598 |
Berücksichtigung der systembedingt volatilen Stromeinspeisung
Im NEP 2013 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. Volkswirtschaftlich betrachtet ist eine geringfügige Abregelung von Windkraftanlagen, bei der im Jahresverlauf einige Zehntel Prozent der möglichen Energieerzeugung verloren gehen, sinnvoll, da somit der Netzausbau deutlich geringer ausfallen kann als bei einer vollständigen Einspeisung bei jeder Netzsituation und der Netzausbau deutlich günstiger realisiert werden kann.[37]
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.[31] Eine weitere Möglichkeit, den nötigen Netzausbaubedarf zu reduzieren, besteht darin, anstelle klassischer Windkraftanlagen mit vergleichsweise großem Rotor sog. Schwachwindanlagen mit verhältnismäßig großem Rotor bei zugleich relativ kleiner Nennleistung zu installieren. Durch die dann höheren Volllaststundenwerte der Anlagen ergibt sich eine insgesamt systemfreundlichere Betriebsweise sowie ein geringerer Netzausbau- und Speicherbedarf.[38]
Berücksichtigung der Transit- und Exportmengen
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
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.[39]
Zusammenwirken zwischen Kraftwerken und Stromnetz
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.[39]
Startnetz
Als Startnetz für die weitere Entwicklung des Netzentwicklungsplans wird das bestehende Netz gemeinsam mit den EnLAG-Maßnahmen, allen bereits in Umsetzung befindlichen Netzausbaumaßnahmen sowie allen Maßnahmen, die auf sonstigen Verpflichtungen beruhen, betrachtet.
Ausbaubedarf im Netzentwicklungsplan – Übersicht
Die Erstellung des Netzentwicklungsplans erfolgt in mehreren Schritten nach dem so genannten NOVA-Prinzip (Netzoptimierung vor Verstärkung vor Ausbau).
Die Planung im Netzentwicklungsplan 2013 kam im Kern zu dem Ergebnis, dass in den nächsten zehn 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 wurden mit 21 Mrd. Euro veranschlagt.[40]
Die vier großen „Stromautobahnen“ sollten demnach wie folgt verlaufen:
- von Emden (Niedersachsen) zur Umspannanlage Osterath in Meerbusch (Nordrhein-Westfalen) und von dort nach Philippsburg (Baden-Württemberg)
- von Wehrendorf (Niedersachsen) nach Urberach (Hessen)
- von Brunsbüttel (Schleswig-Holstein) nach Leingarten (Landkreis Heilbronn, Baden-Württemberg) und von Kaltenkirchen (Kreis Segeberg, Schleswig-Holstein) nach Grafenrheinfeld (Bayern)
- etwa von Halle (Saale) (Sachsen-Anhalt) nach Meitingen (Landkreis Augsburg, Bayern)
Nach dem im Jahr 2014 anhand neuer Berechnungen vorgelegtem Netzentwicklungsplan 2014 besteht weiterhin hoher Ausbaubedarf zwischen Nord- und Süddeutschland, was über vier Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungs-Strecken gedeckt werden soll. Drei davon sind bereits Bestandteil des genehmigten Netzentwicklungsplans, eine weitere (Trassenkorridor B) ist noch nicht genehmigt. Die Leitungen sollen zum besseren Transport des vorwiegend im Norden produzierten Windstroms in den verbrauchsstarken Süden dienen; bisher müssen die Windkraftanlagen bei starker Produktion teilweise abgeregelt werden. In den Jahren 2010–2016 stieg die Menge an abgeregelter Energie aus Erneuerbaren Energien stark an[34], wobei die größte Menge auf Onshore-Windkraftanlagen entfiel (93,5 %).[36]
Gemäß Netzentwicklungsplan 2030 (2019) besteht in allen Szenarien ein Bedarf an Hochspannungs-Gleichstromleitungen für folgende Verbindungen, die bereits im Bundesbedarfsplan berücksichtigt wurden:
- HGÜ-Verbindung DC1 Emden / Ost – Osterath (A-Nord)
- HGÜ-Verbindung DC2 Osterath – Philippsburg (Ultranet)
- HGÜ-Verbindung DC3 Brunsbüttel – Großgartach (Suedlink)
- HGÜ-Verbindung DC4 Wilster / West – Bergrheinfeld / West (Suedlink)
- HGÜ-Verbindung DC5 Wolmirstedt – Isar (Südostlink)
Umsetzung von Maßnahmen zum Netzausbau
Ausbau des bestehenden Stromnetzes
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.[41][42] Zuvor existierten nur drei Ost-West-Kuppelleitungen, wodurch die beschränkte Übertragungskapazität 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 zwischen den Umspannwerken Vieselbach und Redwitz an der Rodach erfolgte.
Bundesbedarfsplangesetz – Gesetz zum Ausbau der Höchstspannungs-Stromleitungen
Am 25. April 2013 hat der Deutsche Bundestag ein Gesetz zum Ausbau der Höchstspannungs-Stromleitungen, das Bundesbedarfsplangesetz, beschlossen. Das Gesetz trat am 27. Juli 2013[43] 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.
Oliver Krischer als Kritiker des Gesetzes bemängelte 2013, dass einige technologische Innovationen wie Hochtemperaturseile oder Speicher zu wenig beachtet würden und die Klagemöglichkeiten von Bürgern von zwei auf eine Instanz verkürzt wurden.[44]
Das Bundesbedarfsplangesetz in seiner 2019 geltenden Fassung umfasst 43 Vorhaben für Höchstspannungsleitungen mit einer Gesamtlänge von rund 5900 Kilometern, die als Bundesbedarfsplan in der Anlage des Gesetzes aufgeführt sind. Die vier in der Erstfassung enthaltenen Vorhaben Nr. 16, 22, 23 und 36 wurden im Anschluss an Netzentwicklungsplan-Überprüfungen zwischenzeitlich gestrichen; die fortlaufende Vorhabennummerierung blieb davon unberührt.
Vorrang von Erdverkabelung
Im Oktober 2015 beschloss die Bundesregierung für Gleichstromleitungen einen Vorrang von Erdverkabelung vor Freileitungen, um lokalen Akzeptanzproblemen zu begegnen. Das Bundeswirtschaftsministerium rechnet mit erhöhten Kosten von drei bis acht Milliarden Euro aufgrund des vorrangigen Einsatzes der teureren Erdverkabelung.[45] Einzelne Berechnungen zeigen hingegen, dass eine Vollverkabelung günstiger sein kann als die Teilverkabelung, da dadurch kostspielige Übergangsschnittstellen zwischen Erd- und Freikabeln vermieden werden können.[46] Für Drehstrom ist weiterhin die Freileitung die Standardtechnik, es wurden aber die Möglichkeiten für Teilerdverkabelungen erweitert.
Lokale Akzeptanz
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 sogenannte „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.[47][48][49]
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.[50]
Kritik und Diskussion
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.
Neben dem Ausbaubedarf durch erneuerbare Energien kam es mit der Liberalisierung der Energiemärkte in Europa zu einer Veränderung des Strombezuges: So kaufen große Unternehmen ihre Stromkontingente nach der Liberalisierung dort ein, wo sie diese am günstigsten beziehen können, was aber zugleich dazu führte, dass die Netze heute mit Belastungen konfrontiert werden, für die sie ursprünglich nicht konstruiert wurden.[51]
Diese Grunderfordernisse der zukünftigen Netzinstandhaltung machen in allen drei Szenarien mit rd. 7 Mrd. Euro 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.[39]
Für die Integration erneuerbarer Energien sind ein weiterer Ausbau und eine Anpassung der Stromnetze erforderlich.[18] 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.[52]
Eine 2016 in der Fachzeitschrift Energy Policy erschienene Untersuchung von Claudia Kemfert und Mitarbeitern kam zu dem Ergebnis, dass ein Stromnetz, das auf einen vollkommen engpassfreien Betrieb ausgelegt ist, volkswirtschaftlich fragwürdig sei, da bei einer solchen Netzstruktur die Netzausbaukosten den Ertrag überstiegen. Eine volkswirtschaftlich bessere Lösung sei es, die Netzausbaukosten mit den Kosten für Redispatch-Maßnahmen und Lastverschiebung gegenzurechnen und daraus das optimale Netz abzuleiten. Ein optimales Stromnetz sollte Netzengpässe also nicht vollständig beseitigen, so wie es der Netzausbauplan vorsieht, sondern vielmehr sowohl die Kosten von Netzausbaumaßnahmen als auch von Redispatch- und ähnlichen Maßnahmen berücksichtigen. Mit einem derartigen Konzept könnten die Investitionskosten für den Stromnetzausbau in Deutschland um bis zu 45 % gesenkt werden und zugleich Wohlfahrtsgewinne von 1,3 Mrd. Euro erzielt werden.[18]
Der Wirtschaftswissenschaftler Lorenz Jarass weist darauf hin, dass seltene Windenergiespitzen keinen Stromnetzausbau erfordern. Im Gegenteil macht der geplante Stromnetzausbau den für Reserveleistungen erforderlichen Ausbau und Betrieb von Gaskraftwerken speziell in Süddeutschland unrentabel.[53] Des Weiteren weist er darauf hin, dass das bei einem europaweiten Ausbau der erneuerbaren Energien auftretende Überschussproblem durch einen gewaltigen Netzausbau bestenfalls gemildert, nicht aber gelöst werden kann. Dies könne nur durch geeignete Maßnahmen vor Ort erfolgen. Denkbar wären hier Power-to-Gas und Nachfrageanpassung.[54]
Das Deutsche Institut für Wirtschaftsforschung (DIW) stellte 2015 fest, dass der Ausbau des Stromnetzes den Ausbau erneuerbarer Energien, den Atomausstieg und den Emissionshandel erfolgreich berücksichtigt habe. Netzerweiterungen ebenso wie Netzausbauten hätten in der Regel kaum Verzögerungen erfahren. Auf absehbare Zeit stelle das Stromnetz keinen Engpass für den Ausbau erneuerbarer Energien dar. Das DIW hebt zudem hervor, dass die aktuellen Netzszenarien eine erhebliche Minderung der Braunkohleerzeugung vorsehen.[55]
Im Juli 2012 äußerte die Bundesnetzagentur Kritik an der Geschwindigkeit des Netzausbaus.[56] 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.[57] Im Juli 2014 berichtete die Bundesregierung, dass seit 2009 nur ca. 400 km von den insgesamt 1.877 km geplanten Stromleitungen errichtet wurden.[58]
Kritisiert wurde zudem, dass im Rahmen des Netzentwicklungsplans ein Augenmerk auf die Reduzierung der derzeit noch erforderlichen Must-Run-Kapazitäten gelegt werde. Um Systemdienstleistungen zu erbringen, müssen derzeit bestimmte konventionelle Kraftwerke auch bei zeitweise hohen Anteilen erneuerbaren Energien am Netz bleiben, um zur Systemstabilität beizutragen. Allerdings könne diese Leistung grundsätzlich auch von den Wechselrichtern von Windkraftanlagen erbracht werden, zudem ist auch gerade ein HGÜ-Overlay-Netz, wie es im Netzentwicklungsplan vorangetrieben wird, sehr gut geeignet, um derartige systemstabilisierende Funktionen zu übernehmen. Bei Rückgriff auf diese Potentiale könnte der Bedarf an Must-Run-Kapazität deutlich geringer ausfallen als im Netzentwicklungsplan vorgesehen.[59]
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.[60]
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.[61]
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.[62]
Siehe auch
Weblinks
- www.netzentwicklungsplan.de
- Website der Bundesnetzagentur zum Stromnetzausbau
- Dokumentation: Fachgespräch der Grünen Bundestagsfraktion zum Ausbau der Höchstspannungsnetze in Deutschland, März 2013
- Zeitungsbericht: Der Ausbau der Netze kann schneller gehen, 25. April 2012 (28. April 2012)
- Regenerative Energieträger zur Sicherung der Grundlast in der Stromversorgung, TAB 2013
- Informationen des Bundeswirtschaftsministeriums zum Netzentwicklungsplan
Nachweise für die wörtlichen Zitate
- 50Hertz Transmission, Amprion, TenneT TSO, TransnetBW (Hrsg.): Netzentwicklungsplan 2013, erster Entwurf. Essen 2013, S. 31 u. 69 (netzentwicklungsplan.de). netzentwicklungsplan.de (Memento des Originals vom 8. März 2013 im Internet Archive) Info: Der Archivlink wurde automatisch eingesetzt und noch nicht geprüft. Bitte prüfe Original- und Archivlink gemäß Anleitung und entferne dann diesen Hinweis.
- Genehmigung des Szenariorahmens zum NEP 2012. (PDF) Bundesnetzagentur [BNetzA] Bonn, 30. November 2012, S. 39, abgerufen am 31. Januar 2018.
- Netzentwicklungsplan 2013, erster Entwurf. (Nicht mehr online verfügbar.) 50Hertz Transmission, Amprion, TenneT TSO, TransnetBW, Essen, 2013, S. 69, archiviert vom Original am 8. März 2013; abgerufen am 13. August 2013. Info: Der Archivlink wurde automatisch eingesetzt und noch nicht geprüft. Bitte prüfe Original- und Archivlink gemäß Anleitung und entferne dann diesen Hinweis.
Einzelnachweise
- netzentwicklungsplan.de
- fnb-gas.de
- Warum brauchen wir den Netzausbau? Bundesnetzagentur, abgerufen am 31. Januar 2018.
- buzer.de
- https://www.netzentwicklungsplan.de/de/netzentwicklungsplaene/netzentwicklungsplan-2030-2019
- https://www.netzentwicklungsplan.de/de/netzentwicklungsplaene/netzentwicklungsplan-2035-2021
- Netzentwicklungspläne | Netzentwicklungsplan. Abgerufen am 22. September 2020.
- Text des Energiewirtschaftsgesetzes.
- wer stimmte wie ab. (PDF) bundestag.de, archiviert vom Original am 12. August 2011; abgerufen am 18. Dezember 2012.
- Text des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes Übertragungsnetz.
- EU-Kommission: Energiepolitik: Kommission stellt neue Strategie bis 2020 vor, Brüssel 2010, abgerufen 3. Juni 2013.
- Energiefahrplan 2050. (PDF; 186 kB) Europäische Kommission, 12. Dezember 2011, archiviert vom Original am 16. November 2014; abgerufen am 31. Januar 2018.
- European Network of Transmission System Operators for Electricity entsoe.eu, Internetpräsentation, abgerufen am 30. Mai 2013.
- European Network of Transmission System Operators for Gas: entsoe.eu, Internetpräsentation, abgerufen am 30. Mai 2013.
- Mit Europa die Netzlandschaft gestalten. In: netzausbau.de. Bundesnetzagentur, abgerufen am 31. Januar 2018.
- Unterrichtung durch die Bundesregierung: Erster Monitoring-Bericht „Energie der Zukunft“ (PDF; 3,7 MB).
- DIW: Stromnetze und Klimaschutz: Neue Prämissen für die Netzplanung. DIW-Wochenbericht Nr. 6/2015 (PDF; 880 kB).
- Claudia Kemfert et al.: A welfare analysis of electricity transmission planning in Germany. In: Energy Policy. Band 94, 2016, S. 446–452, doi:10.1016/j.enpol.2016.04.011.
- Netzentwicklungsplan Strom 2030, Version 2017. Zweiter Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber. (PDF) 50Hertz Transmission GmbH, Amprion GmbH, TenneT TSO GmbH, TransnetBW GmbH, 2. Mai 2017, S. 37–40, abgerufen am 12. Juni 2018.
- Meldung tagesschau.de, 30. Mai 2012 (Memento vom 31. Mai 2012 im Internet Archive)
- Netzentwicklungsplan zeigt: Die Energiewende ist machbar. Pressemitteilung Bundesverband Erneuerbare Energie, abgerufen am 5. Juli 2012.
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- Windsammelschiene freigegeben. In: n-tv.de, 18. Dezember 2012, abgerufen am 31. Januar 2013.
- Hochspannungstrasse Remptendorf aufgerüstet. In: Thüringer Allgemeine, 4. Dezember 2012, abgerufen am 31. Januar 2013.
- Art. 5 Abs. 1 Zweites Gesetz über Maßnahmen zur Beschleunigung des Netzausbaus Elektrizitätsnetze, BGBl. 2013 I, 2543 ff.
- Gesetzentwurf und Hintergrundinformationen (Memento des Originals vom 12. März 2016 im Internet Archive) Info: Der Archivlink wurde automatisch eingesetzt und noch nicht geprüft. Bitte prüfe Original- und Archivlink gemäß Anleitung und entferne dann diesen Hinweis.
- Neue Stromtrassen: Vorrang für Erdkabel kostet Milliarden. Handelsblatt, 5. Oktober 2015
- Infranetz Empfehlung: Die Vollverkabelung der HGÜ-Trassen als Option zulassen.
- Handelsblatt: Bevölkerung kann Stromtrasse mitfinanzieren
- Land Schleswig-Holstein: Stromtrassen: Bürger können sich finanziell beteiligen (Memento des Originals vom 12. Februar 2013 im Internet Archive) Info: Der Archivlink wurde automatisch eingesetzt und noch nicht geprüft. Bitte prüfe Original- und Archivlink gemäß Anleitung und entferne dann diesen Hinweis.
- Bürger verdienen am Netzausbau
- Autorenpapier: Netzausbau als Gemeinschaftsprojekt verstehen heißt auch Bürger und Kommunen finanziell am Netzausbau beteiligen (Memento des Originals vom 9. März 2016 im Internet Archive) Info: Der Archivlink wurde automatisch eingesetzt und noch nicht geprüft. Bitte prüfe Original- und Archivlink gemäß Anleitung und entferne dann diesen Hinweis.
- Hermann-Josef Wagner, Was sind die Energien des 21. Jahrhunderts?, Frankfurt am Main 2011, S. 117.
- Zu wenig Stromnetze - neuer Rekord bei Zwangsabschaltung von Windparks FR vom 28. November 2012.
- Lorenz Jarass: Rechtliche Defizite fördern überdimensionierten Stromnetzausbau. (PDF) In: Zeitschrift für Neues Energierecht. 2014, S. 231–233, abgerufen am 16. April 2015: „Übersicht: Kritische Versorgungssituationen sind nicht durch Erneuerbare Energien bedingt, sondern durch den wachsenden Export von Kohlestrom. Die momentane Privilegierung von unnötiger Kohlestromproduktion sollte umgehend beendet werden. Für seltene Windenergiespitzen ist kein Stromnetzausbau erforderlich. Der geplante Stromnetzausbau macht den für die erforderliche Reserveleistung dringend benötigten Bau und Betrieb von Gaskraftwerken in Süddeutschland endgültig unrentabel.“
- Lorenz Jarass: Neue Netzstrukturen für die Energiewende. (PDF) Kritische Versorgungssituationen durch Export von Kohlestrom. In: Zeitschrift für Erneuerbare Energien und Energieeffiz. Die SONNENENERGIE ist seit 1976 das offizielle Fachorgan der Deutschen Gesellschaft für Sonnenenergie e.V. (DGS). 2015, S. 43-45, abgerufen am 16. April 2015: „Zudem kann bei einem europaweiten Ausbau der Erneuerbaren Energien das Überschussproblem durch einen gewaltigen Netzausbau bestenfalls gemildert, aber nicht gelöst werden, sondern nur durch geeignete Maßnahmen vor Ort (Power to Gas? Nachfrageanpassung?)“
- DIW: Stromnetze und Klimaschutz: Neue Prämissen für die Netzplanung. DIW-Wochenbericht Nr. 6/2015
- Kritik der Bundesnetzagentur: Der Netzausbau hinkt hinterher. tagesschau.de, 3. August 2012, archiviert vom Original am 5. August 2012; abgerufen am 3. August 2012.
- Vorhaben aus dem Energieleitungsausbaugesetz. In: netzausbau.de. Bundesnetzagentur, abgerufen am 31. Januar 2018.
- Antwort der Bundesregierung, 17. Juli 2014 (Memento des Originals vom 3. November 2014 im Internet Archive) Info: Der Archivlink wurde automatisch eingesetzt und noch nicht geprüft. Bitte prüfe Original- und Archivlink gemäß Anleitung und entferne dann diesen Hinweis.
- Thorsten Falk, Andreas Wagner, Politische, rechtliche und energiewirtschaftliche Rahmenbedingungen der Offshore-Nutzung, in: Jörg Böttcher (Hrsg.), Handbuch Offshore-Windenergie: Rechtliche, technische und wirtschaftliche Aspekte. München 2013, 33-54, S. 52.
- Bericht des TAB
- Optimierter Ausbau spart bis zu zwei Milliarden Euro im Jahr. (Nicht mehr online verfügbar.) Agora Energiewende, 1. März 2013, archiviert vom Original am 1. Juli 2015; abgerufen am 31. Januar 2018 (Pressemitteilung). Info: Der Archivlink wurde automatisch eingesetzt und noch nicht geprüft. Bitte prüfe Original- und Archivlink gemäß Anleitung und entferne dann diesen Hinweis.
- Forum Netzintegration: Plan N