Aspekt 5: Netze und Infrastruktur

Der Ausbau erneuerbarer Energien ist das Herzstück der Energiewende. Insbesondere die Stromerzeugung soll bis 2050 weitestgehend unabhängig von fossilen Energieträgern sein und bis 2020 zu 35 Prozent aus erneuerbaren Energien bestritten werden. Gleichzeitig soll bis 2022 in Deutschland vollständig auf Strom aus Kernkraftwerken verzichtet werden. Die Neugestaltung der Erzeugungsstruktur erfordert einen Umbau der gesamten Energieinfrastruktur: vom Energieverbrauch über die Energieeffizienz bis zur Energiespeicherung. Eine der größten Herausforderungen aber ergibt sich zukünftig bei den Anforderungen an den Transport und die Verteilung des Stroms.

Strom wird über große Entfernungen in den Höchstspannungsleitungen der Übertragungsnetze transportiert (Spannung von 380 Kilovolt (kV) oder 220 kV) und über die regionalen und lokalen Verteilnetze an die Verbraucher geliefert (Hochspannungsleitungen mit 110 kV, Mittelspannungsnetz mit bis zu 50 kV und das Niederspannungsnetz mit 400 oder 230 Volt). Während Industriebetriebe auch Strom aus den höheren Netzebenen beziehen, werden Haushalte und andere Kleinabnehmer vor allem über das Niederspannungsnetz versorgt. Die Stromerzeugung in den Kraftwerken wird entsprechend dem Verbrauch gesteuert, um jederzeit die richtige Spannung und Frequenz im Netz zu halten und damit die Stabilität der Stromversorgung zu gewährleisten. Mit dem Ausbau erneuerbarer Energien muss die Netzinfrastruktur vor allem an drei Entwicklungen angepasst werden:

• Zunehmende räumliche Trennung von Erzeugung und Verbrauch. 
  Insbesondere der zunehmend im Norden des Landes erzeugte Windstrom muss in die südlicher gelegenen Verbraucherzentren transportiert werden. Es müssen also sehr viel größere Mengen Strom über weite Distanzen transportiert werden als bei einer lastnahen Erzeugung, wie sie bisher üblich war. Mit dem Ausbau der Offshore-Windenergie wird zukünftig ein Großteil des Stroms sogar weit vor den Küsten Deutschlands erzeugt, was die Anforderungen an den Stromtransport noch einmal deutlich erhöht.
• Vermehrte Installation dezentraler und kleinerer Erzeugungskapazitäten. 
  Strom aus Sonne, Wind oder Biomasse kommt immer häufiger aus ländlichen Gegenden und wird zudem häufiger als der Strom aus konventionellen Kraftwerken in das Verteilernetz eingespeist. Das Verteilernetz wird zunehmend zum Aufnahmenetz mit veränderten Lastflüssen. Bei starker Einspeisung von Strom aus erneuerbaren Energien kann es beispielsweise dazu kommen, dass Strom aus dem Verteilernetz in das Höchstspannungsnetz gelangt.
• Schwankende Strommengen aus erneuerbaren Energien. 
  Anders als konventionelle Kraftwerke sind erneuerbare Energien nicht zu jeder Zeit verfügbar und tragen daher nur geringfügig zur gesicherten Stromerzeugungsleistung bei. Als solche gilt nur am Netz befindliche Kapazität, die verlässlich zur Deckung der Jahreshöchstlast beitragen kann. Der Anteil gesicherter Leistung an der installierten Leistung liegt bei der Photovoltaik nahe Null und bei Onshore-Wind im einstelligen Bereich. Da Erzeugung und Verbrauch jedoch zu jedem Zeitpunkt ausgeglichen sein müssen, erfordern mehr installierte Kapazitäten zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien auch mehr Regelleistungen und Eingriffe der Netzbetreiber zur Aufrechterhaltung der Systemsicherheit.

Weder das Höchstspannungsnetz noch das Verteilernetz sind derzeit ausreichend auf die zunehmende Einspeisung fluktuierender Strommengen ausgelegt. Im Energiekonzept der Bundesregierung wird daher bereits ein „Zielnetz-2050“ angekündigt, das den Ausbau und die Optimierung der deutschen Stromnetze beinhaltet. Angestrebt wird insbesondere die Weiterentwicklung des Bestandsnetzes, die Planung von neuen Stromautobahnen (Overlay-Netze), ein Nordseenetz, die Clusteranbindung für Offshore-Windenergie und die Netzintegration in den europäischen Verbund.

Gesetzlich festgestellt ist seit 2009 der Bedarf von 24 besonders dringlichen Vorhaben zum Ausbau der Übertragungsnetze, die insgesamt 1.834 Kilometer umfassen. Sie sind im sogenannten Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) aufgeführt, womit die Fertigstellung dieser Projekte beschleunigt werden soll.  

Zur Messung der aktuellen Zielerreichung bei der Optimierung und dem Ausbau der Netzinfrastruktur werden die Fortschritte der Projekte im EnLAG herangezogen. Deren Bedarf und Priorisierung ist bereits gesetzlich festgestellt und die Fortschritte werden durch die Bundesnetzagentur regelmäßig dokumentiert. 

Nach Angaben der Übertragungsnetzbetreiber soll bis 2016 die Hälfte der EnLAG-Leitungen, also 917 Kilometer, fertiggestellt sein. Seit 2009, dem Zeitpunkt des Inkrafttretens des EnLAGs, müssten dazu unter der Annahme eines linearen Baufortschritts jährlich 131 Kilometer fertiggestellt werden. Für das Jahr 2012 ergibt sich damit ein Zielwert von 393 Kilometer. Wird der Zielwert erreicht, werden 100 Punkte der Zielerreichung ausgewiesen. Jeder Prozentpunkt der Unterschreitung wird dem Zielerreichungsgrad hingegen negativ zugeschlagen. Bis 2012 wurden 214 Kilometer der EnLAG-Projekte fertiggestellt. Damit liegt der tatsächliche Fortschritt rund 45,5 Prozent unter dem Zielwert. Der Zielerreichungsgrad beträgt folglich 54,5 Punkte.

Stromnetze werden zunächst geplant und anschließend gebaut, weshalb ein langsamerer Ausbau zu Beginn eines Projektes und schnellerer Zubau zu einem späteren Zeitpunkt erwartet werden kann. Die Annahme eines linearen Ausbaupfads ist jedoch vor dem Hintergrund haltbar, dass die Raumordnung- oder Planfeststellungsverfahren von mindestens acht der 24 EnLAG-Projekte in die Zeit vor 2009 zurück reicht – teilweise bis 2000. Gestützt wird der hier ermittelte Zielwert durch Informationen der Bundesnetzagentur, wonach sich 15 der 24 Vorhaben voraussichtlich um ein bis fünf Jahre verzögern werden. Zudem war die Grundlage für das EnLAG die erste Netzstudie der Deutschen Energie-Agentur (dena) aus dem Jahre 2005. Der darin formulierte Ausbaubedarf bezieht sich bereits auf das Jahr 2015. Da der hier zugrunde gelegte Zielwert nur die Fertigstellung der Hälfte der EnLAG-Leitungen bis 2016 vorsieht, kann dieser eher als Mindestanforderung interpretiert werden. 

Unter Berücksichtigung der neuen energiepolitischen Entwicklungen wird der Ausbau und Optimierungsbedarf der Höchstspannungsnetze derzeit unter Federführung der Bundesnetzagentur neu ermittelt. In dem ersten Entwurf des daraus resultierenden Netzentwicklungsplans 2012 (NEP 2012), wird für die nächsten zehn Jahre bereits ein deutlich umfangreicherer Ausbaubedarf der Höchstspannungsnetze gefordert, als mit dem EnLAG gesetzlich festgestellt wurde.

Über die im EnLAG aufgeführten sowie die planfestgestellten oder im Genehmigungsprozess befindlichen Vorhaben hinaus (1.000 Kilometer Neubau sowie Optimierungen und Verstärkungen auf 1.400 Kilometern) sollen bis zum Jahr 2022 weitere 3.800 Kilometer neue Stromtrassen im Höchstspannungsnetz gebaut werden. Davon sind 2.100 Kilometer als Gleichstromleitungen von Norden nach Süden vorgesehen. Außerdem sind Netzverstärkungen und -optimierungen auf einer Länge von 4.400 Kilometern erforderlich. Die Investitionskosten belaufen sich auf voraussichtlich 20 Milliarden Euro.

Neben dem Ausbau des Höchstspannungsnetzes muss allerdings auch gewährleistet sein, dass der Ausbau der leistungsstarken Offshore-Anlagen weiter vorangeht. Die Netzanschlüsse der Offshore-Windparks, die ebenfalls zu den Übertragungsnetzen gezählt werden, sind im NEP 2012 nicht berücksichtigt. Offshore-Anlagen sollen zukünftig einen Großteil des EE-Stroms liefern, brauchen jedoch vor Baubeginn eine Zusage für den Netzanschluss. Dabei ist es in der Vergangenheit aufgrund enger Zeitpläne, hoher Investitionssummen und unklaren Haftungsregeln vermehrt zu Problemen und Verzögerungen gekommen. Auch der Ausbau des europäischen „super grids“, das die großen Offshore-Parks der Nordsee-Anrainerstaaten verbinden und Speicherkapazitäten vor allem in Norwegen erschließbar machen soll, ist nicht im NEP 2012 berücksichtigt.

Nicht zuletzt ist bisher die notwendige Ertüchtigung der Verteilernetze nicht umfassend ermittelt und dokumentiert worden. Die erforderliche Regel- und Steuerbarkeit der Verteilernetze infolge des zunehmend eingespeisten Stroms aus erneuerbaren Energien oder auch aufgrund der zukünftig verstärkten Nutzung von Speichern stellt neue technische und regulatorische Anforderungen an mittlere und niedere Netzspannungsebenen.

Die bisherigen Verzögerungen im EnLAG zeigen, dass die damit beabsichtigte Beschleunigung der Verfahren bisher nur unzureichend umgesetzt werden konnte. Immer noch dauern alleine die Genehmigungsverfahren zu lang. Ursachen reichen von Änderungen der gesetzlichen Rahmenbedingungen während Planungsphasen oder uneinheitlichen Gesetzeslagen in den Bundesländern bis hin zu unvorhergesehenen Problemen bei der Verlegung von Erdkabeln, deren Kosten mit dem EnLAG erstmals auf die Netzentgelte umgelegt werden können. Auch Einwände der lokalen Bevölkerung führen zu Verzögerungen, da neue Stromleitungen, insbesondere Freileitungen, immer einen Eingriff in Landschaft und Natur bedeuten. Betroffene Anwohner fürchten Beeinträchtigungen des Landschaftsbildes oder sogar Gesundheitsgefährdungen. Daher gibt es gerade in touristisch attraktiven Regionen häufig Widerstand gegen den Netzausbau. Auf höhere Akzeptanz stoßen Erdkabel, deren Verlegung jedoch aus Kostengründen Grenzen gesetzt sind. 

Ende Mai 2012 haben die Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW den ersten Entwurf des NEP Strom für das Jahr 2012 veröffentlicht, in dem der zur Realisierung der Energiewende notwendige Netzausbau in den nächsten zehn Jahren aufgezeigt wird. Bis Ende Juli 2012 hatten zunächst Bürger sowie Institutionen aus Politik, Wirtschaft und Gesellschaft die Möglichkeit, zum NEP-Entwurf schriftlich Stellung zu beziehen. Im Anschluss an den Konsultationsprozess wird der überarbeitete NEP der Bundesnetzagentur zur Prüfung vorgelegt und bildet die Grundlage für einen Bundesbedarfsplan, der vom Bundestag zu genehmigen ist. Damit wäre der Bedarf an Netzausbau- und Optimierungsmaßnahmen analog zum EnLAG offiziell festgestellt.

Die gesetzlichen Grundlagen des Verfahrens wurden unter anderem mit dem Gesetz über Maßnahmen zur Beschleunigung des Netzausbaus Elektrizitätsnetze (NABEG) geschaffen. Damit wurde das bisher angewendete Raumordnungsverfahren für die Bestimmung von länder- oder grenzüberschreitenden Höchstspannungsleitungen durch eine zentrale Bundesfachplanung, die Bundesnetzagentur, abgelöst. Ihre Entscheidungen sind für nachfolgende Planfeststellungsverfahren verbindlich. Daneben enthält das Gesetz noch weitere Instrumente zur Beschleunigung des Genehmigungsverfahrens und zur Erhöhung der Akzeptanz, die parallel auch Eingang in das Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) gefunden haben.

Zur Beschleunigung des Ausbaus der Offshore-Windenergie wird derzeit außerdem ein gesonderter Offshore-Netzentwicklungsplan diskutiert, um die Abstimmung mit dem Onshore-Netzausbau zu optimieren. Ergänzend steht ein Vorschlag des Bundeswirtschaftsministeriums im Raum, wonach Offshore-Anlagenbetreiber bei Verzögerungen und Störungen der Netzanbindungsleitung Schadensersatz von den Übertragungsnetzbetreibern erhalten sollen. Letztere sollen die Mehrbelastung wiederum über eine Haftungsumlage auf den Strompreis überwälzen dürfen. Auf diesem Wege soll die Planungs- und Finanzierungssicherheit des Investors und der Netzbetreiber erhöht und der Offshore-Ausbau beschleunigt werden.

Im Juli 2012 hat der Zusammenschluss der Europäischen Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E den aktualisierten Zehn-Jahres-Plan zur Entwicklung der Stromtransportinfrastruktur vorgelegt, der die Notwendigkeiten zur Integration Erneuerbarer Energien, zur Förderung des Energiebinnenmarktes sowie zur Zuverlässigkeit des Energiesystems beziffert: Geschätzt wird ein Ausbaubedarf der europäischen Stromleitungen auf 52.300 Kilometern binnen der nächsten 10 Jahre. Über 80 Prozent des Investitionsbedarfes geht dabei auf den Neubau von Leitungen zurück.  

Auf die erheblichen Umsetzungsprobleme beim Ausbau der Höchstspannungsnetze wurde seitens des Gesetzgebers vergleichsweise schnell reagiert. Ob der nun entworfene NEP allerdings zügig in einen Bundesbedarfsplan übersetzt wird, der die erhoffte gesellschaftliche Akzeptanz genießt und damit auch zügig umgesetzt werden kann, ist allerdings fraglich. Darauf ist seitens der Politik ein Hauptaugenmerk zu richten.

Ein blinder Fleck ist derzeit noch der explizite Modernisierungsbedarf der Verteilernetze. Das bezieht sich sowohl auf den Ausbau von Netzkapazitäten, aber auch auf eine innovative Betriebsführung der Verteilernetze. Die intelligente Steuerung von Erzeugung, Speicherung und Verbrauch erfordert eine geeignete Mess-, Steuer- und Regelungs- sowie Informations-und Kommunikationstechnik. Die Rahmenbedingungen zur Bewirtschaftung von Verteilernetzen müssen diesen Anforderungen gerecht werden. Eine Ende 2012 erwartete Studie der dena soll hier mehr Klarheit schaffen. Sicher ist aber, dass eine verstärkte Forschung und Entwicklung einschließlich der Erprobung entsprechender Systemkomponenten unerlässlich ist.

Die Überlegungen zur besseren Offshore-Anbindung sind richtig, jedoch mit Blick auf die beabsichtigte Umlage auf den Strompreis auf Alternativen zu überprüfen. Es kann keine Lösung sein, bei der Umsetzung der Energiewende auftretende Probleme weiterhin zügig dem Verbraucher anzulasten, den Strompreis weiter zu verzerren und langfristig die Akzeptanz der Energiewende zu gefährden.

Die zukünftige Netzinfrastruktur gilt es außerdem dem Ziel eines europäischen Strombinnenmarkts anzupassen, wie er bereits in der EU-Richtlinie zum Elektrizitätsbinnenmarkt von 1996 gefordert wird. Ein europäischer Stromverbund bietet die Möglichkeit, Strom vorrangig dort zu produzieren, wo dies kostengünstig geschehen kann. Gerade in Bezug auf erneuerbare Energien ergeben sich innerhalb Europas sehr unterschiedliche Standortbedingungen. Zudem könnte mit fortschreitender Marktintegration die Wahrscheinlichkeit eines kompletten Ausfalls regenerativer Stromerzeugung reduziert werden. Bisher reichen dazu die Kapazitäten der sogenannten Grenzkuppelstellen und der grenzüberschreitenden Transportleitungen nicht aus.

Die indirekten Kosten der Förderung von erneuerbaren Energien, die sich aus netzbezogenen Kosten ergeben, müssen transparent gemacht werden. Dazu gehören Netzertüchtigungen auf allen Ebenen aber auch Mehrkosten infolge von zunehmend notwendigen Systemdienstleistungen sowie verschiedene Umlagen und Investitionen zur Steuerung von Erzeugung und Verbrauch. Um den Netzausbau nicht zu überdimensionieren und resultierende Belastungen möglichst gering zu halten, ist eine intelligente Verknüpfung von Netzausbau und Netzsteuerung notwendig sowie die Vermeidung weiterer Belastungen, die auf die Netzentgelte überwälzt und damit auch zunehmend intransparenter werden.