Netze Netzausbau Netzausbau Netzausbau

Von den insgesamt erforderlichen 1.876 Leitungskilometern nach dem Energieleitungsausbaugesetz sind – unter Berücksichtigung des dritten Quartalsberichts 2015 - bislang 558 Kilometer realisiert (dies entspricht ca.

30 Prozent). Die Übertragungsnetzbetreiber rechnen mit der Fertigstellung von etwa 40 Prozent der EnLAG-Leitungskilometer bis zum Jahr 2016. Bislang ist noch keines der Vorhaben mit Pilotstrecken für Erdkabel in Betrieb. Der Übertragungsnetzbetreiber Amprion führt für das erste 380-kV-Erdkabel-Pilotprojekt in der Gemeinde Raesfeld die finalen Bauarbeiten durch.

Die Bundesnetzagentur hat den vierten Szenariorahmen im Dezember 2014 genehmigt. Er wird die Grundlage bilden für den Netzentwicklungsplan Strom Onshore 2025 und den Offshore-Netzentwicklungsplan 2025. In diesem Szenariorahmen wurden sowohl die veränderten Rahmenbedingungen aus der EEG-Reform als auch die Klimaschutzziele der Bundesregierung (die Reduzierung der Treibhausgasemissionen und die

angestrebten Effizienzsteigerungen im Stromsektor) berücksichtigt.

Der Netzentwicklungsplan Strom Onshore 2024 wurde von den Übertragungsnetzbetreibern und der Bundesnetzagentur konsultiert und geprüft. Die Vorhaben aus dem Bundesbedarfsplan bleiben größtenteils bestehen. Der überarbeitete Entwurf des Netzentwicklungsplans 2024 beinhaltete jedoch einige wichtige Änderungen gegenüber dem Erstentwurf (u. a. eine neue Form der Regionalisierung und eine Veränderung von Netzverknüpfungspunkten). Im Rahmen der Konsultation der Bundesnetzagentur sind über 34.000 Stellungnahmen bei der Bundesnetzagentur eingegangen. Die Bundesnetzagentur hat 63 der 92 von den Übertragungsnetzbetreibern beantragten Maßnahmen bestätigt. Diese Maßnahmen umfassen rund 3.050 km an Optimierungs- und Verstärkungsmaßnahmen in Bestandstrassen und rund 2.750 km an Neubautrassen.

Das Ergebnis der Bestätigung des Netzentwicklungsplans 2024 entspricht damit im Wesentlichen den bereits im Februar 2015 von der Bundesnetzagentur veröffentlichten vorläufigen Prüfungsergebnissen. Eine wichtige Ergänzung ist aber, dass die Bundesnetzagentur im Rahmen ihrer Prüfung für den Korridor D zu dem

Ergebnis gekommen ist, dass grundsätzlich auch eine Verbindung zwischen Wolmirstedt und Isar / Landshut als südlichem Netzverknüpfungspunkt geeignet ist. Diese Prüfung wurde aufgrund des Ergebnisses des Koalitionsgesprächs vom 1. Juli 2015 angestoßen. Die Bundesnetzagentur hält jedoch an der Bestätigung der Verbindung Wolmirstedt-Gundremmingen fest, da sie auf die zur Prüfung der energiewirtschaftlichen Notwendigkeit gesetzlich verankerten netztechnischen Aspekte beschränkt ist. Es ist Sache des Gesetzgebers, inwieweit er bei der verbindlichen Festlegung des Netzausbaubedarfs im Bundesbedarfsplangesetz zusätzliche Aspekte in die Abwägung einbezieht oder bestimmte Aspekte anders gewichtet. In diesem Sinne kann auch die alternative Maßnahme von Wolmirstedt nach Isar / Landshut einschließlich einer dann zusätzlich erforderlichen Ertüchtigungsmaßnahme im Drehstromnetz zwischen Ottenhofen nach Oberbachern für vorzugswürdig erachtet werden.

Die Bundesnetzagentur hat parallel zum Netzentwicklungsplan Strom Onshore 2024 auch den Entwurf des Offshore Netzentwicklungsplans 2024 konsultiert und geprüft. Bedingt durch die Novellierung des EEG ist im Jahr 2024 von einer installierten Gesamtleistung in Höhe von 9,7 GW Offshore-Windenergie auszugehen.

Davon entfallen 8,5 GW auf die Nordsee und 1,2 GW auf die Ostsee. 7,1 GW werden in der Nordsee bereits über das sog. "Startnetz" abgedeckt, so dass im Rahmen des Offshore-Netzentwicklungsplans noch 1,4 GW angeschlossen werden müssen. In der Ostsee umfasst das "Startnetz" 1,1 GW, so dass hier nur noch 0,1 GW über den Offshore-Netzentwicklungsplan 2024 angebunden werden müssen. Da ein Anbindungssystem in der Nordsee eine Übertragungskapazität von 900 MW aufweist, hat die Bundesnetzagentur zur Anbindung der noch benötigten 1,4 GW zwei Anbindungssysteme bestätigt. Für die Ostsee hat die Bundesnetzagentur ein Anbindungssystem von 500 MW bestätigt, um den vollständigen Anschluss üblicher großer Windparks zu ermöglichen.

Bei folgenden Vorhaben, die in den Zuständigkeitsbereich der Bundesnetzagentur fallen, wurde das Bundesfachplanungsverfahren eröffnet:

– Vorhaben Nr. 11 BBPlG (Bertikow – Pasewalk)

– Korridor A Süd: Vorhaben Nr. 2 des Bundesbedarfsplangesetzes Osterath – Philippsburg, sog. „Ultranet“.

Des Weiteren wurde für das Vorhaben „SuedLink“ im Dezember 2014 ein Antrag auf Durchführung der Bundesfachplanung eingereicht. Dieser Antrag befindet sich aktuell noch in der Überarbeitung beim zuständigen Vorhabenträger.

Im Berichtsjahr 2014 wurden von den vier deutschen ÜNB insgesamt ca. 1.769 Mio. Euro (2013:

1.335 Mio. Euro) für Investitionen und Aufwendungen in die Netzinfrastruktur aufgebracht. Dabei sind die Investitionen für Neubau/Ausbau/Erweiterung von 880 Mio. Euro (2013) auf 1.248 Mio. Euro (2014) angestiegen. Die Investitionen und Aufwendungen der Verteilernetzbetreiber (VNB) sind, nach mehreren Jahren des Rückgangs, von 5.778 Mio. Euro (2013) auf 6.193 Mio. Euro (2014) gestiegen. Die Anzahl der VNB, die Maßnahmen zur Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau ihrer Netze durchgeführt haben, ist im Berichtsjahr 2014 konstant geblieben.

Die strom- und spannungsbedingten Redispatchmaßnahmen der Übertragungsnetzbetreiber gemäß

§ 13 Abs. 1 EnWG, bei denen die Einspeisung von Erzeugungsanlagen zur Gewährleistung der Netz- und Systemsicherheit angepasst wird, beliefen sich im Berichtsjahr 2014 auf 8.453 Stunden. Dies entspricht einer Steigerung um sechs Prozent gegenüber 2013 (7.965 Stunden). Insgesamt wurden an 330 Tagen des Jahres 2014 Redispatcheingriffe durchgeführt (2013: 232). Die Menge der Maßnahmen umfasste dabei inkl. der bilanziellen Gegenmaßnahmen ein Gesamtvolumen von 5.197 GWh (2013: 4.604 GWh, jeweils Summe aus Erhöhungen und Absenkungen). Der Anteil, der durch Redispatch verursachten Absenkungen belief sich auf 0,58 Prozent, bezogen auf die Gesamterzeugung von Nicht-EEG- vergütungsfähigen Anlagen. Die im Rahmen der

Systemdienstleistungen veranschlagten saldierten Kosten für Redispatch im Jahr 2014 wurden von den ÜNB mit 186,7 Mio. Euro angeben. Durch die Beschlüsse des OLG Düsseldorf vom 28. April 2015 sah sich die

Bundesnetzagentur veranlasst, die Festlegung zur Bestimmung der Vergütung für den Redispatch aufzuheben.

Die OLG-Beschlüsse können zu nachträglichen Veränderungen der in den letzten Jahren angefallenen Redispatch-Kosten führen. Wie in den vergangenen Jahren waren im Wesentlichen die Regelzonen von TenneT und 50Hertz betroffen. Dabei wiesen die Leitungen um das Umspannwerk Lehrte sowie die Leitung zwischen den Umspannwerken Remptendorf und Redwitz die größten Belastungen auf.

Im Berichtsjahr 2014 wurde durch einen ÜNB eine Anpassungsmaßnahme gemäß § 13 Abs. 2 EnWG durchgeführt. Zusätzlich haben acht VNB an 265 Tagen Anpassungsmaßnahmen ergriffen. Die Menge der Maßnahmen umfasste bei konventionellen Anlagen ein Gesamtvolumen von 5,8 GWh. Bei EEG-Anlagen lag das Gesamtvolumen der abgeregelten Arbeit bei 3 GWh. Weiterhin haben drei VNB auf Veranlassung eines ÜNB Unterstützungsmaßnahmen nach §§ 13 Abs. 2, Abs. 2a, 14 Abs. 1c EnWG ergriffen. Dabei kam es zu einer Reduktion von Stromeinspeisungen um ca. 2 GWh.

Die Menge der Ausfallarbeit durch Einspeisemanagementmaßnahmen (EMM) nach § 11 EEG (2012) ist im Jahr 2014 deutlich auf 1.581 GWh gestiegen und beträgt somit fast drei Mal so viel wie im Vorjahr (2013: 555 GWh).

Damit beläuft sich der Anteil der Ausfallarbeit gemessen an der gesamten Erzeugungsmenge von EEG-vergütungsfähigen Anlagen auf 1,16 Prozent. Die Summe der Entschädigungszahlungen hat sich dabei mit ca.

82,7 Mio. Euro (2013: 43,7 Mio. Euro) ebenfalls stark erhöht. Wie in den Vorjahren waren auch im Berichtsjahr 2014 in der Mehrzahl Windkraftanlagen mit einem Anteil von 77,3 Prozent an der gesamten Ausfallarbeit am stärksten von Einspeisemanagementmaßnahmen betroffen (2013: 86,6 Prozent). Der Anteil der

herangezogenen Solaranlagen ist angestiegen und lag im Berichtsjahr 2014 bei 15,5 Prozent (2013:

11,8 Prozent). Mittlerweile sind alle Regionen Deutschlands von Einspeisemanagementmaßnahmen betroffen, jedoch entfällt ein Großteil der gesamten Ausfallarbeit auf die nördlichen Bundesländer.

Die Entwicklung der Netzentgelte hat sich stabilisiert. Für ausgewählte Abnahmefälle wurden folgende Ergebnisse mit Preisstand zum 1. April 2015 ermittelt:

– Haushaltskunde (Grundversorgung), Verbrauch 3.500 kWh/a: 6,51 ct/kWh – „Gewerbekunde“, Verbrauch 50 MWh/a: 5,77 ct/kWh

– „Industriekunde“, Verbrauch 24 GWh/a, ohne Reduktion nach § 19 Abs. 2 StromNEV: 2,12 ct/kWh.

Systemstabilität

Den stärksten Belastungen ist das Übertragungsnetz regelmäßig im Winterhalbjahr ausgesetzt. Während dieses Zeitraums können jahreszeitbedingt hohe Einspeisungen insbesondere in Norddeutschland auftreten, die starke Lastflüsse verursachen. Neben den bisher im Mittelpunkt stehenden problematischen Lastflüssen von Norden in Richtung Süden bereiten den Übertragungsnetzbetreibern gegenwärtig die starken Lastflüsse in West-Ost-Richtung, also von Deutschland nach Polen, Probleme bei der Aufrechterhaltung der

Systemsicherheit. Hintergrund ist aber auch hier das Nord-Süd-Gefälle zwischen Stromerzeugung und Verbrauch einschließlich der hohen Stromexporte von Deutschland nach Österreich. Um den sicheren Netzbetrieb auch unter diesen kritischen Umständen zu gewährleisten, benötigen die

Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) eine ausreichende Höhe an Redispatchpotenzial durch gesicherte Kraftwerksleistung in Süddeutschland und im südlichen Ausland. Hierzu sind alle angeschlossenen aktiven Kraftwerke verpflichtet. Nachrangig greifen die Übertragungsnetzbetreiber hierfür auch auf sogenannte Reservekraftwerke, bestehend aus nicht mehr in Betrieb befindlichen bzw. kurz vor der Stilllegung stehenden Kraftwerken in Deutschland und dem benachbarten Ausland, zurück. Bisher wurden im Ausland Verträge mit Kraftwerksbetreibern aus Österreich, Italien, Frankreich und der Schweiz geschlossen. Für das Jahr 2014/2015 wurde in diesem Zusammenhang ein Reservebedarf von insgesamt 3.636 MW festgestellt. Hierin enthalten ist die Reserveleistung, die zwischenzeitlich zusätzlich notwendig geworden war. Diese ergab sich aus der zeitlich vorgezogenen Stilllegung des Kernkraftwerks Grafenrheinfeld vor Ende 2015. Die Netzreserve kam im betrachteten Zeitraum insgesamt an sieben Tagen zum Einsatz. Für den kommenden Betrachtungszeitraum 2015/2016 liegt der Reservebedarf bei 7.515 MW. Die Übertragungsnetzbetreiber und die Bundesnetzagentur haben zuvor erstmals eine Spanne an Netzreservebedarf, die zwischen 6.700 MW und 7.800 MW lag,

identifiziert und bestätigt. Hintergrund ist, dass die konkrete Höhe des Reservebedarfs erst angegeben werden kann, wenn feststeht, welche Kraftwerke die Übertragungsnetzbetreiber letztlich für die Netzreserve haben binden können. So ist die konkrete Höhe des Reservebedarfs von der geographischen Lage der verfügbaren Reservekraftwerke abhängig.

Zu den Reservekraftwerken zählen auch jene inländischen Anlagen, die einem von den

Übertragungsnetzbetreibern (so bei systemrelevanten vorläufigen Stilllegungen) oder einem von der Bundesnetzagentur (so bei systemrelevanten endgültigen Stilllegungen) bewirkten Stilllegungsverbot

unterliegen (§ 13a EnWG). Insoweit sind bei der Bundesnetzagentur bis Anfang November 2015 insgesamt Stilllegungsanzeigen zu 69 Kraftwerksblöcken mit einer Netto-Nennleistung in Höhe von insgesamt 14.367,7 MW abgegeben worden. Im Jahre 2014 wurde für vier Anlagen mit insgesamt 1.022 MW Netto-Nennleistung die Systemrelevanzausweisung seitens der Bundesnetzagentur genehmigt. Im Jahre 2015 wurde bislang für zwei Anlagen mit einer Erzeugungskapazität in Höhe von insgesamt 1.037 MW die Systemrelevanz seitens der Bundesnetzagentur bestätigt. Insgesamt wurden in diesem Zeitraum somit 3.847,1 MW an

inländischem Redispatchpotenzial gesichert.

Für die Versorgungssicherheit ist insbesondere die zukünftige Entwicklung des Kraftwerksbestandes, d. h.

Zubau sowie Stilllegungen von Kraftwerken, von Relevanz. Bis zum Jahr 2019 werden gemäß den

Stilllegungsanzeigen 4.186 MW endgültig stillgelegt (die Systemrelevanzausweisung ist dabei teilweise noch zu überprüfen). Dieser geplante Rückbau liegt 924 MW unterhalb der Leistung der bis zum Jahr 2019 in Bau befindlichen Kraftwerksprojekte (inklusive Pumpspeicherkraftwerke in Luxemburg und Österreich 5.110 MW). Anders als bei einer deutschlandweiten Betrachtung ist der Saldo aus Zubauten und geplanten Kraftwerksstilllegungen für Süddeutschland negativ. In Süddeutschland sind bis zum Jahr 2019 auf Basis der endgültigen Stilllegungsanzeigen Stilllegungen von Kraftwerken mit einer Leistung von 2.944 MW geplant.

Davon entfallen allein 2.686 MW auf die Kernkraftwerke in Gundremmingen B (Stilllegung 2017) und Philippsburg 2 (Stilllegung 2019). Demgegenüber stehen lediglich 621 MW Kraftwerksleistung in Bau (inklusive Pumpspeicherkraftwerke in Luxemburg und Österreich). Damit beträgt der Saldo aus Zubau und Stilllegungen in Süddeutschland bis zum Jahr 2019 -2.323 MW.

Systemdienstleistungen

Die saldierten Kosten für die Systemdienstleistungen der ÜNB reduzierten sich im Berichtsjahr 2014 leicht um 94 Mio. Euro von 1.131 Mio. Euro (2013) auf 1.037 Mio. Euro (2014). Zu den Gesamtkosten tragen als

Hauptkostenblöcke die Regelleistungsvorhaltung mit 437 Mio. Euro (2013: 594 Mio. Euro) und mit

288 Mio. Euro (2013: 333 Mio. Euro) die Verlustenergie bei. Die Kostenstruktur der Systemdienstleistungen hat sich 2014 gegenüber 2013 erneut verändert. Die Gesamtkosten für Regelenergie sanken um 157 Mio. Euro, insbesondere durch die gesunkenen Kosten für Sekundärregelung (-125 Mio. Euro) und Minutenreserve (-51 Mio. Euro). Ein Grund hierfür ist auch das leicht zurückgegangene Volumen an Vorhaltung der beiden Regelenergiearten. Demgegenüber stiegen die Kosten für Primärregelung leicht an (+18 Mio. Euro).