Netze .1 Netzausbau .1Netzausbau .1Netzausbau

Von den insgesamt erforderlichen rund 1.800 Leitungskilometern nach EnLAG sind – unter Berücksichtigung des dritten Quartalsberichts 2016 – bislang rund 650 Kilometer realisiert (dies entspricht rund 35 Prozent) und rund 900 Kilometer genehmigt. Die Übertragungsnetzbetreiber rechnen mit der Fertigstellung von etwa 45 Prozent der im Gesetz zum Ausbau von Energieleitungen (EnLAG) enthaltenen Leitungskilometer bis zum Jahre 2017. Bislang ist noch keines der Vorhaben mit Pilotstrecken für Erdkabel in Betrieb. Der

Übertragungsnetzbetreiber Amprion bereitet aktuell den Testbetrieb für das erste 380-kV-Erdkabel-Pilotprojekt in der Gemeinde Raesfeld vor.

Den Szenariorahmen 2017 bis 2030 hat die Bundesnetzagentur am 30. Juni 2016 genehmigt. Er bildet die Grundlage für den kommenden Netzentwicklungsplan 2017 bis 2030. Auf Grundlage des genehmigten Szenariorahmens sollen die ÜNB gemäß § 12b Abs. 3 S. 3 EnWG spätestens bis zum 10. Dezember 2016 einen Entwurf des Netzentwicklungsplans Strom 2017 bis 2030 veröffentlichen.

Parallel zum Monitoring der EnLAG-Vorhaben, veröffentlicht die Bundesnetzagentur quartalsmäßig die Stände der Ausbauvorhaben nach dem Bundesbedarfsplangesetz (BBPlG). Die Gesamtlänge der Leitungen, die sich aus dem BBPlG ergeben, liegt derzeit bei rund 6.100 km. Hiervon sind zum dritten Quartal 2016 rund 400 km genehmigt und rund 80 km realisiert. Acht der 43 Vorhaben sind als Pilotprojekte für verlustarme Übertragung über große Entfernung (Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung) gekennzeichnet. Fünf Gleichstrom-Vorhaben sind für die vorrangige Umsetzung mit Erdkabeln und fünf Wechselstrom-Vorhaben für die Umsetzung mit Erdkabeln auf Teilabschnitten gekennzeichnet. Darüber hinaus ist ein Pilotvorhaben für Hochtemperaturleiterseile gekennzeichnet und zwei werden als Seekabel ausgeführt.

1.3.2Investitionen

In 2015 wurden von den vier deutschen ÜNB insgesamt 2.361 Mio. Euro (2014: 1.796 Mio. Euro) für Investitionen und Aufwendungen in die Netzinfrastruktur aufgebracht. Dabei sind die Investitionen für Neubau/ Ausbau/ Erweiterung von 1.248 Mio. (2014) auf 1.673 Mio. Euro im Jahr 2015 angestiegen. Die Investitionen und Aufwendungen der Verteilernetzbetreiber (VNB) sind von 6.193 Mio. Euro (2014) auf 6.845 Mio. Euro (2015) gestiegen. Die Anzahl der VNB, die Maßnahmen zur Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau ihrer Netze durchführen, hat sich zum Stichtag 1. April 2016 erhöht.

1.3.3Netz- und Systemsicherheit und Systemstabilität

Die Redispatchmaßnahmen der Übertragungsnetzbetreiber dienen dem Erhalt der Netz- und

Systemsicherheit. Sie beliefen sich im Jahr 2015 auf 15.811 Stunden (2014: 8.453 Stunden) und sind somit deutlich gestiegen. Insgesamt nahmen die Netzbetreiber an 331 Tagen des Jahres 2015 Redispatcheingriffe vor.

Die Menge der Maßnahmen umfasste ein Gesamtvolumen von 16.000 GWh (2014: 5.197 GWh). Der Anteil, der durch Redispatch verursachten Absenkungen belief sich auf 1,9, Prozent (Vorjahr: 0,6 Prozent); bezogen auf die Gesamterzeugung von Nicht-EE-Anlagen. Die im Rahmen der Systemdienstleistungen veranschlagten Kosten für Redispatch im Jahr 2015 wurden von den ÜNB mit rund 412 Mio. Euro angeben. Wie in den vergangenen Jahren waren im Wesentlichen die Regelzonen von TenneT und 50Hertz betroffen. Dabei wiesen die Leitung Remptendorf-Redwitz, das Gebiet Brunsbüttel (Hamburg Nord) sowie die Leitung Vierraden nach Krajnik in Polen die größten Belastungen auf.

In 2015 haben insgesamt sechs VNB und ein ÜNB entschädigungslose Anpassungsmaßnahmen

konventioneller Energieträger durchgeführt. Dabei kam es zu Anpassungen von Stromeinspeisungen und -abnahmen in Höhe von rund 26,5 GWh.

Die Menge der Ausfallarbeit durch Einspeisemanagementmaßnahmen ist im Jahr 2015 deutlich auf

4.722 GWh gestiegen und ist somit fast drei Mal so hoch wie im Vorjahr (2014: 1.581 GWh). Damit beläuft sich der Anteil der Ausfallarbeit gemessen an der gesamten Erzeugungsmenge von EE-Anlagen auf 2,6 Prozent (2014: ein Prozent). Die Summe der ausgezahlten Entschädigungen hat sich dabei mit 315 Mio. Euro (2014:

83 Mio. Euro) ebenfalls stark erhöht. Insgesamt entstanden im Jahr 2015 geschätzte Entschädigungsansprüche von Anlagenbetreibern in Höhe von 478 Mio. Euro.

Wie in den Vorjahren waren auch 2015 in der Mehrzahl Windkraftanlagen mit einem Anteil von 87,3 Prozent an der gesamten Ausfallarbeit am stärksten von Einspeisemanagementmaßnahmen betroffen (2014:

77,3 Prozent). Erstmals waren im Jahr 2015 auch Windenergieanlagen auf See vom Einspeisemanagement betroffen. Ihr Anteil beträgt 0,3 Prozent (rund 16 GWh) an der Gesamtausfallarbeit. Der Energieträger Biomasse verdrängte im Jahr 2015 mit einem Anteil von fast acht Prozent den Energieträger Solar als zweithäufigsten abgeregelten Energieträger.

In Summe belaufen sich die Kosten für Netz- und Systemsicherheit¹ im Jahr 2015 auf rund 1.133 Mio. Euro. Im Vergleich zum Vorjahr sind die Gesamtkosten der Netz- und Systemsicherheit damit deutlich um insgesamt rund 696 Mio. Euro angestiegen (2014: 436 Mio. Euro). Dies ist in erster Linie auf die starke Zunahme der Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen im Jahr 2015 zurückzuführen.

Zur Sicherung der Netzstabilität im Winter 2015/ 2016 hatten die Übertragungsnetzbetreiber eine Reservekraftwerksleistung in Höhe von 7.515 MW vorzuhalten. Die Netzreserveleistung verteilte sich auf knapp 3.000 MW aus inländischen und rund 4.500 MW aus ausländischen Kraftwerken.

Verglichen mit den Vorjahren sind die Reservekraftwerke während des Winterhalbjahres 2015/ 2016 sehr häufig von den Übertragungsnetzbetreibern angefordert worden. Insgesamt kamen sie an 93 Tagen zum Einsatz. Ursache hierfür ist, dass im Rahmen der Einsatzentscheidung seit November 2015 zusätzlich berücksichtigt wird, welche Reservekraftwerke am effizientesten sind, um die prognostizierten Engpässe im Netz zu beseitigen.

1.3.4Netzentgelte

Die Netzentgelte sind für Haushaltskunden leicht gestiegen. Im Bereich der Nicht-Haushaltskunden liegen die Werte in etwa auf dem Niveau des Vorjahres. Für ausgewählte Abnahmefälle wurden folgende Ergebnisse mit Preisstand zum 1. April 2016 ermittelt:

– Haushaltskunde (Grundversorgung), Jahresverbrauch 2.500 bis 5.000 kWh: 6,71 ct/kWh – "Gewerbekunde", Jahresverbrauch 50 MWh: 5,85 ct/kWh

– "Industriekunde", Jahresverbrauch 24 GWh, ohne Reduktion nach § 19 Abs. 2 StromNEV: 2,06 ct/kWh

1.4 Systemdienstleistungen

Die saldierten Kosten für die Systemdienstleistungen stiegen in 2015 um 284 Mio. Euro von 1.029 Mio. Euro (2014) auf 1.313 Mio. Euro (2015). Als Hauptkostenblöcke tragen der nationale und grenzüberschreitende Redispatch mit insgesamt fast 412 Mio. Euro (2014: 185 Mio. Euro), die Regelleistungsvorhaltung für Primär- und Sekundärregelung sowie die Minutenreserve mit insgesamt fast 316 Mio. Euro (2014: 437 Mio. Euro) und die Verlustenergie mit etwa 277 Mio. Euro (2014: 288 Mio. Euro) zu den Gesamtkosten bei. Die Kostenstruktur der Systemdienstleistungen hat sich 2015 gegenüber 2014 erheblich verändert. Die saldierten Gesamtkosten

1 Zur Aufrechterhaltung der Netz- und Systemsicherheit setzen die Netzbetreiber Einspeisemanagement, Redispatch, Reservekraftwerke und Countertrading ein.

für Regelenergie sanken wiederholt um nun 121 Mio. Euro, insbesondere aufgrund weiter gesunkener Kosten für die Sekundärregelung (73 Mio. Euro) und die Minutenreserve (56 Mio. Euro). Demgegenüber stiegen die Kosten für die Primärregelung leicht an (+8 Mio. Euro). Die Kosten für Verlustenergie reduzierten sich von 2014 auf 2015 um rund zehn Mio. Euro.