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Ausgewählte Ausgabe: 5-2017 Ansicht: Modernes Layout
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Energietransport und -verteilung

Mit dem Strommarktgesetz wurde der grundsätzliche Rahmen für einen zukünftigen Strommarkt (Strommarkt 2.0) festgelegt. Mit dem Impulspapier „Strom 2030“ setzt das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) den Dialog fort, indem Aspekte eines zukünftigen Strommarktes mit den Anforderungen der Energiewende kombiniert und gespiegelt werden. In einer zukünftigen Energieversorgung, in der erneuerbare Energien eine zentrale Rolle spielen, wird Strom zukünftig die dominierende Energieform sein. Vor diesem Hintergrund soll der Strommarkt 2.0 zu einem Energiemarkt 2.0 weiter entwickelt werden, um der komplexen sektoralen Vernetzung mit unterschiedlichsten Versorgungsaufgaben gerecht zu werden. Mit dem im November 2016 veröffentlichten Klimaschutzplan erweiterte die Bundesregierung den Zielekanon des Energiekonzepts um sektorale Emissionsobergrenzen und erhöhte damit den Handlungsdruck auf alle beteiligten Akteure. Durch die Substitution fossiler Energieträger kommt der Stromversorgung eine bedeutende Rolle zu. Folge ist eine stärkere Kopplung und Vernetzung der Verbrauchssektoren und des Stromsektors, die als besondere Herausforderung zu sehen ist. Je nach Ausgestaltung könnte der Bau neuer Energieversorgungsinfrastrukturen notwendig werden.


Auch im Jahr 2016 konnte der zeitliche Verzug der EnLAG-Netzprojekte (EnLAG, Energieleitungsausbaugesetz) nicht aufgeholt werden. Im Zuge der zeitlichen Verzögerungen ist auf den stark gestiegenen Redispatchbedarf hinzuweisen, der mittlerweile signifikante Kosten verursacht. Der Trend gestiegener Redispatchkosten der Vorjahre [1] setzte sich somit weiter fort.
Da die Netzentwicklungspläne zukünftig nur noch alle zwei Jahre erstellt werden, wird erst in diesem Jahr ein neuer Netzentwicklungsplan Strom vorgelegt. Der Szenariorahmen für die neuen Netzentwicklungspläne Strom wurde Mitte des Jahres 2016 genehmigt. Die Entwürfe der Netzentwicklungspläne Strom 2030 wurden am 31. Januar 2017 von den Übertragungsnetzbetreibern veröffentlicht und konnten bis Ende Februar konsultiert werden.
Der Deutsche Bundestag hat am 24. Juni 2016 das Strommarktgesetz verabschiedet. Das Gesetz wurde ebenfalls vom Bundesrat unterstützt, der auf die Anrufung des Vermittlungsausschusses verzichtete. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie hat mit der Europäischen Kommission geklärt, wie das Rechtsetzungsvorhaben in Einklang mit dem europäischen Beihilferecht gebracht werden kann [2]. Das Strommarktgesetz ist am 30. Juli 2016 in Kraft getreten.
Im September 2016 veröffentlichte das BMWi das so genannte Impulspapier „Strom 2030“ [3]. Ausgangspunkt des Papiers ist die Zielsetzung der Bundesregierung, die Klimagasemissionen unter Beibehaltung von Versorgungssicherheit und Wettbewerbsfähigkeit bis zum Jahr 2050 um 80 bis 95 % zu senken. Vor diesem Hintergrund wurden zwölf robuste Trends identifiziert, aus denen wiederum Aufgabenfelder abgeleitet werden. Das Spektrum der Trends umfasst sowohl die nationale als auch die europäische Dimension. Mit den Trends neun bis elf wird dem Netzausbau, der Systemstabilität sowie der Netzfinanzierung in besonderem Maße Rechnung getragen. Inwieweit die Maßnahmen des Strommarktgesetzes und der EEG-Novellierung im Einklang mit dem europäischen Beihilferecht stehen, wurde vom BMWi und der Europäischen Kommission diskutiert und größtenteils geklärt [4]. Unter Vorbehalt steht noch der Bau von neuen Anlagen als besondere netztechnische Betriebsmittel, die im Fall des Abschaltens von Kernkraftwerken insbesondere im süddeutschen Raum notwendig werden könnten. Der Bedarf neuer Betriebsmittel ist durch die Übertragungsnetzbetreiber explizit nachzuweisen.
Der am 14. Dezember 2015 von der Bundesnetzagentur (BNetzA) genehmigte Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan Gas wurde teilweise am 3. Januar 2017 aufgehoben. Vorangegangen war eine Beschwerde der EnBW Energie Baden-Württemberg AG, da deren geplante Gaskraftwerksblöcke Altbach und Heilbronn nicht in dem Szenariorahmen berücksichtigt wurden. Die beteiligten Akteure verständigten sich darauf, die beiden Kraftwerksblöcke in die Modellierungen mit aufzunehmen. Der Entwurf des Netzentwicklungsplans Gas 2016 bis 2026, der bereits am 1. April 2016 vorgelegt wurde, musste neu überarbeitet werden. Der modifizierte Entwurf wurde am 28. Februar 2017 zur Konsultation freigegeben.

Stromversorgung

Nach vorläufigen Angaben der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen (AGEB) [5] betrug die Bruttostromerzeugung im Jahr 2016 rund 648,2 TWh und lag damit nur geringfügig über dem Vorjahresniveau (2015: 646,9 TWh). Die Stromerzeugung auf Basis erneuerbarer Energien betrug 191,4 TWh und erhöhte sich gegenüber dem Vorjahr (2015: 187,4 TWh) um etwa 2,1 %. Bezogen auf die Bruttostromerzeugung beträgt der Anteil erneuerbarer Energien damit aktuell 29,5 %. Bezieht man den Anteil erneuerbarer Energien auf den Bruttoinlandsstromverbrauch liegt er bei 32,3 %. Der Anteil der fossil gefeuerten Kraftwerke an der Bruttostromerzeugung betrug im Jahr 2016 etwa 53 % und lag damit geringfügig über dem Vorjahresniveau. Während die Stromerzeugung aus Kohlekraftwerken um 12 TWh abnahm, legte die Erdgasverstromung gegenüber dem Vorjahr um 16,5 TWh zu – ein Anstieg um 26,6 %. Die Entwicklung ist auf einen starken Rückgang der Erdgasimportpreise zurückzuführen, der deutlich ausgeprägter war als die Abnahme der Steinkohlepreise [6]. Der Rückgang der Kernenergiestromproduktion (2016: 84,9 TWh) betrug etwa 7,5 % und ist im Wesentlichen auf die Stilllegung des Kernkraftwerks Grafenrheinfeld zurückzuführen.
Nach ersten vorläufigen Angaben von [7] wurden im Jahr 2016 Stromerzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energie mit einer Leistung von insgesamt 5,6 GW installiert. Danach betrug der Zuwachs der Windkraftkapazität rund 4,3 GW und der Photovoltaik (PV)-Kapazität etwa 1,08 GW. Unter Berücksichtigung der von der BNetzA für das Jahr 2016 ausgewiesenen Zu- und Rückbauten von konventioneller Kraftwerkskapazität dürfte damit die gesamte Kraftwerksleistung schätzungsweise rund 211 GW (Bild 1) betragen haben.

Bild 1  Installierte Kraftwerksleistung in Deutschland.

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Installierte Kraftwerksleistung in Deutschland.

Damit setzt sich der Trend der vergangenen Jahre fort, indem sich Kapazitäts- und Stromverbrauchszuwachs weiter entkoppeln (Bild 2).
Bild 2  Entwicklung von Kapazität, Stromerzeugung und -verbrauch.

Bild 2
Entwicklung von Kapazität, Stromerzeugung und -verbrauch.


Aufgrund der überproportionalen Zunahme der Gasverstromung haben die CO2-Emissionen trotz leicht rückläufiger Kohleverstromung insgesamt zugenommen. Nach [6] betrugen die Kohlendioxidemissionen der Elektrizitätswirtschaft im Jahr 2016 etwa 305 Mio. t (2015: 301 Mio. t [8]).
Gegenüber dem Vorjahr nahmen die Stromimporte (Bild 3) um knapp 21 % ab und erreichten einen historischen Tiefstwert von 26,6 TWh.
Bild 3  Entwicklung von physikalisch ausgetauschten Stromimport- und -exportmengen [5].

Bild 3
Entwicklung von physikalisch ausgetauschten Stromimport- und -exportmengen [5].

Nach vorläufigen Angaben der Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen [9] gingen die Stromimporte aus allen Ländern bis auf die Niederlande, Schweiz und Luxemburg zurück. Demgegenüber nahmen die Stromexporte gegenüber 2015 (85,4 TWh) nur geringfügig ab und erreichten einen Wert von 82 TWh. Der saldierte Stromaustausch betrug 55,5 TWh – der Trend der vergangenen Jahre setzte sich somit fort. Besonders hinzuweisen ist auf die stark veränderte Im- und Exportbilanz mit Frankreich, die sich im Saldo deutlich verringerte.

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Autoren

Dr.-Ing. Peter Markewitz

Institut für Energie- und Klimaforschung – Elektrochemische Verfahrenstechnik (IEK-3), Forschungszentrum Jülich GmbH.

Dr.-Ing. Thomas Grube

Institut für Energie- und Klimaforschung – Elektrochemische Verfahrenstechnik (IEK-3), Forschungszentrum Jülich GmbH.

Dr.-Ing.  Martin Robinius

Institut für Energie- und Klimaforschung – Elektrochemische Verfahrenstechnik (IEK-3), Forschungszentrum Jülich GmbH.

M. Sc. Timo Kannengießer

Institut für Energie- und Klimaforschung – Elektrochemische Verfahrenstechnik (IEK-3), Forschungszentrum Jülich GmbH.

Prof. Dr.-Ing. Detlef Stolten

Institut für Energie- und Klimaforschung – Elektrochemische Verfahrenstechnik (IEK-3), Forschungszentrum Jülich GmbH.

Trend 2017

Bedenklich ist der starke Anstieg von Maßnahmen zur Aufrechterhaltung der Netz- beziehungsweise Versorgungssicherheit. Insgesamt beliefen sich die Gesamtkosten für das Jahr 2015 auf über 1 Mrd. €. Die geplante Regelung zum Engpassmanagement zwischen Deutschland und Österreich wird eine Reduzierung der Kosten bewirken. Allerdings ist aufgrund des verzögerten Netzausbaus sowie durch die Abschaltung von Kernkraftwerken in den nächsten Jahren von einer Fortsetzung des Trends der Vorjahre und somit auch einem Anstieg der Netzentgelte auszugehen.
Das Nachjustieren der im Rahmen des Energieleitungsausbaugesetzes (EnLAG) sowie des Bundesbedarfsplan (BBPl) geplanten Netzausbauprojekte ist nach Ansicht der Expertenkommission zum Monitoring-Prozess „Energie der Zukunft“ ein wesentlicher Grund für die Verzögerungen. In ihrer aktuellen Stellungnahme zum fünften Monitoringbericht [41] der Bundesregierung äußert sie die Sorge, ob der im Atomgesetz festgelegte Abschaltpfad für Kernkraftwerke angesichts der Netzausbauverzögerungen ohne Probleme eingehalten werden kann. Insbesondere die Jahre 2020 und 2021 werden als besonders kritisch gesehen. Vor diesem Hintergrund fordert die Expertenkommission, die Reservekraftwerksverordnung im Lichte möglicher Netzausbauverzögerungen zu prüfen.
Erstmalig greift der Szenariorahmen für den aktuell in der Diskussion befindlichen Netzentwicklungsplan NEP Strom 2030 den Aspekt der Sektorkopplung auf und unterstreicht damit deren zukünftige Bedeutung. Es ist davon auszugehen, dass der fortschreitende Ausbau der erneuerbaren Energien und die damit korrelierende Substitution von fossilen Energieträgern die Sektorkopplung noch deutlicher in den Fokus rücken wird.
Mit dem von TenneT initiierten Netzstresstest [42] wurde die Problematik eines längerfristigen Netzausbaus angestoßen, der über den Zeithorizont der Netzentwicklungspläne hinausreicht. Der Stresstest bestätigt die derzeit eingeleiteten Netzausbaumaßnahmen, verdeutlicht aber auch die Notwendigkeit eines Ausblicks für eine langfristige Planung. Wünschenswert wäre die Berücksichtigung eines langfristigen Ausblicks in den zukünftigen Netzentwicklungsplänen.
Mit dem Bau der beiden Pipelines Turkish Stream sowie Nord Stream II soll noch in diesem Jahr begonnen werden. Beide Projekte besitzen eine große strategische Bedeutung und sollen bis 2019 fertiggestellt sein. Ob mit dem Bau der Nord Stream II termingerecht begonnen werden kann, hängt nicht zuletzt von der Entscheidung des Europäischen Gerichtshofes ab, wie mit den Einsprüchen Polens und der Ukraine zur Nutzung der Weiterverteilung durch die Opal-Pipeline entschieden wird. Mit dem Baubeginn beider Pipelines dürften sich die Risiken, die in der Regel durch das geopolitische Umfeld bedingt sind, deutlich verringern und mehr Planungssicherheit insbesondere für die Investoren schaffen.

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