Energietransport und -verteilung

Bild: Peter Markewitz

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. Bild: eigene Darstellung

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: eigene Darstellung

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: eigene Darstellung

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.

Netzlänge

Die Gesamtlänge des elektrischen Netzes über alle Spannungsebenen betrug im Jahr 2015 rund 1,816 Mrd. km (Tabelle 1).

Tabelle 1 Stromnetzdaten 2015 [8].

Die Angaben beruhen auf einem Monitoring der BNetzA, an dem die vier Übertragungsnetzbetreiber sowie 817 (2014: 813) von 875 Verteilnetzunternehmen teilgenommen haben. Die Anzahl der Zählpunkte betrug 50,3 Millionen. Nach Angaben der BNetzA beliefen sich die Netzverluste auf etwa 25,8 TWh – ihr Anteil am Nettostromverbrauch lag bei 4,4 %. Von den Verlusten entfallen 6,4 TWh auf die Höchst-, 4,9 TWh auf die Hoch-, 5,8 TWh auf die Mittel- sowie 8,7 TWh auf die Niederspannungsebene.

EnLAG und Bundesbedarfsplan (BBPl)

Das im Jahr 2009 in Kraft getretene Gesetz zum Ausbau von Energieleitungen (EnLAG) wurde im Rahmen der Netzentwicklungspläne NEP 2022 und NEP 2024 novelliert und enthält aktuell 22 Ausbauprojekte. Die Durchführung der Raumordnungs- und Planfeststellungsvorhaben obliegt den Bundesländern. Die Feststellung des Stands der geplanten Vorhaben erfolgt vierteljährlich durch die Bundesnetzagentur. Nach dem 3. Quartalsbericht wurden demgemäß von den insgesamt 1 800 km Leitungskilometern bislang 900 km genehmigt und rund 650 km (3. Quartal 2015: 558 km) realisiert, das entspricht einem Anteil von etwa 35 %. Der geplante Zubau ist somit auch in 2016 deutlich hinter den Erwartungen zurückgeblieben. Die Übertragungsnetzbetreiber rechnen mit einer Fertigstellung von rund 45 % der gesamten Leitungslänge bis zum Jahr 2017.

Das Bundesbedarfsplangesetz wurde 2013 erlassen und enthält Netzausbaumaßnahmen, die energiewirtschaftlich notwendig und für einen sicheren sowie zuverlässigen Netzbetrieb unerlässlich sind. Der derzeitige BBPl enthält 43 Vorhaben, von denen 16 als länderübergreifend oder grenzüberschreitend im Sinne des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (Nabeg) gekennzeichnet sind. Bei diesen führt die Bundesnetzagentur die Bundesfachplanung und im Anschluss die Planfeststellung durch. Nach [10] sind acht der 43 Vorhaben als Pilotprojekte für verlustarme Übertragung über große Entfernungen (HGÜ, 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 Vorhaben als Pilotprojekt für Hochtemperaturleiterseile gekennzeichnet, und zwei werden als Seekabel ausgeführt.

Netzinvestitionen

Am 12. Oktober 2016 hat die Bundesnetzagentur neue Eigenkapitalzinssätze für Strom- und Gasnetzbetreiber bekannt gegeben [11]. Um den niedrigen Zinssätzen am Kapitalmarkt Rechnung zu tragen, wurden die Zinssätze (vor Körperschaftsteuer) für Neuanlagen von 9,05 % auf 6,91 % sowie für Altanlagen von 7,14 % auf 5,12 % abgesenkt. Der Eigenkapitalzinssatz setzt sich aus einem Basiszinssatz (orientiert am Zehn-Jahresdurchschnitt risikoloser Kapitalanlagen) sowie einem Wagniszuschlag zusammen, der das unternehmerische Risiko abbildet. Die neuen Zinssätze gelten ab dem Jahr 2018 (Gasnetzbetreiber) sowie 2019 (Stromnetzbetreiber). Die Eigenkapitalrenditesätze bleiben über die gesamte Regulierungsperiode von fünf Jahren konstant.

Für den Ausbau sowie den Erhalt des gesamten deutschen Stromnetzes (inklusive Grenzkuppelstellen) wurden nach Angaben der BNetzA [8] im Jahr 2015 etwa 9,2 Mrd. € ausgegeben (Bild 4).

Bild 4 Investitionen und Aufwendungen für Stromnetze in Deutschland [8]. Bild: eigene Darstellung

Die Ausgaben lagen nach [8] damit um 15,6 % höher als im Jahr 2014. Etwa 74,4 % der aus Investitionen und Aufwendungen bestehenden Ausgaben lassen sich dem Verteilnetz zuordnen, während der Rest von knapp 25 % auf das Übertragungsnetz entfällt. Unter Investitionen werden definitionsgemäß alle Bruttoausgaben für Sachanlagen sowie für neu gemietete beziehungsweise gepachtete Sachanlagen des Berichtsjahres verstanden. Unter Aufwendungen werden die Ausgaben für technische und administrative Maßnahmen sowie Maßnahmen des Managements zusammengefasst, die für die Erhaltung eines Anlagengutes über den Lebenszyklus zur Erhaltung des funktionsfähigen Zustandes oder für die Rückführung in diesen notwendig sind. Gegenüber dem Planwert für das Jahr 2015 lagen die Investitionen für das Übertragungsnetz um etwa 11,4 % niedriger und erreichten einen Wert von 2,06 Mrd. €. Dies ist im Wesentlichen darauf zurückzuführen, dass die Investitionen (ohne grenzüberschreitende Verbindungen) mit 1,673 Mrd. € um etwa 12 % unter den Planwerten lagen. Demgegenüber haben sich die Investitionen für den Neubau, den Ausbau und die Erweiterung von grenzüberschreitenden Verbindungen mit 172 Mio. € gegenüber dem Jahr 2014 (71 Mio. €) stark erhöht. Dennoch blieben sie deutlich unter den Planwerten (2015: 199 Mio. €). Die Planwerte für 2016 sehen für Investitionen und Aufwendungen Gesamtausgaben in Höhe von 2,7 Mrd. € vor – eine Steigerung gegenüber den Istwerten von 2015 um rund 14,4 %.

Die Ausgaben für Investitionen und Aufwendungen für das Verteilernetz betrugen im Jahr 2015 etwa 6,845 Mrd. € und lagen 10,5 % über dem Wert von 2014 (6,193 Mrd. €). Der Planwert für 2015 wurde um etwa 3 % überschritten. An der Umfrage der BNetzA beteiligten sich 817 von 875 Verteilernetzbetreibern. Insbesondere lagen die Investitionen gegenüber 2014 mit 18,6 % deutlich höher, während die Ausgaben für Aufwendungen in etwa konstant blieben. Mit den Planwerten für 2016 wird davon ausgegangen, dass die Investitionen etwas geringer ausfallen werden als im Jahr 2015. Dagegen wird ein Anstieg der Ausgaben für Aufwendungen um 8,6 % auf einen Wert von 3,307 Mrd. € erwartet. Für den Ausbaubedarf über alle Spannungsebenen des Verteilnetzes wurden der Bundesnetzagentur 1 984 Vorhaben für den Zeitraum bis zum Jahr 2026 gemeldet. Bei 55 % der Vorhaben handelt es sich um Planungen, 25 % der Vorhaben befinden im Bau und 20 % der Projekte wurden abgeschlossen. Nach [8] sind im Vergleich zum Vorjahr 666 neue Ausbaumaßnahmen angezeigt worden, die im Wesentlichen Netzausbaumaßnahmen beinhalten.

Versorgungssicherheit

Gemäß § 52 EnWG sind die Netzbetreiber verpflichtet, alle während eines Jahres aufgetretenen Versorgungsunterbrechungen zu melden, deren Dauer mehr als 3 min beträgt. In die Ermittlung des Jahreswertes fließen nur ungeplante Unterbrechungen ein, die auf atmosphärische Einwirkungen, Einwirkungen Dritter, auf Rückwirkungen aus anderen Netzen oder auf andere Störungen im Bereich des Netzbetreibers zurückzuführen sind. Geplante Unterbrechungen oder Unterbrechungen aufgrund höherer Gewalt (zum Beispiel Naturkatastrophen) werden nicht berücksichtigt. Der auf dieser Basis ermittelte System Average Interruption Duration Index (SAIDI), der ein Maß für die mittlere Nichtverfügbarkeit ist, betrug im Jahr 2015 etwa 12,7 min und lag damit nur geringfügig über dem Vorjahreswert (2014 etwa 12,28 min) [8]. Nach Angaben der BNetzA ist der leichte Anstieg der durchschnittlichen Unterbrechungsdauer im Wesentlichen auf die Mittelspannungsebene (+ 0,36 min) zurückzuführen. Die Anzahl der Versorgungsunterbrechungen betrug im Jahr 2015 insgesamt 177 751 (2014: 173 825). Die Erhöhung ist insbesondere auf die Ursache „Atmosphärische Einwirkungen“ zurückzuführen. Neben verschiedenen Stürmen waren dies die im Sommer aufgetretenen Hitzewellen, die Kurzschlüsse sowie Überschläge in Trafostationen auslösten. Insgesamt konstatiert die Bundesnetzagentur auch für 2015 einen hohen Standard der Versorgungsqualität.

Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen

Unter den Maßnahmen zur Aufrechterhaltung der Netz- und Systemsicherheit wird die Abregelung von Einspeisung erneuerbarer Energien, Redispatchmaßnahmen sowie der Einsatz von Netzreservekraftwerken verstanden. Gegenüber dem Jahr 2014 haben die Anzahl der Maßnahmen und damit auch die Kosten stark zugenommen. Insgesamt beliefen sich die Kosten im Jahr 2015 auf eine Rekordhöhe von rund 1,1 Mrd. €.

Historisch bedingt gibt es derzeit keine Engpassbewirtschaftung zwischen Österreich und Deutschland. Aktuell gibt es eine gemeinsame Gebotszone mit einheitlichen Großhandelspreisen. Aufgrund der niedrigen Strompreise in Deutschland ist das Handelsvolumen mit Österreich stark angewachsen. Dies führt dazu, dass die Stromexporte nach Österreich signifikant über die technisch möglichen Netztransportgrenzen hinausgehen. Weiterhin ist in diesem Kontext auf ungeplante Ringflüsse hinzuweisen, die sich nachteilig auf die Stromnetze von Tschechien und Polen auswirken. Um eine ausreichende Netzsicherheit zu gewährleisten, sind kostenintensive Redispatchmaßnahmen erforderlich, die zu Lasten des deutschen Stromkunden gehen. Nach Angaben der Bundesnetzagentur [12] würde eine Engpassbewirtschaftung auch die vorzuhaltende Netzreserve um 5,6 GW auf einen Wert von 1,9 GW verringern. Nach Schätzungen der Bundesregierung beliefe sich die jährliche Kosteneinsparung auf etwa 280 Mio. €. Die Einführung eines Engpassmanagements stößt auf heftigen Widerstand der österreichischen Versorgungswirtschaft sowie der öster­reichischen Regulierungsbehörde, da Strompreiserhöhungen für die öster­reichischen Stromverbraucher sowie Umsatzrückgänge erwartet werden. Sowohl die europäische Regulierungsbehörde Agency for the Cooperation of the Energy Regulators (ACER) als auch Polen und Tschechien unterstützen die Pläne für ein Engpassmanagement. Eine einvernehmliche Lösung konnte nicht gefunden werden. Am 28. Oktober 2016 forderte die Bundesnetzagentur die Übertragungsnetzbetreiber auf, Maßnahmen für ein Engpassmanagement zu treffen, das sich an der technisch verfügbaren Transportkapazität orientieren soll [13]. Dieses soll den Day-Ahead-, den Intraday-Markt sowie auch den Bereich langfristiger Verträge umfassen. Nach Ansicht der BNetzA steht die Engpassbewirtschaftung im Einklang mit europäischem Recht, da die Systemsicherheit in mehreren Ländern gefährdet sei und zusätzlich eine Ungleichbehandlung der Außengrenzen vorliege, die andere Staaten an der Teilnahme am grenzüberschreitenden Stromhandel hindert. Die Bundesregierung geht davon aus, dass sich eine Engpassbewirtschaftung in einem Zeitraum von eineinhalb bis zwei Jahren realisieren lässt [14].

Abregelung

Im Vergleich zum Jahr 2014 hat sich nach Angaben der BNetzA [15] die abgeregelte Einspeisung erneuerbarer Energien (Einspeisemanagement §§ 14, 15 EEG) fast verdreifacht. Gegenüber 2014 (1 581 GWh) lag der Wert im Jahr 2015 bei 4 722 GWh. Etwa 93 % der Abregelungen erfolgten in den Verteilnetzen. Die durch die Netzbetreiber an die Bundesnetzagentur gemeldeten Entschädigungszahlen betrugen rund 478 Mio. € und lagen um 295 Mio. € höher als im Jahr 2014. Rund 65 % der durch die Ausfallarbeit entstandenen Entschädigungsansprüche entfielen auf Schleswig-Holstein. Etwa 87 % (4 110 GWh) der Ausfallarbeit entfällt auf Onshore-Windanlagen, etwa 7,7 % (rund 364 GWh) auf Biomasse-/Biogasanlagen sowie 4,8 % (etwa 227 GWh) auf PV-Anlagen.

Redispatch

Nach Angaben der Bundesnetzagentur [8; 15] betrug die Gesamtdauer der strom- und spannungsbedingten Redispatchmaßnahmen 15 811 h (Bild 5) und verdoppelte sich nahezu gegenüber dem Jahr 2014 (8 453 h).

Bild 5 Entwicklung der Eingriffshäufig­keiten von strom- und spannungsbedingten Redispatchmaßnahmen [16]. Bild: eigene Darstellung

Insgesamt wurden Redispatchmaßnahmen an 331 Tagen des Jahres 2015 ergriffen. Wesentliche Ursachen waren neben dem verzögerten Netzausbau, die Abschaltung des Kernkraftwerks Grafenrheinfeld, ein starker Zuwachs an Windkraftkapazität, ein windreiches Jahr 2015 sowie die Zunahme der Stromexporte insbesondere nach Österreich. Die gesamte Strommenge (Einspeisereduzierung: 7 944 GWh und Einspeiseerhöhung: 8 006 GWh) belief sich auf etwa 16 000 GWh und verdreifachte sich gegenüber 2014 (5 197 GWh). Nach ersten Schätzungen belaufen sich die Kosten für die Redispatchanforderungen auf 411,9 Mio. € (2014: 185,4 Mio. €). Maßnahmen zur Vermeidung kurzfristiger Überlastungen von Leitungen und Umspannwerken (strombedingter Redispatch) umfassten 13 660 h. Wie bereits im Vorjahr waren insbesondere die Regelzonen von TenneT und 50Hertz betroffen und hier insbesondere die Leitungen Remptendorf-Redwitz, das Gebiet Brunsbüttel sowie die Leitung Vierraden-Krajnik. Zur Aufrechterhaltung der Spannung in betroffenen Netzgebieten zum Beispiel durch die Anpassung von Blindleistung (spannungsbedingter Redispatch) wurden nach Angaben der BNetzA Maßnahmen von 2 151 h gemeldet, wobei insbesondere die Regelzone der TenneT betroffen war.

Reservekraftwerke

Gemäß der Kraftwerksstilllegungsanzeigenliste (Stand: 10. November 2016) der Bundesnetzagentur wurden von den Kraftwerksbetreibern insgesamt 82 Kraftwerksblöcke mit einer Gesamtleistung von 18 282 MW zur Stilllegung (endgültig und vorläufig) angezeigt. Hiervon werden derzeit von der Bundesnetzagentur 23 Kraftwerkseinheiten mit einer Gesamtleistung von 4 781 MW als systemrelevant eingestuft, von denen sich eine Vielzahl im Süden Deutschlands befindet (Tabelle 2).

Tabelle 2 Systemrelevante Reservekraftwerke in Deutschland (Stand: 10.11.2016) [17].

Der Einsatz von Reservekraftwerken war an insgesamt 39 Tagen im Jahr 2015 erforderlich. Der Abruf von den Übertragungsnetzbetreibern erfolgte zwischen dem 30. März und dem 2. April 2015 sowie ab November bis zum Jahresende. Die Gesamtarbeit belief sich auf 548 GWh, wobei durchschnittlich 1 193 MW abgerufen wurde. Nach ersten Schätzungen der Bundesnetzagentur [18] beliefen sich die Kosten für die Leistungsbereitstellung und die erzeugte Strommenge auf rund 220 Mio. €.

Anpassungsmaßnahmen

Lässt sich eine Gefährdung und Störung der Sicherheit oder Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems durch netz- und marktbezogene Maßnahmen (zum Beispiel Regelenergie, Engpassmanagement) beziehungsweise durch den Einsatz von Reservekraftwerken nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so können Übertragungsnetzbetreiber Stromeinspeisungen und -abnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG anpassen. Nach Angaben der BNetzA [15] kam es zu Anpassungen von Stromeinspeisungen von insgesamt 26 GWh in den Regelzonen von 50Hertz und TenneT. Ebenfalls gab es eine Anpassungsmaßnahme bei Stromabnahmen. So wurde aufgrund einer 380-kV-Stromkreisüberlastung ein Pumpspeicherkraftwerksbetreiber angewiesen, den Pumpbetrieb für etwa 2 h auszusetzen.

Voraussetzungen für den Bau von Netzstabilitätsanlagen

Aufgrund des Kernenergieausstiegs kann nicht ausgeschlossen werden, dass ab dem Winterhalbjahr 2021 / 22 im süddeutschen Raum ein Redispatchbedarf besteht, der mit der zur Verfügung stehenden Kraftwerksleistung nicht gedeckt werden kann. Entsprechend dem Strommarktgesetz besteht für einen solchen Fall nach § 13k EnWG für die Übertragungsnetzbetreiber die Möglichkeit, so genannten Netzstabilitätsanlagen (zum Beispiel neue Kraftwerke) zu bauen [1]. Der Bedarf und der Betrieb solcher Neuanlagen steht in Einklang mit dem europäischen Beihilferecht [2]. Bis zum 31. Januar 2017 soll ein Bedarf für Netzstabilitätsanlagen ermittelt werden, die aufgrund des Unbundlings nur ausschließlich außerhalb des Marktes und lediglich zur Netzstabilität eingesetzt werden dürfen. Die Übertragungsnetzbetreiber müssen nachweisen, dass ein netztechnischer Bedarf tatsächlich besteht und der Einsatz der Anlagen notwendig sowie technisch und wirtschaftlich effizient ist. Entfällt der Bedarf zur Netzstabilisierung, besteht eine Stilllegungspflicht. Die Nennleistung der Anlagen darf eine Grenze von 2 GW nicht überschreiten.

Abschaltbare Lasten für den Netzbetrieb

Am 7. Juli 2016 wurde die Novellierung der Verordnung zu abschaltbaren Lasten (AbLaV) vom Deutschen Bundestag angenommen. Die novellierte Verordnung [19], die am 1. Oktober 2016 in Kraft trat, löst die alte Verordnung ab, die trotz großer Bedenken der BNetzA um sechs Monate bis zum 1. Juli 2016 verlängert worden war [1]. Die Grundzüge der alten Verordnung wurden beibehalten, indem zwischen sofort und schnell abschaltbaren Lasten unterschieden wird. Anbieter können sich in einem Ausschreibungsverfahren bewerben. Gegenüber der alten Verordnung wurden die Gesamtabschaltlasten für die beiden Lastkategorien auf jeweils 750 MW begrenzt. Die Ausschreibung erfolgt einmal wöchentlich. Die Vergütung wird über einen Arbeits- und einen Leistungspreis geregelt, die allerdings in ihrer Höhe begrenzt sind. So dürfen der angebotene Leistungspreis maximal 500 €/MW Abschaltleistung und der angebotene Arbeitspreis höchstens 400 €/MWh betragen. Die Abschaltleistung eines jeden Angebots darf maximal 200 MW betragen. Die Verordnung ist bis zum 1. Juli 2022 befristet. Die Verordnung sieht vor, dass die BNetzA zum 1. Juli 2021 dem Bundesministerium für Wirtschaft und Energie einen Erfahrungsbericht über die Anwendung der Verordnung vorlegt.

Neuer Szenariorahmen für den NEP Strom 2030

Gegenüber den Szenariorahmen für die Netzentwicklungspläne vergangener Jahre beschränkt sich der derzeitige Szenariorahmen [20] auf die im Energiewirtschaftsgesetz festgelegte Mindestanzahl von vier Szenarien. Drei Szenarien beschreiben einen Zeithorizont bis 2030, und ein Szenario reicht bis zum Jahr 2035. Hiermit soll das Spektrum der mittel- und langfristigen energiepolitischen Ziele der Bundesregierung, aber auch der Fall einer möglichen Zielverfehlung abgedeckt werden. So wird im Szenario A2030 davon ausgegangen, dass die CO₂-Ziele nicht eingehalten, während in den anderen drei Szenarien (B2030, B2035 und C2030) die Ziele erreicht werden. Weitere Unterscheidungsmerkmale sind zum Beispiel Vorgaben für die erneuerbare Stromerzeugung, Effizienz, Speichereinsatz, Nutzung von Elektroautos, Demand Side Management usw. In den Szenarien B2030, B2035 und C2030 wird eine Obergrenze für CO₂-Emissionen vorgegeben. Der Wert für das Jahr 2030 orientiert sich an der Zielsetzung von 55 % (bezogen auf das Emissionsniveau von 1990), während der Wert für 2035 rund 62,5 % entspricht. Ein Vergleich dieser Werte mit den im Klimaschutzplan [21] gesetzten Obergrenzen ist nicht möglich, da der dort enthaltene Wert für die Energiewirtschaft mehr als die Stromerzeugung beinhaltet. Die grundlegenden Annahmen des weiteren Ausbaus der Erzeugungsleistung sowie zur Entwicklung der Stromnachfrage finden sich in Tabelle 3.

Tabelle 3 Grundlegende Annahmen des NEP-Szenariorahmens 2017 bis 2030 (ohne Kapazitätsreserve) [20].

Generell wird in allen Szenarien von einem starken Rückgang der kohlegefeuerten Kraftwerkskapazität ausgegangen, der auf der Basis szenarienabhängiger Nutzungsdauern ermittelt wurde. Danach wird die Kapazität von Steinkohlekraftwerken im Jahr 2030 in einer Bandbreite von 14,8 bis 21,7 GW (2015: 28,6 GW) und die von Braunkohlekraftwerken mit 9,3 und 11,5 GW (2015: 21,1 GW) angenommen. Demgegenüber wird in allen Szenarien ein Ausbau von erdgasgefeuerter Kraftwerkskapazität angenommen, der gegenüber dem heutigen Wert in einer Bandbreite von 0,2 bis 7,5 GW liegt. Je nach Szenario unterscheiden sich die Ausbaupfade hinsichtlich des Ausbaus der Kapazitäten auf Basis erneuerbarer Energien. So wird mit Szenario A2030 die untere Grenze des nach dem EEG 2016 (§ 1 Abs. 2 EEG 2016) vorgesehenen Ausbaukorridors abgebildet, während mit Szenario C2030 die obere Grenze des Ausbaupfades beschrieben wird.

Bis auf Szenario A2030 wird in allen anderen Szenarien davon ausgegangen, dass der Nettostromverbrauch bedingt durch Effekte einer zunehmenden Sektorkopplung ansteigen wird. Hintergrund ist die starke Zunahme des Einsatzes von Wärmepumpen sowie Elektrofahrzeugen. So wird beispielsweise im Szenario C2030 davon ausgegangen, dass im Jahr 2030 insgesamt sechs Millionen Elektrofahrzeuge eingesetzt werden, was der Zielsetzung der Bundesregierung entspricht. In allen Szenarien wird von einer Jahreshöchstlast (84 GW) ausgegangen, die sich gegenüber heute kaum ändert.

Sektorkopplung

Vor dem Hintergrund der deutschen Treibhausgas-Reduktionsziele von mindestens 80 % bis zum Jahr 2050 sind umfassende Transformationsprozesse in den überwiegend von fossilen Energien dominierten Endenergie- und Umwandlungssektoren (Tabelle 4) notwendig.

Tabelle 4 Sektoraler Energieeinsatz und Anteile fossiler Energieträger im Jahr 2015 [22].

Aufgrund der geforderten hohen Netzstromabdeckung durch erneuerbare Energien entsteht im Bereich des Umwandlungssektors Strom gleichzeitig die Herausforderung, zwangsläufig anfallende und netzseitig nicht nutzbare Strommengen (negative Residuallast) einer wirtschaftlich sinnvollen Nutzung zuzuführen. Daraus ergibt sich ein hohes Potenzial, weitgehend emissionsfreie Energie in andere Sektoren der Energienutzung zu übertragen beziehungsweise einer stofflichen Nutzung zur Reduzierung prozessbedingter Treibhausgasemissionen zugänglich zu machen. Diese Optionen definieren das aktuell intensiv diskutierte Konzept der Sektorkopplung, das sich in starkem Maße auf so genannte Power-to-X (PtX)-Pfade stützt (Bild 6).

Bild 6 Sektorkopplung – Power-to-X-Anwendungen. Bild: Virtuelles Institut NRW Strom zu Gas und Wärme

Eine wesentliche Fragestellung bezüglich der Sektorkopplung betrifft das Ausmaß, in dem negative Residualenergie als Strom oder Wasserstoff zu sektorspezifischen Bedarfsdeckungen beitragen können. Diesbezügliche Informationen lassen sich aus einer inzwischen großen Breite an Studien ableiten, die sich mit den Potenzialen einer durch erneuerbare Energien dominierten Stromwirtschaft beschäftigt haben. Eine Zusammenstellung von relevanten literaturbasierten Angaben findet sich in Bild 7.

Bild 7 Installierte Leistung der erneuerbaren Energien und Stromerzeugung in den analysierten Studien sortiert nach Jahr der Veröffentlichung sowie installierter Leistung 2015 [23; 25 bis 34]. Bild: eigene Darstellung

Demnach wurden sehr unterschiedliche Strombedarfe und deren Deckung mit Hilfe erneuerbarer und anderer Energien angenommen. Große Strommengen, die über den heutigen Strombedarf von etwa 600 TWh hinausgehen, implizieren bereits, dass – nach heutiger Versorgungsstruktur – sektorfremde Anwendungen bedient werden, vor allem in den Bereichen Verkehr und Wärme. Die dafür zusätzlich erzeugten Strommengen reichen bis etwa 700 TWh [23]. Verglichen mit der Höhe der sektoralen Energieeinsätze (Tabelle 4) werden substanzielle Beiträge durch erneuerbare Stromerzeugung erwartet, die jedoch für eine vollständige Bedarfsdeckung bei weitem nicht ausreichen. Weitere Maßnahmen, die auf dem Wege verbesserter Effizienz oder neuartiger Prozesse zur weiteren Treibhausgasreduktion beitragen, sind demnach notwendig.

Wie Bild 6 auch deutlich macht, kann negative Residualenergie direkt, beispielsweise zur Wärmebereitstellung oder indirekt über der Wasserstofferzeugung mit Hilfe der Elektrolyse für eine Vielzahl von Anwendungen nutzbar gemacht werden. Für die Wärmeerzeugung kommen Widerstandsheizelemente (Heizstäbe) oder – bei dann deutlich höherer Wärmeausbeute – Wärmepumpen zum Einsatz. Über den Weg der Elektrolyse können unterschiedliche Nutzungspfade unter Einbeziehung vorhandener oder neu zu errichtender Gasinfrastrukturen entwickelt werden. Dabei ist davon auszugehen, dass die Stromerzeugung einerseits und dessen Nutzung in PtX-­Anwendungen andererseits zeitlich und räumlich nicht korreliert sind, so dass geeignete Infrastrukturlösungen entwickelt und umgesetzt werden müssen. Mit Bezug auf Deutschland sind dabei Transportentfernungen von mehreren hundert Kilometern und Speicherdauern von einigen Monaten zu berücksichtigen.

Der direkten Einspeisung von Wasserstoff in heutige Gasnetze sind dabei Beimischungsgrenzen gesetzt. Laut DVGW ist die heutige Gasinfrastruktur für volumetrische Mischungsanteile im einstelligen Prozentbereich geeignet [24]. Eine Rückgewinnung des Wasserstoffs aus solchen Gasgemischen erscheint jedoch nach heutigem Stand in der Regel wirtschaftlich nicht sinnvoll, so dass solche Gasgemische in den heute üblichen Erdgasanwendungen umgesetzt werden. Die Vorteile des Einsatzes von reinem Wasserstoff in Brennstoffzellen hinsichtlich Emissionsfreiheit und hohen Wirkungsgrads der Stromerzeugung sind bei derartigen Anwendungen nicht realisierbar. Im Falle einer Methanisierung des zunächst erzeugten Wasserstoffs unter Einsatz von zusätzlich bereitzustellendem CO₂ können vorhandene Netze uneingeschränkt genutzt werden. Zur Bereitstellung von Wasserstoff am Ort der Nutzung hingegen sind eigene Infrastrukturen notwendig, die sich je nach Bedarf und Entfernung als Lkw- oder pipeline-basierte Lösungen darstellen lassen. Für eine langfristig angelegte Pipelineversorgung einschließlich Speicher liegen bereits Studienergebnisse vor, die den Investitionsaufwand sowie die resultierenden Wasserstoffkosten angeben. So kommt [25] zu einem Investitionsbedarf von 42 bis 47 Mrd. € für eine pipeline-basierte Wasserstoffversorgung bestehend aus einem Transmissions- und Distributionsnetz, Salzkavernen zur großtechnischen Wasserstoffspeicherung sowie rund 10 000 Tankstellen zur Versorgung von rund 75 % der deutschen Pkw-Flotte.

Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass durch die angestrebten hohen Anteile erneuerbarer Energien am Netzstrom zukünftig mit Strommengen im Bereich mehrerer hundert Terawattstunden zu rechnen ist. Sofern diese Strommengen nicht direkt genutzt werden können, bietet sich Wasserstoff als Speicher- und Transportmedium zur Versorgung unterschiedlicher Endenergieanwendungen an. Wasserstoff kann zudem als Rohstoff in der Industrie zur Reduktion prozessbedingter Treibhausgasemissionen eingesetzt werden. Für dessen Bereitstellung sind im Falle einer Nutzung als Reinwasserstoff zusätzliche Infrastrukturen notwendig. In Mischungen mit Erdgas oder nach erfolgter Methanisierung mit CO₂ können vorhandene Infrastrukturen genutzt werden, wobei dann die Vorteile des reinen Wasserstoffs nicht zum Tragen kommen.

Erdgasversorgung

Nach ersten vorläufigen Angaben des Bundesamtes für Wirtschaft und Ausfuhrkontrolle (Bafa) [35] betrug das Erdgasaufkommen in Deutschland im Jahr 2016 rund 4 439 PJ und lag damit um 5,4 % unter dem Vorjahreswert, obwohl der Inlandsverbrauch deutlich anstieg. Der Rückgang ist neben einer rückläufigen Inlandsproduktion und verringerten Importen vor allem auf eine deutliche Verringerung der Exporte zurückzuführen. Gegenüber dem Jahr 2015 verringerten sich die Exporte um knapp 39 % auf einen Wert von etwa 752 PJ. Die hohe Exportmenge des letzten Jahres (2015: 1 225 PJ) scheint somit ein Ausnahmefall gewesen zu sein. Der Grenzübergangspreis für Erdgas sank im Jahr 2016 gegenüber dem Vorjahr um 25,2 % auf einen Wert von 1,54 Ct/kWh.

Nach Angaben der BNetzA [8] betrug im Jahr 2015 die Gesamtlänge des deutschen Erdgasnetzes etwa 518 912 km. Die von der BNetzA veröffentlichten Gasnetzlängen beruhen auf einer Befragung, an der alle 16 Fernleitungsbetreiber sowie 669 Verteilernetzbetreiber (2014: 670) teilgenommen haben. Im Jahr 2015 wurden von der BNetzA insgesamt 715 Verteilernetzbetreiber registriert. Das Leitungsnetz der Fernleitungsbetreiber besitzt derzeit eine Gesamtlänge von 37 809 km (2014: 37 580 km) und hat 3 495 Ausspeisepunkte (Letztverbraucher, Weiterverteiler, nachgelagerte Netze usw.) Die Gesamtlänge des Verteilnetzes betrug im Jahr 2015 rund 489 585 km (2014: 481 103 km) mit etwa 10,7 Mio. Ausspeisepunkten. Der größte Anteil des Netzes umfasst die niedrigeren Druckstufen von ≤ 0,1 bar (157 287 km) sowie von > 0,1 bis 1 bar (231 601 km). Die Anzahl der Zählpunkte (Letztverbraucher) betrug rund 14,1 Millionen, wovon etwa 87,6 % auf Haushaltskunden entfielen.

Die Ausgaben für Investitionen und Aufwendungen für das deutsche Gasnetz betrugen im Jahr 2015 rund 3,176 Mrd. €, wobei die Investitionen einen Anteil von 50,6 % ausmachten. Knapp 73 % der Gesamtausgaben entfallen auf das Verteilnetz und etwa 26 % auf das Fernleitungsnetz. In den Planwerten für 2016 wird von Gesamtausgaben ausgegangen, die um etwa 5,8 % niedriger liegen. Der Ausgabenrückgang betrifft das Verteilnetz, während die Ausgaben für das Fernleitungsnetz deutlich zunehmen. Für das Fernleitungsnetz werden Planwerte für Investitionen angegeben, die gegenüber 2015 um rund 30 % höher liegen.

Auch die Gasversorger sind gemäß § 52 EnWG verpflichtet, ungeplante Versorgungsstörungen zu melden. Der auf der Basis von 730 Gasnetzen ermittelte Wert (SAIDI-Index) für 2015 betrug 1,7 min/a und lag damit um ein Vielfaches unter dem Vorjahreswert (2014: 16,8 min), der unfallbedingt außergewöhnlich hoch lag [1]. Nach Angaben der BNetzA [8] umfassten die Versorgungsstörungen hauptsächlich die niedrigen Druckstufen. Fast die Hälfte der Versorgungsunterbrechungen waren in der Druckstufe ≤ 100 mbar festzustellen.

Netzentwicklungsplan NEP Gas 2016

Bedingt durch die Beschwerde der EnBW gegen den Szenariorahmen hat sich das Verfahren des NEP Gas 2016 verzögert. Mit der Konsultation des aktualisierten Entwurfs [36] konnte erst Ende Februar 2017 begonnen werden. Aufgrund der nur marginalen Änderungen bleiben die im ursprünglichen Entwurf vorgeschlagenen Maßnahmen nahezu unverändert.

Die im NEP Gas 2016 gewählte Modellierungsvariante Q2 sieht unter anderem den Ausbau der Nord-Stream-Pipeline vor. Hierdurch werden insgesamt 109 Netzausbaumaßnahmen vorgeschlagen, von denen zehn Maßnahmen in das Startnetz aufgenommen wurden. Weiter liegen 71 Maßnahmen in der Marktraumumstellung von L- auf H-Gas begründet.

Einige ausgewählte Netzausbaumaßnahmen sind der Ausbau der Anlandestation Lubmin und die Erweiterung der Nordeuropäischen Erdgasleitung (NEL), um die zusätzlichen Gasmengen der Nord-Stream-Pipeline abtransportieren zu können. Ebenso beinhaltet die Modellierung die Reversierung der Trans-Europa-Naturgas-Pipeline (TENP), so dass ein Erdgastransport von Süd nach Nord möglich sein wird. Die von Bayernets geplante Monaco-I-Pipeline wird, wie in den Jahren zuvor, als eine notwendige Netzausbaumaßnahme angesehen und wurde bei der Modellierung in das Startnetz mit aufgenommen. Für die Pipeline wurde eine finale Investitionsentscheidung getroffen, und es liegt ein Planfeststellungsbescheid vor. Der Monaco-II-Pipeline wird zum aktuellen Zeitpunkt keine hinreichende Auslastung in Aussicht gestellt, so dass das Raumordnungsverfahren nicht weitergeführt wird.

Das größte Investitionsvorhaben, dessen Notwendigkeit bereits im NEP Gas 2015 festgestellt wurde, ist der Bau der Zeelink-Pipeline, die von Lichtenbusch (bei Aachen) nach Legden (Münsterland) verläuft und eine Anbindung an den LNG-Terminal in Zeebrügge ermöglicht. Hintergrund des Vorhabens ist die Umstellung von L- auf H-Gas. Nach der Antragskonferenz im Jahr 2015 konnte nun das Raumordnungsverfahren abgeschlossen werden. Insgesamt wurden 620 km Trassenkorridore untersucht. Als nächster Schritt schließt sich das Planfeststellungsverfahren für den Antragskorridor an. Mit dem Bau der Pipeline soll in 2019 begonnen werden. Die Inbetriebnahme ist für das Jahr 2021 geplant. Das 600 Mio. € teure Pipelineprojekt wird von der Open Grid Europe GmbH zu 75 % und der Thyssengas GmbH zu 25 % finanziert. Die Pipeline mit einem Nenndurchmesser von 1 016 mm umfasst eine Länge von 215 km und wird für einen Druck von 100 bar ausgelegt. Zusätzlich wird eine Verdichterstation in der Nähe von Aachen errichtet [37]

Internationales: Geplante Pipelineprojekte

Mit dem Bau der geplanten Gaspipeline Turkish Stream soll in der zweiten Jahreshälfte dieses Jahres begonnen werden. Das Projekt ist als Reaktion auf die nicht gebaute South-Stream-Pipeline zu sehen [1]. Die Pipeline mit einer Gesamtlänge von 900 km verbindet die russische Schwarzmeerküste mit dem westlichen Bosporus der Türkei. Die Pipeline mit zwei Strängen und einer jährlichen Transportleistung von 15,75 Mrd. m³ je Strang soll Ende 2019 in Betrieb gehen. Die erfor­derlichen Investitionen werden auf 11,4 Mrd. € geschätzt [38].

Mit dem Bau der Pipeline Nord Stream 2 [1] soll noch in diesem Jahr begonnen werden. Die Pipeline umfasst eine Länge von etwa 1 200 km und besteht aus zwei Strängen (Durchmesser: 48 „) mit einer jährlichen Transportkapazität von je 27,5 Mrd. m³. Das Investitionsvolumen für die Leitung, die westlich von Sankt Petersburg (Ust Luga) bis Greifswald verlaufen soll, beläuft sich auf rund 8 Mrd. €. Jeder Leitungsstrang besteht aus mehr als 100 000 betonummantelten Rohreinzelstücken. Mit dem Bau der Betonummantelungen soll in Kürze begonnen werden. Die eigentliche Verlegung erfolgt in den Jahren 2018 und 2019 [39]. Obwohl sich die Genehmigungsverfahren noch in einem frühen Stadium befinden, wird dennoch davon ausgegangen, dass die Pipeline Ende 2019 in Betrieb genommen werden kann. Das importierte Erdgas soll mit der Opal-Pipeline (Ostsee-Pipeline-Anbindungs-Leitung) weiter verteilt werden. Eine Vereinbarung, die zwischen der BNetzA, der Opal Gastransport und Gazprom geschlossen wurde, ermöglicht die Nutzung von bis zu 90 % der gesamten Opal-Transportkapazität. Gegen die Vereinbarung, die von der EU bestätigt wurde, haben Polen und die Ukraine Widerspruch vor dem Europäischen Gericht eingelegt [40].