61 Milliarden Euro für neue Höchstspannungs-Leitungen

Ausbau der Strom-Übertragungsnetze

Windenergie
Erneuerbare Energien stellen das Stromnetz vor neue Herausforderungen. Bild: by-studio/Fotolia
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Die Übertragungsnetz-Betreiber haben im April den Entwurf ihres Netzentwicklungsplans 2019–2030 vorgelegt. Er berücksichtigt die Ziele der Bundesregierung für die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien. Die Investitionskosten haben sich gegenüber dem Vorläufer fast verdoppelt.

Die Pläne der Übertragungsnetz-Betreiber (ÜNB) für den Ausbau ihrer Starkstrom-Leitungen haben es in sich. 61 Milliarden Euro wollen sie bis zum Jahr 2030 ausgeben, um ihre Netze für den bundesweiten Stromtransport auszubauen. Das sieht zumindest der Entwurf des Netzentwicklungsplans 2019–2030 (NEP) vor, den die ÜNB im April an die Bundesnetzagentur übergeben haben. Die Bundesnetzagentur wird den Entwurf nun prüfen, die Öffentlichkeit konsultieren und den NEP voraussichtlich bis zum Jahresende 2019 bestätigen. Aus dem NEP entwickelt sie dann den Entwurf eines neuen Bundesbedarfsplans, den sie an die Bundesregierung übermittelt. Die Behörde rechnet derzeit damit, dass der Gesetzgeber diesen neuen Bundesbedarfsplan (BBP) zum Jahresanfang 2020 beschließen kann. Der Plan 2020 wird dann zur Grundlage für den weiteren Ausbau des Übertragungsnetzes.

Im Übertragungsnetz wird Strom mit höchster Spannung über große Entfernungen transportiert. Üblich sind hier bisher Wechselstrom-Leitungen, die mit 380 Kilovolt betrieben werden. Neu hinzu kommen sollen mehrere Gleichstrom-Verbindungen, durch die Strom mit 500 Kilovolt fließt. Die Gleichstrom-Leitungen ermöglichen einen zielgerichteten Stromtransport und ihre Aufgabe ist es, Solar- und Windstrom aus den Strom-Überschussgebieten im Norden und Osten in die verbrauchsstarken Strommangel-Regionen Süddeutschlands zu transportieren. Bisher ist das wegen Leitungsengpässen nur begrenzt möglich. Diese Engpässe werden noch zunehmen, wenn zum Jahresende 2022 die letzten süddeutschen Kernkraftwerke vom Netz gehen.

Vor zwei Jahren hatte es noch so ausgesehen, als ob der neue BBP deutlich früher beschlossen werden könnte. Die eingeplanten Kosten für den Ausbau des Übertragungsnetzes erschienen damals mit 33 Mrd. Euro zwar schon sehr hoch, waren aber immerhin noch um 28 Mrd. Euro niedriger angesetzt als im aktuellen NEP-Entwurf. Die ÜNB hatten einen zweiteiligen NEP 2017–2030 für Leitungen an Land und in küstennahen Gewässern der Ost- und Nordsee erarbeitet, der im Januar 2018 von der Bundesnetzagentur bestätigt wurde. Nun wäre eigentlich zu erwarten gewesen, dass die Bundesnetzagentur daraus einen BBP entwickelt und an die Bundesregierung weiterleitet. Doch dann kam es anders.

Im Februar 2018 schlossen CDU und SPD einen Koalitionsvertrag für die neue Bundesregierung, in dem sie deutlich höhere Ziele als bisher für den Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien vereinbarten. Danach wollen sie bis zum Jahr 2030 erreichen, dass der Ökostrom einen Anteil von 65 Prozent des Stromverbrauchs deckt. Vier Jahre zuvor hatten sie sich noch das Ziel von 55 bis 60 Prozent für das Jahr 2035 gesetzt. Vermutlich erschien es dem federführenden Bundesministerium für Wirtschaft und Energie und seiner nachgeordneten Behörde Bundesnetzagentur unmöglich, das neue Ziel mit dem gerade bestätigten NEP zu erreichen. Jedenfalls entwickelte die Bundesnetzagentur erst einmal keinen neuen BBP, sondern ließ die ÜNB zunächst einen neuen NEP-Entwurf erarbeiten. Er enthält das 65-Prozent-Ziel und leitet daraus einen deutlich größeren Netzausbau-Bedarf ab.

Die ÜNB betrachten es nicht als ungewöhnlich, dass der NEP 2017–2030 nicht zu einem BBP geführt hat. Sie verweisen auf eine Regelung des Energiewirtschafts-Gesetzes, wonach sie in jedem geraden Jahr einen NEP-Entwurf vorlegen müssen. Dort ist auch festgelegt, dass die Bundesnetzagentur nur alle vier Jahre einen BBP-Entwurf an die Bundesregierung übermitteln muss. Den letzten derartigen Entwurf hatte sie im Jahr 2015 vorgelegt, das BBP 2015 war dann noch im selben Jahr beschlossen worden. Um den Zeitrahmen einzuhalten, müsste die Bundesnetzagentur also bis zum Jahresende einen neuen Gesetzentwurf vorlegen. Pressesprecherin Ulrike Platz zeigt sich zuversichtlich, dass das zu schaffen ist: „Die Bundesnetzagentur wird den NEP 2019–2030 voraussichtlich bis Ende 2019 konsultiert, geprüft und bestätigt haben“, teilt sie mit. „Die Erstellung des Entwurfs zum Bundesbedarfsplan wird nach der Genehmigung des NEP 2019–2030 erfolgen, mit dem Ziel des Erlasses des neuen Bundesbedarfsplans durch den Gesetzgeber zum Anfang 2020.“

Starker Kostenanstieg

Der Zeitrahmen kann demnach als weitgehend unkritisch eingestuft werden. Als deutlich auffälliger erweist sich die starke Kostensteigerung des aktuellen NEP-Entwurfs. Während für den NEP 2017–2030 noch 33 Mrd. Euro Investitionskosten veranschlagt wurden, sollen nun für den NEP 2019–2030 mit 61 Mrd. Euro fast doppelt so hohe Kosten anfallen. Dies erklären die ÜNB mit mehreren Gründen: Eine Anpassung der Standard- und Projektkosten habe allein zu einer Kostensteigerung von 10 bis 11 Mrd. Euro geführt, ist von Amprions Pressesprecher Andreas Preuß zu erfahren. Mit 10 Mrd.
Euro beziffert er die Kosten für drei zusätzliche Gleichstromverbindungen, die als Erdkabel ausgeführt werden sollen. Sie sind dafür gedacht, Windstrom aus Schleswig-Holstein und Niedersachsen zunächst nach Nordrhein-Westfalen und dann weiter nach Baden-Württemberg zu transportieren.

Hinzu kommen 4 Mrd. Euro für weitere Blindleistungs-Kompensationsanlagen, die für die Systemsicherheit nötig sind. Preuß nennt außerdem 3,5 Mrd. Euro für zusätzliche Umspannwerke, Schaltanlagen und Phasenschieber-Transformatoren. Phasenschieber-Transformatoren werden im Übertragungsnetz zunehmend gebraucht, um ungeregelte Flüsse des Wechselstroms besser lenken zu können.

Dabei ist heute bereits absehbar, dass die nächsten NEPs wohl zu weiteren Kostensteigerungen führen werden. In einem Szenario, das bis zum Jahr 2035 reicht, rechnen die ÜNB mit zusätzlichen Netzausbau-Kosten von weiteren 7 Mrd. Euro. Ob alle diese vorab kalkulierten Kosten dann tatsächlich in dieser Höhe anfallen, hängt allerdings auch noch von den Prüfungen und Freigaben der Bundesnetzagentur ab.

Netzausbau treibt Strompreise und Widerstände

Nach der bisherigen Praxis werden die Kosten für den Ausbau des Übertragungsnetzes von den Stromkunden bezahlt. Das erfolgt über die Netzentgelte, die in den Strompreis einfließen und die wohl stark steigen werden. Am meisten davon betroffen sind kleine und mittlere Stromkunden, denen bisher keine Entlastungen gewährt werden. Strom-Großverbraucher sind dagegen in den vergangenen Jahren weitgehend von Netzentgelten befreit worden und daher weniger betroffen.

Die Erkenntnis, dass den kleinen und mittelgroßen Stromkunden nicht immer größere Lasten für den Netzausbau aufgebürdet werden können, ist in den vergangenen Monaten auch in der Bundespolitik angekommen. Zeitweise wurde darüber diskutiert, auch sie bei den Netzentgelten und anderen politisch verursachten Zusatzkosten zu entlasten. Inzwischen ist dieses Thema allerdings wieder etwas in den Hintergrund gerückt.

Der Ausbau der Übertragungsleitungen selbst stößt in den betroffenen Regionen auf starke Widerstände. Erfahrungen damit gibt es in Thüringen, wo der ostdeutsche ÜNB 50 Hertz in den vergangenen Jahren gegen den hartnäckigen Widerstand von Anwohnern eine Höchstspannungsleitung durch den Thüringer Wald gebaut hat. Gegen diese Südwest-Kuppelleitung zogen die Anwohner bis vor das Bundesverfassungsgericht, um die Leitung zu verhindern. Dort wurde ihre Klage zwar nicht angenommen, der Leitungsbau verzögerte sich aber um mehrere Jahre. Der Protest dagegen trug wesentlich dazu bei, dass die langjährige Regierungspartei CDU im Jahr 2014 abgewählt wurde und eine rot-rot-grüne Landesregierung ins Amt kam.

Im NEP sind nun wieder zwei neue Höchstspannungsleitungen vorgesehen, die durch Thüringen führen sollen. Davon akzeptiert die Landesregierung nur das Leitungsprojekt Südost-Link (DC5), das von Sachsen-Anhalt durch Ostthüringen nach Bayern führen soll. Anders sieht sie das Leitungsprojekt Südlink (DC3/4) , dessen Trasse in Schleswig-Holstein beginnen und in Süddeutschland enden soll. Hier lehnt es die Landesregierung ab, dass die Trasse nicht auf geradem Weg durch das westliche Nachbarland Hessen, sondern auf einem Umweg durch Thüringen geführt werden soll. Das Thüringer Ministerium für Infrastruktur unterstützte deshalb auch Bürgerproteste in der Region Eisenach und klagte vor dem Bundesverwaltungsgericht Leipzig gegen die Trassenführung. Auch zwei kleinere Leitungsprojekte an der Landesgrenze zu Bayern sieht das Ministerium kritisch. Proteste gegen die NEP-Projekte gibt es nicht nur in Thüringen, sondern auch in Bayern und in anderen betroffenen Bundesländern.

Wenn die Widerstände gegen die neuen Leitungsprojekte anhalten sollten, könnte das wie bei der schon in Betrieb genommenen Südwest-Kuppelleitung zu jahrelangen Verzögerungen bei den Genehmigungsverfahren führen. Die bisher geplanten drei großen Leitungen (DC1/2, DC3/4 und DC5) von Norden und Osten nach Südwesten sollen eigentlich bis zum Jahr 2025 fertig werden. Schon im Jahr 2022 sollen bereits die letzten süddeutschen Kernkraftwerke vom Netz gehen. Ihre Stromproduktion muss also mindestens drei Jahre lang durch andere Kraftwerke in Süddeutschland oder in benachbarten Regionen ersetzt werden, zu denen es keine Leitungsengpässe gibt. Wenn die großen Leitungsprojekte später fertig werden, könnte diese Phase auch einige Jahre länger dauern.

Alternativen zum Netzausbau

Angesichts steigender Kosten für den Ausbau des Übertragungsnetzes und des Widerstands in den betroffenen Regionen lohnt sich zunehmend ein Blick auf alternative Konzepte. So wäre es durchaus denkbar, die großen regionalen Ungleichgewichte bei Angebot und Nachfrage von Strom bei einem neuen Zuschnitt des Großhandels zu berücksichtigen. Derzeit wird in ganz Deutschland ein einheitlicher Börsenpreis für Strom ermittelt, obwohl die regionale Marktsituation sehr unterschiedlich ist: In Nord- und Ostdeutschland gibt es ein großes Überangebot und in Süddeutschland einen zunehmenden Mangel an Strom. Diese Ungleichgewichte ließen sich ausgleichen, wenn der Börsenhandel in mehreren Preiszonen erfolgen würde, wie das in anderen europäischen Ländern üblich ist. Damit würde der Großhandelspreis in Süddeutschland etwas steigen und so das weitere Wachstum des Stromverbrauchs bremsen. In Nord- und Ostdeutschland könnte dann der Großhandelspreis sinken und den erzeugungsnahen Verbrauch von Solar- und Windstrom befördern. Dann müssten weniger Leitungen gebaut werden, um den nord- und ostdeutschen Strom nach Süden zu transportieren.

Politische Gründe

Solche und ähnliche Konzepte werden von Wissenschaftlern seit vielen Jahren diskutiert, beispielsweise an der Universität zu Köln und am Deutschen Institut für Wirtschaftsforschung in Berlin. In der Energiewirtschaft ist der Nürnberger Versorger N-Ergie für seine Kritik an einem überdimensionierten Netzausbau bekannt. Die Europäische Kommission beobachtet wiederum genau, wie die deutschen Behörden mit den bestehenden Leitungsengpässen umgehen. Sollten sie nicht durch den Netzausbau behoben werden können, hält die EU-Kommission es für notwendig, unterschiedliche Preiszonen einzurichten. Für die Bundesregierung ist dies allerdings bisher aus politischen Gründen undenkbar. Ob sich daran nach der nächsten Bundestagswahl mit vermutlich neuen Mehrheitsverhältnissen etwas ändern kann, bleibt abzuwarten.

Mit der Aufteilung einer Preiszone haben die Energiebörse EEX European Energy Exchange und ihre Marktteilnehmer bereits Erfahrungen gemacht. Bis Oktober 2018 gab es eine gemeinsame Preiszone im Strom-Großhandel von Deutschland und Österreich, in der Leitungsengpässe nicht berücksichtigt wurden. Dies führte zu hohen Ausgleichskosten in Deutschland. Deshalb wurde für Österreich eine eigene Preiszone eingeführt, in der sich der Strom-Großhandel stärker an den tatsächlichen Stromtransporten orientiert.

Es gibt also durchaus Alternativen dazu, das deutsche Übertragungsnetz mit hohem Aufwand für einen bedarfsgerechten Stromtransport von Norden und Osten nach Süden auszubauen. Mit dem aktuellen NEP-Entwurf können möglicherweise hohe Kosten für unfertige Leitungsprojekte entstehen, ohne eine nachhaltige Versorgungssicherheit für Süddeutschland zu erreichen. Ein Umdenken zu mehr dezentralen Versorgungskonzepten ist deshalb angebracht.

Stefan Schroeter, Energiejournalist (www.stefanschroeter.de)

Die Übersichtskarte zeigt das Szenario B 2030 aus dem NEP 2030, Version 2019.
Bild: VDE | FNN; Übertragungsnetzbetreiber: Netzentwicklungsplan Strom 2030, Version 2019, zweiter Entwurf

Begriffe

Blick in die Zukunft der Übertragungsnetze

Szenariorahmen

Seit dem Jahr 2011 erstellen die vier deutschen Übertragungsnetz-Betreiber 50 Hertz, Amprion, Tennet und Transnet-BW sogenannte Szenariorahmen. Darin beschreiben sie die möglichen Entwicklungen bei Stromerzeugung und -verbrauch für die nächsten zehn bis 20 Jahre. Seit 2016 legen sie diese Szenariorahmen in jedem geraden Kalenderjahr der Bundesnetzagentur vor.

Netzentwicklungsplan

Aus dem Szenariorahmen leiten die ÜNB den künftig notwendigen Ausbau ihrer Netze ab. Die dafür erforderlichen Projekte beschreiben sie alle zwei Jahre in einem Netzentwicklungsplan, der sich auf ein bestimmtes Zieljahr richtet. So gilt für den aktuellen NEP das Zieljahr 2030.

Bundesbedarfsplan

Alle vier Jahre erstellt die BNA aus dem NEP einen Entwurf für das Bundesbedarfsplan-Gesetz und übermittelt ihn an die Bundesregierung. Der Bundesbedarfsplan wurde erstmals im Jahr 2013 vom Bundestag beschlossen und im Jahr 2015 novelliert.

Mit der nächsten Novelle ist zum Jahresanfang 2020 zu rechnen.


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