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Der Weg ins Zeitalter der erneuerbaren Energien führt auch über neue Stromleitungen. Stromspeicher deponieren Energie.
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Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat am 22. Dezember 2017 den Netzentwicklungsplan Strom (NEP) und den Offshore-Netzentwicklungsplan (O-NEP) 2030 (Version 2017) bestätigt. Mit dem am 01. Januar 2017 in Kraft getretenen Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See (Windenergie-auf-See-Gesetz – WindSeeG) ergibt sich eine wesentliche Änderung im Prozess zur Ermittlung des Netzausbaubedarfs onshore und offshore. Auf Grundlage des WindSeeG wird der Offshore-Netzentwicklungsplan durch den sogenannten Flächenentwicklungsplan des Bundesamts für Seeschifffahrt und Hydrographie sowie durch Angaben im Netzentwicklungsplan abgelöst. Damit wird es keinen Offshore-Netzentwicklungsplan 2030, Version 2019 geben. Der O-NEP 2030, Version 2017, ist somit der letzte durch die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) erstellte Offshore-Netzentwicklungsplan.
Die Bestätigung des NEP 2030 (2017) umfasst insgesamt 96 Ausbau- und Verstärkungsmaßnahmen (von insgesamt 165 Maßnahmen, die die ÜNB eingebracht haben). Beim O-NEP 2030 (2017) wurden acht Maßnahmen bestätigt, davon fünf Anbindungen in der Ostsee und drei in der Nordsee.
Aus dem bestätigten NEP Strom 2030 (2017) ergeben sich im Vergleich zum Bundesbedarfsplan 2015 knapp 1.000 zusätzliche Trassenkilometer. Das Ende Dezember 2015 in Kraft getretene Bundesbedarfsplangesetz (BBPlG) sieht einen Bedarf von rund 2.550 km Neubautrassen und rund 3.100 km Optimierungs- und Verstärkungsmaßnahmen in bestehenden Trassen vor.
Das im Jahr 2015 novellierte Energiewirtschaftsgesetz sieht vor, dass die Übertragungsnetzbetreiber beginnend mit den Netzentwicklungsplänen 2030 zukünftig nicht mehr jährlich, sondern alle zwei Jahre einen gemeinsamen Netzentwicklungsplan und Offshore-Netzentwicklungsplan vorlegen. Der erste Netzentwicklungsplan wurde im Jahr 2012 der Bundesnetzagentur als zuständiger Regulierungsbehörde vorgelegt.
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Netzentwicklungsplan Strom
Sicherlich kann der Strombedarf in einem gewissen Umfang durch örtliche und regionale Stromerzeuger gedeckt werden. Die Bundesregierung hat deswegen 2011 die Förderung von Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen ausgeweitet. Das Ziel ist, bis 2020 einen KWK-Stromanteil von 25 Prozent zu erreichen. Das stärkt eine moderne und dezentrale Energieversorgung. Dennoch wird für den verbrauchslastigen Süden und Westen Deutschlands eine dezentrale Versorgung nicht ausreichen. Zum Beispiel die energieintensiven Chemiestandorte verbrauchen soviel Energie wie manche europäische Mitgliedstaaten. Das heißt, wir brauchen auch leistungsstarke Windenergie-Anlagen auf dem Meer, deren Strom in den Süden transportiert wird.
Eine pauschale Lösung kann der Bau von Stromtrassen entlang von Autobahnen nicht sein, unter anderem da für den Bau einer Stromtrasse besondere Anforderungen mit Blick auf den Strahlenschutz gelten.
Zur Nutzung der Stromleitungen der Bahn hat die Bundesnetzagentur eine Machbarkeitsstudie in Auftrag gegeben und im Juli 2012 vorgestellt. Demnach ist die parallele Nutzung der Bahnstromtrassen in bestimmten Fällen auf Teilstrecken technisch möglich. Allerdings sind damit oft hohe Kosten verbunden. Deswegen schlagen die Gutachter daher vor, Bahnstrom- und HGÜ-Freileitungen auf einem gemeinsamen Mastgestänge parallel zu führen. Hierfür wären jedoch die Strommaste der Bahn durch neue kombinierte Maste zu ersetzen, die technisch noch nicht entwickelt sind. Hinzu kommt: Es müssten Umrichter-Hallen gebaut werden, um die Gleichstromleitungen mit dem normalen Drehstromnetz koppeln zu können. Trotz dieser Punkte sollen aus Sicht der Bundesnetzagentur die Bahntrassen im Rahmen der weiteren räumlichen Fach- und Ausbauplanung des Übertragungsnetzes einbezogen werden.
Entlang von Bundesautobahnen gilt es, die Errichtung oberirdischer Hochspannungsleitungen weiterzuverfolgen. Dabei ist die Anbauverbotszone von 40 Metern zu berücksichtigen. Diese gewährleistet Verkehrssicherheit und lässt Raum eine bedarfsgerechte Erweiterung. In Betracht kommt daher eine parallele Stromtrassenführung mit einem Mindestabstand von 40 Metern. Dabei ist im Einzelfall zu prüfen, ob Auswirkungen auf die bestehende Infrastruktur und den Verkehr bestehen.
Auch eine Erdverlegung von Hochspannungsgleichstromübertragungs-Kabeln (HGÜ) entlang der Bundesautobahnen im Sinne einer Bündelung der Trassen (eine Verlegung im eigentlichen Straßengrundstück scheidet immer aus) ist im Einzelfall zu prüfen und anhand der betriebstechnischen Erfordernisse der Bundesautobahn zu bewerten.
Die genauen Kosten des Ausbaus des Übertragungsnetzes sind schwer zu prognostizieren. Aus den Angaben der Übertragungsnetzbetreiber ergeben sich für die bestätigten Netzentwicklungspläne 2024 Summen von etwa 18 Milliarden Euro für den Netzausbau an Land und etwa 15 Milliarden Euro für den Offshore-Netzausbau. Darin enthalten sind allerdings noch keine Mehrkosten für eine mögliche Erdverkabelung an Land. Je nach den genauen Trassenverläufen können die tatsächlichen Summen mehr oder weniger stark von diesen Angaben abweichen.
Gezahlt werden die Kosten von den Verbrauchern über die Netzentgelte, die Teil des Strompreises sind. Dieser enthält aber auch noch andere Umlagen, Abgaben und Steuern sowie natürlich die Erzeugungskosten. Wie sich der Netzausbau auf den Strompreis auswirkt, lässt sich nicht genau vorhersagen.
Genauso wie die Kraftwerke und die Speicher ist auch der Bau beziehungsweise die Modernisierung der Strom- (und Gas-)leitungen Sache der Unternehmen, denen diese Leitungen auch gehören. Dies sind die großen Übertragungsnetzbetreiber beziehungsweise die zahlreichen, oft lokalen, Betreiber der Verteilnetze.
Aufgabe der Bundesnetzagentur beziehungsweise der Regulierungsbehörden der Länder ist es, die Kosten für Netzausbau und –betrieb zu kontrollieren. Die Bundesnetzagentur wurde auch mit der Entwicklung eines Netzentwicklungsplans für die Übertragungsnetze beauftragt. Sie wird auch die Behörde sein, die die Anträge der Übertragungsnetze auf länderübergreifende Leitungen prüft und diese, sofern alle gesetzlichen Bestimmungen eingehalten werden, genehmigt.
Die Netzausbauplanung verläuft in fünf Schritten.
Jedes Jahr erarbeiten die vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) gemeinsam einen Szenariorahmen. Darin schätzen sie ein, wie sich Stromerzeugung und -verbrauch in den kommenden zehn Jahren entwickeln. Alle Bürgerinnen und Bürger erhalten die Möglichkeit zur Stellungnahme. Die Bundesnetzagentur berücksichtigt die Ergebnisse bei der Genehmigung des Szenariorahmens (erstmals erfolgt im Dezember 2011.).
Die Übertragungsnetzbetreiber berechnen auf der Grundlage des Szenariorahmens, wo das Stromnetz verstärkt werden muss. Sie entwerfen einen sogenannten 10jährigen Netzentwicklungsplan. Die Bundesnetzagentur beschreibt und bewertet die möglichen Umweltfolgen dieses Plans in einem Umweltbericht. Der Netzentwicklungsplan und der Umweltbericht werden ebenfalls öffentlich zur Diskussion gestellt. Anschließend wird der NEP unter Berücksichtigung der Ergebnisse der Behörden- und Öffentlichkeitsbeteiligung von der Bundesnetzagentur bestätigt.
Netzentwicklungsplan und Umweltbericht bilden die Grundlage für einen Bundesbedarfsplan, der in Form eines Bundesgesetzes erlassen wird. In dem Bundesbedarfsplangesetz legt der Bundesgesetzgeber alle energiewirtschaftlich notwendigen Leitungsvorhaben fest.
Für länderübergreifende und grenzüberschreitende Höchstspannungsleitungen bestimmt die Bundesnetzagentur anschließend im Verfahren der sogenannten Bundesfachplanung verbindliche Trassenkorridore. Dabei handelt es sich um einen bis zu 1.000 Meter breiten Korridor, in dem die Stromleitung später verlaufen soll. An die Bundesfachplanung schließt sich ein Planfeststellungsverfahren an. Darin wird entschieden, wo genau innerhalb des zuvor festgelegten Korridors die neue Leitung verlaufen wird.
Zuständig für die Planfeststellungsverfahren sind Landesbehörden. Sowohl bei der Bundesfachplanung als auch bei der Planfeststellung kommt es darauf an, Korridore und Trassen zu finden, bei denen die Belastungen für Mensch und Umwelt so gering wie möglich gehalten werden. Höchstspannungsleitungen, die lediglich innerhalb eines Bundeslandes errichtet und betrieben werden, werden ausschließlich durch Landesbehörden zugelassen. Eine Bundesfachplanung gibt es hier nicht; stattdessen werden Raumordnungsverfahren und anschließend ebenfalls ein Planfeststellungsverfahren durchgeführt.
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Das Verfahren - Netzausbau in fünf Schritten
Seit 2011 sieht das EnWG die Erstellung eines Netzentwicklungsplans für das Elektrizitäts-Übertragungsnetz sowie eines Netzentwicklungsplans für das Gas-Fernleitungsnetz durch die Netzbetreiber vor.
Der Netzentwicklungsplan (NEP) ist der von den vier deutschen Übertragungsnetzbetreibern ausgearbeitete Plan zum Ausbau der deutschen Stromübertragungsnetze. Einen ersten Entwurf für einen NEP haben die Übertragungsnetzbetreiber Ende Mai 2012 vorgestellt. Aus dem NEP erarbeitete die Bundesnetzagentur den sogenannten Bundesbedarfsplan. Die entsprechende gesetzliche Regelung dazu, das Bundesbedarfsplangesetz, trat erstmals im Juli 2013 in Kraft. Es sieht vor, bundesweit 2.800 Kilometer neue Trassen zu bauen. Darüber hinaus sind 2.900 Kilometer bestehender Stromleitungen zu verbessern und zu verstärken.
Das aktuelle Bundesbedarfsplangesetz beruht auf der dritten Bedarfsermittlung und trat Ende Dezember 2015 in Kraft. Es sieht einen Bedarf von rund 2.550 km Neubautrassen und rund 3.100 km Optimierungs- und Verstärkungsmaßnahmen in bestehenden Trassen vor.
Um Veränderungen auf dem Strommarkt Rechnung zu tragen, erarbeitet die Bundesnetzagentur mittlerweile jedes zweite Jahr einen neuen Netzentwicklungsplan mit Umweltbericht. Ergänzend gibt es den Netzentwicklungsplan Offshore, der die Netzentwicklung für die Windenergieanlagen im Meer prognostiziert. Bürger und Verbände können für beide Pläne Stellungnahmen abgeben und sich so an dem Verfahren beteiligen.
Gegenwärtig steht der Szenariorahmen zum Netzentwicklungsplan Strom (NEP) und zum Offshore-Netzentwicklungsplan (O-NEP) 2030 zur Diskussion. Damit wird der Prozess zur Feststellung des notwendigen Netzausbaus bis zum Jahr 2030 beziehungsweise 2035 fortgeschrieben. Im Szenariorahmen beschreiben die vier Übertragungsnetzbetreiber die Bandbreite der wahrscheinlichen Entwicklung der installierten Kapazitäten erneuerbarer Energien und konventioneller Kraftwerke sowie die Entwicklung des Stromverbrauchs in den nächsten zehn beziehungsweise 20 Jahren.
Die Bundesnetzagentur (BNetzA) hat mindestens alle vier Jahre den bestätigten NEP an die Bundesregierung als Entwurf des Bundesbedarfsplans zu übermitteln. Da der Bundesbedarfsplan zuletzt Ende 2015 novelliert wurde, ist davon auszugehen, dass der NEP 2030, Version 2019, nach Bestätigung durch die Bundesnetzagentur in der zweiten Jahreshälfte 2019 die Grundlage für die nächste Anpassung des Bundesbedarfsplans durch die Bundesregierung, den Bundestag und den Bundesrat bildet.
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Netzentwicklungsplan 2030
Die Übertragungsnetzbetreiber haben für den Netzentwicklungsplan 2012 für den Ausbau des Höchstspannungsnetzes Kosten in Höhe von ca. 21 Milliarden Euro veranschlagt. Ob die von ihnen in dem NEP vorgeschlagenen Maßnahmen auch alle realisiert werden (siehe oben beschriebenes Verfahren), ist derzeit noch offen. Insofern lässt sich auch die Frage der konkreten Kosten noch nicht beantworten.
Deutschland hat eines der zuverlässigsten Stromversorgungssysteme der Welt. Dass der Strom ausfällt, ist äußerst unwahrscheinlich - selbst bei Minustemperaturen. Verschiedene Studien belegen, dass die Versorgungssicherheit am Strommarkt oberhalb von 99,99 Prozent liegt. Versorgungsunterbrechungen dauerten 2016 durchschnittlich 12,8 Minuten je Verbraucher. Das ist deutlich niedriger als in anderen Industriestaaten.
Schließlich ist der Strommarkt so angelegt, dass er jederzeit für einen Ausgleich von Angebot und Nachfrage sorgt. Das gelingt, obwohl der Anteil an schwankender erneuerbarer Energie stetig wächst. Dennoch will die Bundesregierung auch das vorhandene geringe Ausfallrisiko noch weiter verringern.
Um die Netze transportfähig zu halten und die Stromversorgung sicherzustellen, gibt es mehrere Arten von Reserven. Sie werden regelmäßig an den Bedarf angepasst. So etwa nach der Erfahrung mit der länger andauernden Kältewelle in Europa im Januar 2017. Während dieser Zeit war die Lage der elektrischen Energieversorgung insbesondere in Frankreich angespannt. Nicht zuletzt wegen der grenzüberschreitenden Netze mussten sich in Deutschland die Übertragungsnetzbetreiber anstrengen, um das System zu sichern. Der Strommarkt selbst konnte jedoch die Nachfrage jederzeit bedienen. Denn Erzeugungskapazitäten standen in ausreichendem Maße zur Verfügung. Trotzdem hat die Bundesregierung das Sicherheitsniveau für die Bemessung der Netzreserve erhöht. Zusätzlich hat sie die Netzbetreiber aufgefordert, besondere netztechnische Betriebsmittel zu beschaffen. Ab Herbst 2019 will sie außerdem eine Kapazitätsreserve von zunächst zwei Gigawatt ausschreiben.
Die Bundesregierung hat die Versorgungssicherheit gerade in den verbrauchsstarken und ökostromarmen Wintermonaten erhöht. Die Netzbetreiber haben in Abstimmung mit der Bundesnetzagentur für den Winter (2015/2016) etwa 6,7 Gigawatt Kraftwerksleistung an Reservekapazität bestätigt.
Für den Ausbau des Stromnetzes brachte die Bundesregierung in den letzten Jahren verschiedene Gesetze auf den Weg. Solange erneuerbare Energien allerdings ungenutzt bleiben, weil das Netz die dezentral angebotene Strommenge nicht komplett transportieren kann, sind weitere Anstrengungen nötig. Auf Initiative des Bundeswirtschaftsministeriums entwickelt eine branchenübergreifende Arbeitsgruppe zum Netzausbau deshalb derzeit ergänzende Maßnahmen. Diese sollen in den nächsten Jahren wirksam werden.