Im bundesweiten Durchschnittlich entfallen ca. 20 Prozent des Strompreises auf die Netzentgelte.

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1 Schwerin Antworten der 50Hertz Transmission GmbH auf den Fragenkatalog zur öffentlichen Anhörung Bundesweit einheitliches Netzentgelt einführen: Kosten für den Netzausbau regional fair verteilen am 5. November Oktober Hertz Transmission GmbH Oliver Feix Leiter Kommunikation/Public Affairs Eichenstraße 3A Berlin 1. Bundeseinheitliches Stromnetzentgelt / Anreizregulierung 1.1 Welcher Anteil am Strompreis entfällt derzeit auf die Netzentgelte, wie hat sich dieser Anteil im Bundesdurchschnitt für Haushalts-, Gewerbe- und Industriekunden innerhalb der letzten 15 Jahre entwickelt Im bundesweiten Durchschnittlich entfallen ca. 20 Prozent des Strompreises auf die Netzentgelte Welche Prognosen können für die kurz- und mittelfristige Entwicklung der Netzentgelte in Deutschland abgegeben werden? Mittelfristig werden die heute zu beobachtenden großen Unterschiede zwischen den Bundesländern und Regionen in Deutschland geringer werden, da der Schwerpunkt des Übertragungsnetz-Ausbaus in den westdeutschen Bundesländern liegen wird. Die Netzentgelte auf Übertragungsnetzebene (ÜNB-Ebene) sind in der 50Hertz-Regelzone 2014 leicht gesunken, während sie in den Regelzonen der anderen drei ÜNB (teilweise deutlich) gestiegen sind. Trotzdem sind die Netzentgelte in der 50Hertz-Regelzone nach wie vor die deutschlandweit höchsten. In Zukunft ist davon auszugehen, dass die Netzentgelte der ÜNB weiter steigen werden (speziell aufgrund der Ausbaukosten on- und offshore). 1.3 Wie stark variieren die Netzentgelte im Bundesländervergleich (bitte jeweils getrennt für Haushalts-, Gewerbe- und Industriekunden angeben)? Siehe Antwort auf Frage Worin liegen die wesentlichen Ursachen für regionale Strompreisunterschiede in Deutschland begründet und warum belegen die ostdeutschen Bundesländer Spitzenplätze bei den Netzentgelten?

2 Die Netzentgelte stellen den einzigen regional unterschiedlichen Bestandteil des Strompreises dar. In den ostdeutschen Bundesländern ist ein hoher Anteil erneuerbarer Energien installiert, was für die Netzbetreiber zu hohen Investitionen in den Netzausbau und in die Integration des volatilen erneuerbaren Stroms ins elektrische System führt (also mit betrieblichen Kosten wie Abregelungskosten für erneuerbare Energien-Anlagen (EE- Anlagen) Re-Dispatch verbunden ist). Diese Kosten werden nicht bundesweit gewälzt, verbleiben so in den ostdeutschen Bundesländern und führen dort zu einer überproportionalen Belastung der Verbraucher. Hinzu kommt, dass aufgrund der vergleichsweise dünnen Besiedelung im Osten Deutschlands die Kosten auf eine relativ geringe Anzahl von Verbrauchern gewälzt werden, was die Netzentgelte für die einzelnen Verbraucher zusätzlich erhöht. 2/ Wie unterscheiden sich die Netzentgelte im ländlichen und im städtischen Raum in Mecklenburg-Vorpommern? In den kreisfreien Städten Rostock und Schwerin sowie in den Städten Greifswald, Stralsund und Neubrandenburg liegen die VNB-Netzentgelte im bundesweit betrachtet unteren Bereich mit weniger als 6,5 ct/kwh. In den ländlichen Regionen Mecklenburg-Vorpommerns werden dagegen fast ausnahmslos mehr als 8,5 ct/kwh fällig, womit die Netzentgelte dort im deutschlandweiten Vergleich sehr hoch sind. Diese Unterschiede liegen darin begründet, dass die Erzeugung aus erneuerbaren Energien im ländlichen Raum höher, die Zahl der Verbraucher jedoch niedriger ist als im städtischen Raum. 1.6 Wie setzen sich die Netznutzungskosten für die unterschiedlichen Netzebenen zusammen? Die Übertragungsnetzentgelte machen rund Prozent der gesamten Netzentgelte aus. 1.7 Welchen Bestandteil der Netzkosten machen die aus der Übertragungsnetzebene zu übernehmenden Entgeltbestandteile für die Endverbraucher in der 50Hertz- Regelzone aus, welchen Bestandteil haben diese Kosten in den Regelzonen der anderen drei Übertragungsnetzbetreiber? Der Bestandteil der Netznutzungskosten der Übertragungsnetzbetreiber am Haushalts-Strompreis beträgt circa 3,5%. Dieser Bestandteil ist für alle Regelzonen in einer ähnlichen Größenordnung. 1.8 Welche Auswirkungen (Vor- und Nachteile) hätte die Einführung eines bundesweit einheitlichen Netzentgeltes auf die Strompreise in Mecklenburg-Vorpommern und wie würde sich die Höhe der durchschnittlichen Netzentgelte in den anderen Bundesländern entwickeln.

3 Die Auswirkungen der Einführung eines bundesweit einheitlichen Netzentgeltes wurden in einer Studie der TU Dresden untersucht. Bei einer sofortigen Einführung würde Mecklenburg-Vorpommern unmittelbar um 1,5 bis 2,5 Cent/kWh entlastet. 3/ Welche Auswirkungen könnte dies auf M-V, die gewerbliche Wirtschaft und die privaten Haushalte haben? Auf der Basis des Leitszenarios der Studie der TU Dresden, das die Auswirkungen für das Jahr 2023 betrachtet, wird mit einer Entlastung der Haushalts- und Gewerbeverbraucher von 3,6 ct/kwh sowie einer Entlastung der Industrieverbraucher um 1,78 ct/kwh gerechnet. Für einen 3-Personen- Haushalt ergibt sich eine durchschnittliche jährliche Entlastung von 140 Euro Inwiefern können ländliche Regionen und Flächenländer von einem bundeseinheitlichen Netzentgelt profitieren? Dünn besiedelte Regionen, bei denen wenige Verbraucher die Netzkosten zahlen, und Regionen mit hohen Anteilen an EE-Anlagen, mit höheren Netzintegrationskosten, würden entlastet. Siehe Antworten zu den Fragen 1.4 und Welche Auswirkungen haben vermiedene Netzentgelte auf das Land, die gewerbliche Wirtschaft und die privaten Haushalte? Bei den vermiedenen Netzentgelten (vnne) handelt es sich um ein rechtliches Konstrukt aus den Anfangszeiten des Erneuerbaren-Ausbaus. Zugrunde lag der Gedanke, dass sämtlicher vor Ort erzeugte Strom auch vor Ort verbraucht werden könnte und damit der Netzbedarf in dieser Region tendenziell geringer wäre. Der Ausbau der volatilen EE-Anlagen führt jedoch nicht zu weniger, sondern zu gesteigertem Netzbedarf dies insbesondere durch die teils massive Rückspeisung in die vorgelagerten Netze. Im Jahr 2013 sind den Verbrauchern in der 50Hertz-Regelzone durch vermiedene Netzentgelte für volatil einspeisende EE-Anlagen zusätzliche Kosten in Höhe von über 100 Millionen Euro entstanden. Diese Tendenz ist stark steigend. Da die vermiedenen Netzentgelte höher sind, je mehr volatil einspeisende EE-Anlagen (Wind und Photovoltaik) in einer Region installiert sind, kann davon ausgegangen werden, dass ein überdurchschnittlich hoher Anteil dieser Kosten auch weiterhin im Nordosten verbleiben würde. Diese Belastung einzelner Regionen ist jedoch weder sachgerecht noch war sie je vom Gesetzgeber intendiert. Eine Abschaffung der Regelungen zu vermiedenen Netzentgelten für volatil einspeisende EE-Anlagen würde die Verbraucherinnen und Verbraucher im Netzgebiet von 50Hertz entlasten - in der Summe sogar, wenn durch die Abschaffung der vnne die EEG-Umlage leicht steigen würde. Nähere Informationen können unserem beigefügten Positionspapier zur Netzentgeltsystematik entnommen werden.

4 1.19 Wird das derzeitige System der Erhebung der Netzentgelte den Zielen und Anforderungen der Energiewende gerecht? Das derzeitige System der Erhebung der Netzentgelte fördert das Ziel der Energiewende bzgl. des Ausbaus Erneuerbarer Energien nicht, da jene Regionen mit hohen EEG-Ausbauzahlen bei den Netzentgelten benachteiligt werden. Aufgrund des Ausbaus volatil einspeisender erneuerbarer Energien sind die Netzentgelte in den ostdeutschen Bundesländern, vor allem auch in Teilen Mecklenburg-Vorpommerns, deutlich höher sind als in anderen Regionen. Netzbetreiber, in deren Netzgebiet ein hoher Anteil an EE- Anlagen installiert ist, weisen nicht nur hohe Investitionen in den Netzausbau auf, sondern haben auch sehr hohe betriebliche Kosten für die Integration des volatilen erneuerbaren Stroms ins elektrische System. All dies wird nicht deutschlandweit umgelegt (gewälzt), sondern verbleibt in der Regelzone des jeweiligen Übertragungsnetzbetreibers und führt dort zu überproportional hohen Strompreisen, wo der erneuerbare Strom produziert, aber nur wenig verbraucht wird: speziell Im Norden und Osten Deutschlands. Und das, obwohl diese Regionen einen Überschuss an günstigem, grünem Strom verzeichnen. 4/16 2. Entwicklungsbedarfe und Netzausbau im Rahmen der Energiewende 2.1 Welche Leistungen und Mengen elektrischer Energie werden bis zum Jahr 2020 in Mecklenburg-Vorpommern erzeugt und verbraucht? Auf der Basis des Szenarios NEP B 2025 wird der Anteil der Erneuerbaren- Kapazitäten in Mecklenburg-Vorpommern bis zum Jahr 2025 weiter auf circa 7,9 GW steigen. Die gesicherte Leistung wird bis im Szenario B ,9 GW betragen. Dieser Erzeugung steht eine maximale Last (Verbrauch) von circa 1,3 GW entgegen folglich wird die Rolle des Landes als Energie- Exportregion weiter steigen und der Netzausbedarf sogar leicht zunehmen. 2.2 Welche technischen, ökonomischen und energiepolitischen Anforderungen ergeben sich daraus? Durch den Zubau von EE-Anlagen wird der Strom vielfach nicht mehr in großen Kraftwerken dort produziert, wo er verbraucht wird, sondern in dezentralen Anlagen in Gegenden, wo die erneuerbaren Energien am besten genutzt werden können. Diese Standorte liegen vor allem was die Windenergie angeht häufig in Nord- und Ostdeutschland, beispielsweise in Mecklenburg-Vorpommern. Schon heute produzieren viele Regionen an immer mehr Zeitpunkten mehr Strom, als sie selbst verbrauchen. Der Überschuss muss in die Verbrauchszentren in Süd- und Westdeutschland transportiert werden, die diesen Strom gut gebrauchen können. Darum verstärkt 50Hertz das Netz und baut neue Leitungen dort, wo es notwendig ist.

5 2.3 Welcher Netzausbaubedarf besteht bei den gegenwärtigen energiepolitischen Planungen des Bundes sowie des Landes für die unterschiedlichen Spannungsebenen bis zum Jahr 2020, 2030 und bis zum Jahr 2050, um die jeweiligen aktuellen Energiewende-Ziele zu erreichen? 5/16 Am steigenden Nord-Süd-Transportbedarf, der im Bundesbedarfsplan festgestellt ist, hat sich durch die Reform des EEG nichts Grundlegendes geändert. Durch die Reduzierung von erneuerbaren Energien mit hohen Volllaststunden (Biomasse und Offshore-Windenergie) wird der notwendige Onshore-Wind-Ausbau zur Erreichung der Ziele der Bundesregierung für 2025 eher leicht ansteigen. Durch die weitere Entwicklung windstärkerer Standorte ist mit einer Verlagerung des Onshore- Windausbaus in Richtung Nordosten zu rechnen. Zudem ist bei der Offshore-Windenergie in der Ostsee keine deutliche Reduzierung der bislang angesetzten Ausbauziele zu erwarten. Dort war schon in den Offshore- Netzentwicklungsplänen 2012 und 2013 ein im Vergleich zur Nordsee realistischerer Zubau prognostiziert worden, der auch im Einklang steht mit den neuen, nationalen Zielen des Offshore-Ausbaus. 2.4 Auswirkungen der EEG-Reform 2014 auf den Netzausbaubedarf: Welcher Änderungsbedarf ergibt sich aufgrund der im EEG 2014 formulierten Ausbaukorridore für Erneuerbare Energien an den Festlegungen im Netzentwicklungsplan (NEP) sowie im Offshore- Netzentwicklungsplan Strom (O-NEP)? Siehe Antwort auf Frage Wie verteilen sich nach aktuellem Planungsstand die notwendigen Investitionskosten für die Erneuerung sowie den Ausbau der Übertragungsnetze bis zum Jahr 2020 auf die Netzgebiete der vier Übertragungsnetzbetreiber? (enthält ehemals 2.4) Der Schwerpunkt des geplanten Übertragungsnetzausbaus liegt laut Bundesbedarfsplangesetz 2012 stärker in den alten Bundesländern. Das Investitionsvolumen für den Onshore-Netzausbau beträgt bis 2024 bundesweit circa 22 Milliarden Euro, der Anteil von 50Hertz an dieser Summe liegt bei circa 22% (circa 5 Milliarden Euro). Die Offshore-Kosten Deutschlands von rund Milliarden Euro werden bundesweit gewälzt. 2.7 Wie wirken sich die voraussichtlichen Netzausbaukosten auf die Entwicklung der Netzentgelte für Haushalts-, Gewerbe- und Industriekunden aus und welche Folgen hat der steigende Investitionsbedarf in den Netzausbau im Zusammenhang mit der regional ungleichen Verteilung der Netzkosten? Siehe Antwort auf Frage 2.5. Da sich der Schwerpunkt des Netzausbaus in kommenden Jahren vor allem auf die alten Bundesländer konzentriert, wird es in der Folge zu einer tendenziellen Annäherung der Netzentgelte

6 kommen, immer voraus gesetzt, die EEG-Integrationskosten zur Bewirtschaftung von Netzengpässen (Re-Dispatch, Abregelung, vermiedene Netzentgelte ) gehen nicht noch weiter auseinander und konterkarieren diese Tendenz. 6/ Welche Möglichkeiten und Potentiale zur Reduktion des Netzausbaubedarfs bestehen? Die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien konzentriert sich dort, wo die Wind- bzw. Sonnenausbeute am höchsten ist und die entsprechenden Flächen zur Verfügung stehen. In der Folge findet ein großer Anteil der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien in relativ dünn besiedelten Regionen mit viel Wind bzw. viel Sonne statt. In der Regel wird von den vielen dezentralen Erzeugern mehr produziert als vor Ort verbraucht werden kann. Zumindest zu bestimmten Zeiten wird ein erheblicher Überschuss von der Verteilnetzebene an die Transportnetzebene (die Ebene der Übertragungsnetze) nach oben gegeben und darüber in die teils weit entfernten Verbrauchszentren transportiert. Mit dem Umbau der Stromerzeugung wird deshalb auch ein Umbau der Transportinfrastruktur notwendig. Dezentrale Stromproduktion bedeutet daher nicht automatisch die Einsparung von Stromleitungen tatsächlich entsteht mehr Netzausbaubedarf, sowohl auf der Transport- als auch auf der Verteilnetzebene. Denn dezentral bedeutet nicht automatisch verbrauchsnah. Auch sind die Kosten für den Ausbau der Leitungen um ein Vielfaches niedriger als eine dezentrale Ansiedlung von Kraftwerken und Erzeugungsanlagen entsprechend der jeweils vorhandenen Nachfrage. Zudem ist eine autarke Eigenversorgung einzelner Regionen nur in Einzelfällen möglich: Insbesondere der Strombedarf für Industrie und Gewerbe lässt sich mit einem rein dezentralen Konzept nicht decken. Zu diesem Ergebnis kommt eine Studie des Umweltbundesamtes zur Modellierung einer vollständig auf erneuerbaren Energien basierenden Stromerzeugung im Jahr 2050 in autarken, dezentralen Strukturen aus dem Jahr Der Netzausbau ist auch deshalb grundsätzlich sinnvoller als eine regional eigenständige Stromversorgung, weil er großräumig Unterschiede bei der zeitlich und räumlich fluktuierenden Erneuerbaren-Einspeisung ausgleicht und Standorte mit hohem Erneuerbaren-Erzeugungspotenzial mit den Lastzentren verbindet. Dennoch gibt es Parameter, um den Netzausbau auf das notwendige Maß zu reduzieren. Ein Netz sollte nicht für die letzte kwh ausgebaut werden, so kann beispielsweise die angedachte Kappung von EEG-Spitzen den Netzausbaubedarf bei ÜNB und VNB leicht senken. Auch neue Speicher können, systementlastend eingesetzt, den Netzausbedarf verringern, allerdings erst bei deutlich höheren Anteilen erneuerbarer Energien (ca % des Verbrauchs) im elektrischen System.

7 2.9 Welche Möglichkeiten der Netzoptimierung und Netzverstärkung sind bereits umgesetzt bzw. noch umsetzbar? Die Identifizierung des Netzausbaubedarfs erfolgt nach dem NOVA-Prinzip: Netz-Optimierung vor Verstärkung vor Ausbau. Im Zuge der Energiewende verstärkt 50Hertz die Stromübertragungsfähigkeit der bestehenden Leitungen, zum Beispiel beim Projekt Bertikow Pasewalk. Die 380-kV-Freileitung Bertikow Pasewalk soll im Nordosten der 50Hertz- Regelzone die Stromübertragungsfähigkeit erhöhen und im Zuge der Energiewende die Versorgungssicherheit in den Regionen für Unternehmen und Haushalte gewährleisten. Zwischen Bertikow und Pasewalk verläuft bereits eine Höchstspannungsleitung mit 220-kV. Diese wird durch 50Hertz beim Netzausbau durch eine 380-kV-Freileitung ersetzt. Für die leistungsfähigere 380-kV-Freileitung werden auf den rund 30 Kilometern Länge neue Masten zwischen den Umspannwerken Bertikow in Brandenburg und Pasewalk in Mecklenburg-Vorpommern errichtet. 50Hertz hat außerdem im Jahr 2013 eine innovative Neubeseilung der hochbelasteten Leitung von Remptendorf (Thüringen) nach Redwitz (Bayern) mit Hochtemperaturseilen im Abschnitt Südthüringen fertigstellt mit der eine deutliche Transportkapazitätserhöhung ohne Neubau erreicht wurde. 7/ Durch welche weiteren Maßnahmen können die Netzkosten, durch welche Maßnahmen kann der Netzzubaubedarf gesenkt werden? Die Netzkosten können durch die Realisierung notwendiger Netzausbaumaßnahmen deutlich gesenkt werden, da auf diese Weise der Bedarf für Re-Dispatch-Maßnahmen und die Kosten der Entschädigung für Einsenkungen von EE-Anlagen erheblich gesenkt wird. Dieser Zusammenhang zeigt sich schon heute beispielsweise bei der Windsammelschiene/380-kV-Nordleitung von Schwerin nach Geesthacht. Siehe auch Antwort auf Frage Welche Kriterien müssen beim Ausbau der Netze beachtet werden (Abstände zu Wohnhäusern, Umweltauflagen, etc.?) Es gelten die gesetzlichen Bestimmungen der 26. Bundesemissionsschutzverordnung und der Fauna-Flora-Habitat-Richtlinie der Europäischen Gemeinschaft (FFH-Richtlinie, 92/43/EWG). 50Hertz setzt sich für den Einklang zwischen Netzausbau und Natur ein und arbeitet eng mit lokalen Umwelt- und Forstbehörden zusammen. Gemeinsam mit ihnen planen wir die Leitungskorridore, um die Landschaft so gut wie möglich zu schonen und stark bevölkerte Gegenden möglichst zu meiden. Wo immer es möglich ist, werden Leitungen mit bereits existierenden Oberleitungen und anderen Infrastrukturen gebündelt oder gemeinsame Korridore genutzt.

8 Des Weiteren sichern Gesetze und Verordnungen den Schutz von Mensch und Natur. Sie legen zum Beispiel die Grenzwerte für elektromagnetische und elektrische Felder fest oder bestimmen, wie etwa die Flora-Fauna- Habitat-Richtlinie der Europäischen Union, welche Maßnahmen in welchem Umfang in Naturschutzgebieten durchgeführt werden dürfen. In Bezug auf die Abstände zu dichtbesiedelten Gebieten gibt es zwar keine vorgeschriebenen Mindestabstände in Metern, 50Hertz muss jedoch als Vorhabenträger die Grenzwerte des Bundesimmissionsrechts einhalten. Dieses schreibt Grenzwerte für magnetische und für elektrische Felder in Abhängigkeit zum Leiterseil vor. Die deutschen Grenzwerte für elektrische und magnetische Strahlung sind im internationalen Vergleich bereits streng und haben sich bewährt. In Deutschland richten sich die Grenzwerte nach der maximalen Anlagenauslastung, die aus Systemsicherheitsgründen aber nur in den seltensten Fällen und nur für kurze Zeiträume tatsächlich erreicht wird. 8/ Welche konkreten Trassenplanungen gibt es für Mecklenburg- Vorpommern auf den unterschiedlichen Spannungsebenen? Die 380-kV-Freileitung Bertikow Pasewalk befindet sich zurzeit in der Bundesfachplanung. Die Freileitung soll im Nordosten der 50Hertz- Regelzone die Stromübertragungsfähigkeit erhöhen und im Zuge der Energiewende die Versorgungssicherheit in den Regionen für Unternehmen und Haushalte gewährleisten. Zwischen Bertikow und Pasewalk verläuft bereits eine 220-kV-Höchstspannungsleitung. Diese wird durch 50Hertz durch eine 380-kV-Freileitung ersetzt. Für die leistungsfähigere 380-kV- Freileitung werden auf den rund 30 Kilometern Länge neue Masten zwischen den Umspannwerken Bertikow in Brandenburg und Pasewalk in Mecklenburg-Vorpommern errichtet. Zudem erfordert die Anbindung der Offshore-Windparks (OWP) in der Ostsee Maßnahmen zur Netzanbindung. Die Realisierung der Netzanbindung des OWP Baltic 2 steht vor dem Abschluss. Für die Netzanbindung des Clusters Westlich Adlergrund wurden die Antragsunterlagen zur Genehmigung eingereicht, für die Anbindung des Clusters Westlich Arkonasee wird das Genehmigungsverfahren zurzeit vorbereitet In einem vom Bundesrat 2012 eingebrachten Gesetzentwurf zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes (17/11369) kommt der Vorrang der Erdverkabelungen beim Ausbau der Stromnetze deutlicher als bisher im Energiewirtschaftsrecht zum Ausdruck. Daraus ergeben sich folgende Fragen: 2.18 Welche praktischen Erfahrungen konnten bislang mit Erdverkabelungen gemacht werden, wann ist es sinnvoll, Erdkabel zu verwenden und welche Mehrkosten verursachen Erdverkabelungen? 50Hertz hat als einer der wenigen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) auf europäischer Ebene sowohl bei Freileitungen als auch bei

9 Drehstromkabelanlagen jahrzehntelange praktische Erfahrung im Höchstspannungsbereich. Ob eine Stromleitung als Freileitung oder Erdkabel gebaut wird, ist stets eine Einzelfallentscheidung, bei der unterschiedliche Faktoren bedacht werden müssen. Während Kosten und Umwelteinflüsse der ober- und unterirdischen Transporttechnologien oft thematisiert werden, sind die unterschiedlichen Erfahrungswerte im Betrieb kaum bekannt. 9/16 Bei den Überlegungen zum richtigen Einsatz technischer Alternativen ist das Verhalten der Kabel im Betrieb von zentraler Bedeutung. Die Verbindungsstücke zwischen den Kabelteilen sind bislang oft Schwachstellen, die zu längeren Ausfallzeiten führen. Ein Kabelfehler am 220-kV-VPE-Kabelfehler in Berlin-Adlershof im Jahre 2009 zog eine Ausfallzeit von 18 Monaten nach sich. In der Folge entstanden bedeutende Schäden an der Anlage und Beeinträchtigungen der Anwohner. Ein Anlagenbrand und eine Beschädigung nach einer Explosion eines Kabelendverschlusses des 380-kV-VPE-Kabels im Umspannwerk Marzahn führten im Jahr 2009 zu einer Ausfallzeit von 10 Monaten. Bei einem breiteren Einsatz von 380-kV-Kabeln in der Zukunft muss sichergestellt sein, dass trotz solcher Reparaturzeiten auch die Versorgungssicherheit entsprechend berücksichtigt wird. Die Umsetzung einzelner Pilotvorhaben (hier erdverlegter Kabelanlagen), wie im Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) und im novellierten EEG vorgesehen, ist der richtige Weg, um weitere Erfahrungen im Betrieb zu sammeln und die Kabel im Höchstspannungsbereich zu testen und weiterzuentwickeln. Die Mehrkosten eines 400-kV-AC-Kabels gegenüber einer Freileitung lassen sich nicht pauschal beziffern, da diese u.a. von örtlichen Gegebenheiten abhängig sind, durch welche das Kabel verlegt werden soll. Grundsätzlich kann jedoch davon ausgegangen werden, dass die Investitionskosten für 400-kV-AC-Kabel vier bis zehn Mal höher sind als die von Freileitungen; für Kabel im Tunnel beträgt der Faktor etwa 11. Weitere Mehrkosten gegenüber Freileitungen entstehen durch die geringere Lebensdauer und die aufwändigeren Reparaturen und Wartungen. 3. Anpassung der Netze an die Erfordernisse der Energiewende / Anforderungen an einen sicheren und stabilen Betrieb der Stromnetze 3.1 Welches sind die wesentlichen Faktoren für sichere und stabile Netze und welches sind die wesentlichen Herausforderungen? Durch den starken Zubau von EE-Anlagen ergeben sich für den sicheren Systembetrieb neue Herausforderungen. Dazu gehören zum Beispiel die schwankende Einspeisung von Wind- und Photovoltaik-Anlagen und damit verbundene Prognoseschwierigkeiten. Belastbare Einspeiseprognosen sind daher der Schlüssel für einen sicheren Systembetrieb. Durch die Änderung in der Erzeugungsstruktur ist zudem die Netzbelastung rasant gestiegen, da

10 der Netzausbau hat in den vergangenen Jahren nicht mit dem starken Ausbau der erneuerbaren Energien Schritt halten konnte. Aufgrund dessen kommt es in den vergangenen Jahren zur Wahrung der Systemsicherheit immer häufiger zu Eingriffen in Netz und Markt (Re-Dispatch und Abregelung EE-Anlagen), die die Verbraucher jedes Jahr hohe zweistellige Millionenbeträge kosten. 10/ Welche zusätzlichen Herausforderungen für die Netzstabilität entstehen möglicherweise durch die aktuelle EEG-Reform 2014; beispielsweise durch die Einführung einer verpflichtenden Direktvermarktung für Erneuerbare Energien? Nach der EEG-Reform müssen Maßnahmen zur System- und Netzintegration der Erneuerbaren implementiert werden. Die im Gesetzentwurf enthaltene verpflichtende Direktvermarktung, die verpflichtende Fernsteuerbarkeit sowie die Einrichtung eines Anlagenregisters sind sinnvoll und richtig, sollten jedoch in einem nächsten Schritt um weitere Maßnahmen ergänzt werden, um das hohe Niveau an Systemsicherheit auch langfristig gewährleisten zu können. Eine wichtige Grundlage für die stärkere Marktintegration bildet die verpflichtende Direktvermarktung von einem Großteil der neuen Anlagen. EEG-Anlagen müssen sich stärker am Strombedarf orientieren und mehr und mehr Systemverantwortung durch die Bereitstellung von Systemdienstleistungen übernehmen. 3.3 In welchem Umfang wurden Erneuerbare Energieerzeugungsanlagen im Rahmen des Einspeisemanagements nach 11 EEG in Mecklenburg-Vorpommern / in der 50Hertz-Regelzone im Jahr 2013 abgeregelt? Wie stellt sich die Situation im Vergleich zu anderen Bundesländern / Regelzonen und bundesweit dar? Im Jahr 2013 betrug die Summe der abgeregelten Arbeit erneuerbarer EE- Anlagen in Mecklenburg-Vorpommern die durch 50Hertz angewiesen wurden circa MWh. Aufgrund der Deckungsungleichheiten der Verteilnetzbetreibergebiete und Bundesländer lässt sich nicht in jedem Fall nachvollziehen, in welchem Bundesland konkret die Absenkung durchgeführt wurde. Zum Beispiel kann es durch Anweisungen die für Netzknoten im nördlichen Brandenburg ausgegeben werden, ebenfalls zu Abregelungen in Mecklenburg-Vorpommern gekommen sein. 3.4 In welchen Gebieten und auf welchen Netzebenen treten verstärkt Netzengpässe auf? Die im Dezember 2012 in Betrieb genommene Windsammelschiene sichert den Abtransport des Windstroms aus dem Nordosten der Regelzone und trägt somit zu einer besseren Nutzung der bestehenden Nord-Süd-Trassen in Deutschland bei. Mit der Inbetriebnahme ermöglichet 50Hertz den weiteren zukünftigen Ausbau der Windkraft an Land und auf See, vor allem in Mecklenburg-Vorpommern.

11 Da aber weiterhin Netzengpässen im 50Hertz-Netzgebiet, vor allem im östlichen und südlichen Teil der Regelzone, bestehen, die einen Abtransport der Windenergie aus dem Nordosten erschweren können, ist ein weiterer Ausbau des Übertragungsnetzes, insbesondere in Nord-Süd-Richtung, notwendig. Der Bau der Uckermarkleitung von Prenzlau nach Neuenhagen bei Berlin ist ein zentrales Vorhaben damit stärkt 50Hertz die Energieinfrastruktur im Raum Uckermark-Barnim und schafft somit eine Grundlage für den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien in Brandenburg und den südlichen Teilen Mecklenburg-Vorpommerns. 11/16 Die Südwest-Kuppelleitung auch als Thüringer Strombrücke bekannt ist eine 380-kV-Freileitung. Sie wird von 50Hertz zwischen Bad Lauchstädt (Sachsen-Anhalt) und Redwitz (Bayern) in drei Bauabschnitten errichtet. Für die 210 Kilometer lange Höchstspannungsleitung plant 50Hertz Investitionen von etwa 250 Millionen Euro. Sie dient dem überregionalen Stromtransport von Norden nach Süden, von den östlichen zu den südwestlichen Bundesländern und innerhalb Europas. Damit ist sie sowohl regional, national und vor allem auch europäisch von großer Bedeutung für die Zukunftsfähigkeit des Stromnetzes..Darüber hinaus plant 50Hertz mit der östlichen Gleichstromverbindung von Sachsen-Anhalt nach Bayern eine der wichtigsten neuen Stromtrassen zwischen Nord- und Süddeutschland zur Realisierung der Energiewende und trägt damit dem fortschreitenden Ausbau der erneuerbaren Energien vor allem im Nordosten der Regelzone Rechnung. Für die Beseitigung der Engpässe, die zwischen dem Norden und Süden des Landes bestehen, ist die Fertigstellung dieser Projekte von zentraler Bedeutung. 3.6 Welche Kosten für Redispatch-Maßnahmen fielen im Jahr 2013 in Mecklenburg-Vorpommern / im Netzgebiet von 50Hertz / bundesweit an? Im Netzgebiet von 50Hertz fielen im Jahr 2013 für Maßnahmen nach 13.1 EnWG Kosten (Re-Dispatch) von circa 80 Millionen Euro an. In den Jahren davor jährlich rund 100 Mio. EUR. Die Kosten für Maßnahmen nach 13.2 EnWG/ 11 EEG, die aufgrund von Engpässen im Übertragungsnetzbetreib anfielen, beliefen sich im Jahr 2013 auf circa 13 Millionen Euro. 4. Kosten 4.1 Welche Folgen hat der steigende Investitionsbedarf in den Netzausbau im Zusammenhang mit der regional ungleichen Verteilung der Netzkosten? Da in den Regelzonen der anderen drei deutschen Übertragungsnetzbetreiber ein proportional höherer Bedarf an Investitionen in die Netze gegeben ist, wird es tendenziell eine Annäherung der Netzentgelte zwischen den vier deutschen Regelzonen geben. Diese

12 Entwicklung zeigt sich bereits heute und wird sich voraussichtlich in den nächsten Jahren fortsetzen. 4.2 Welche Anreize könnten durch bundesweit einheitliche Verteilung der Kosten der Netzentgelte für Mecklenburg-Vorpommern gesetzt werden? 12/16 Ein bundesweit einheitliches Netzentgelt würde Regionen mit einem hohen Anteil erneuerbarer Energien und geringem Verbrauch, die heute überproportional hohe Netzentgelte aufweisen, entlasten und die bestehende Mehrbelastung der dortigen Verbraucher sowie die volkswirtschaftliche Benachteiligung dieser Regionen beheben. 4.4 Welche Möglichkeiten bestehen, den Netzausbau auf ein optimales Kosten-Nutzen-Verhältnis zu beschränken? Wie können die vorhandenen Strukturen optimiert werden? Woraus ergibt sich ein optimales Kosten-Nutzen-Verhältnis? Der Netzausbaubedarf wird anhand des NOVA-Prinzips ermittelt. Demnach ist es das primäre Ziel, das bestehende Netz möglichst zu optimieren. Ist dies nicht hinreichend, um den Bedarf zu decken, muss das Netz verstärkt werden, und nur, wenn auch dadurch der Bedarf nicht gedeckt werden kann, wird das Netz ausgebaut. Das NOVA-Prinzip trägt so auch dazu bei, das Kosten-Nutzen-Verhältnis des Netzausbaus zu optimieren und die Auswirkungen auf Umwelt, Landschaft und Mensch zu reduzieren. Beispiele für Optimierungs- und Verstärkungsmaßnahmen sind etwa die Installation von Hochtemperaturseilen zur Erhöhung der Übertragungskapazität bestehender Leitungen oder die Umrüstung von 220-kV-Leitungen auf 380- kv. Grundsätzlich lässt sich auch festhalten, dass ein Netz nicht bis zur letzten kwh ausgebaut werden sollte und überschaubare Spitzenkappungen bei der Dimensionierung des Netzes berücksichtigt werden sollten. Zudem entwickeln die Netzbetreiber derzeit neue Modelle, um die ökonomischen, ökologischen und Systemsicherheitsauswirkungen der Projekte besser zu evaluieren. Dies soll bei der Priorisierung der Projekte helfen. Erste Informationen dazu sind im NEP 2014 enthalten. 4.5 Wie kann eine verursachungsgerechte Beteiligung aller Netznutzer an den Kosten zur Bereitstellung der Netzinfrastruktur gewährleistet bzw. erreicht werden? Der Verbrauch von eigenerzeugtem Strom ist derzeit von Netzentgelten befreit. Hierdurch ist es für immer mehr Industrie- und Gewerbekunden aber auch Privatkunden attraktiv, durch den Einstieg in die Eigenerzeugung die eigenen Kosten für Netzentgelte zu reduzieren. Volkswirtschaftlich gesehen entstehen durch die Eigenversorgung zusätzliche Kosten, da die Umlagen und Netzentgelte lediglich anders verteilt werden. Auch bei zunehmender Eigenversorgung muss das

13 komplette Stromnetz weiter vorgehalten werden. Es muss zudem für den Fall ausgelegt werden, dass Eigenversorger in speziellen Fällen doch Strom aus dem Netz entnehmen: nämlich dann, wenn ihre Eigenversorgungsanlage nicht ausreichend Strom produzieren kann. Neben der Leitungsinfrastruktur werden auch Reservekraftwerke etc. für diesen Fall dimensioniert. Die Eigenversorger profitieren also immer noch von der Bereitstellung und der Rundum-Verfügbarkeit des Netzes, zahlen aber nicht mehr für diese Dienstleistung. 13/16 Um der zunehmenden Entsolidarisierung der Eigenerzeuger bei den Netzentgelten entgegenzuwirken, bietet sich die Umstellung der Bemessungsgrundlage eines höheren Anteils der Netzentgelte vom Verbrauch (Arbeit) auf die Kapazität des Netzanschlusses an (Kapazitätskomponente). Verbraucher mit Eigenerzeugung könnten durch die Wahl ihrer Anschlussleistung entscheiden, wieviel Netz für sie vorgehalten wird. Wie bei einer Versicherung kann bei Wahl eines niedrigen Kapazitätsentgeltes im Bedarfsfall auch nur eine niedrigere Leistung aus dem Netz entnommen oder in dieses eingespeist werden. Damit kann jeder Netznutzer mit Eigenerzeugungsanlagen eine individuelle Kosten-Nutzen- Abwägung treffen die nicht zulasten der Allgemeinheit geht. Zudem bildet eine solche, stärker an der Leistung orientierte Netzentgeltsystematik die Kostenstruktur der Netze besser ab, denn der überwiegende Teil sind Fixkosten zur Bereitstellung der Infrastruktur. 4.6 Wie ist die Idee der Einführung einer generellen Leistungskomponente im Netzentgelt (Grund- oder Leistungspreis) und die Beteiligung der Einspeiser an den Kosten der Netzinfrastruktur und des Netzbetriebs zu bewerten? Siehe Antwort auf Frage Rechtliche und politische Rahmenbedingungen 6.2 Wie gestaltet sich der Rechtsrahmen für den Netzausbau in Deutschland? Reichen die bisherigen Verfahrensvorschriften aus und welche rechtlichen und politischen Rahmenbedingungen müssen ggf. geändert werden? Mit dem Energieleitungsausbaugesetz, dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz und dem Bundesbedarfsplangesetz ist der rechtliche Rahmen für den Netzausbau klar und ausreichend geregelt. Durch diese Gesetze sowie den jeweiligen Netzentwicklungsplan ist klar definiert, welche Netzausbaumaßnahmen in den kommenden Jahren notwendig sind, um die Systemsicherheit zu gewährleisten und den neuen Anforderungen, die sich aus der Energiewende für das Stromnetz ergeben, begegnen zu können.

14 6.5 Welches sind die wesentlichen Hemmnisse des derzeitigen Regulierungssystems für die möglichst weitgehende Umstellung der Stromerzeugung auf Erneuerbare Energien? Das aktuelle Regulierungssystem stellt kein Hemmnis für den Ausbau der erneuerbaren Energien und den dafür notwendigen Netzausbau auf Übertragungsebene dar. 14/ Welche Festlegungen können und sollten hinsichtlich des Netzausbaus in der Landesraumordnung getroffen werden? Es sollten möglichst genaue und für die Zukunft belastbare Ausweisungen von Windvorrangflächen vorgenommen werden, um sicherzustellen, dass Windenergie- und Netzausbauprojekte nicht in gegenseitige Abhängigkeiten geraten. 7. Akzeptanz des Netzausbaus 7.1 Worin sehen Sie die Hauptgründe für Akzeptenzprobleme des Netzausbaus? Einer der Hauptgründe für Akzeptanzprobleme stellt die Ambivalenz zwischen einer generellen Befürwortung der Energiewende und einer konkreten Ablehnung von Infrastrukturprojekten wie etwa Netzausbaumaßnahmen vor Ort dar. Viele Akteure (Politik, Wissenschaft, Vorhabenträger, Behörden, Verbände) spielen hier eine wesentliche Rolle, die sie auch alle wahrnehmen müssen. Zudem besteht noch vielerorts ein Informationsdefizit, um ein besseres Verständnis der Zusammenhänge zu erzeugen als Basis für mehr Akzeptanz. Für mehr Akzeptanz braucht es 1) frühzeitige, transparente Informationen, 2) einen Dialog mit der interessierten Öffentlichkeit und 3) echte Beteiligungsmöglichkeiten. Die in der Bevölkerung vorherrschenden Sorgen, die sich auf den Netzausbau beziehen, nimmt 50Hertz ernst und geht deshalb auf Menschen, die von Ausbaumaßnahmen betroffen sind, mit entsprechenden Angeboten zu. In Mecklenburg-Vorpommern konnte auf diese Weise in der Vergangenheit schon häufig Akzeptanz für den Netzausbau geschaffen werden. Der Netzausbau benötigt, um Akzeptanz in der Bevölkerung zu finden, aber auch die Unterstützung der Politik. Auch an diesem Punkt konnte mit der mecklenburg-vorpommerischen Landesregierung gemeinsam bereits viel erreicht werden, etwa die Unterzeichnung einer Vereinbarung zwischen der Landesregierung und 50Hertz zur Information und Beteiligung im Rahmen von Netzausbauprojekten. Darin verpflichtet sich 50Hertz, früh und aktiv auf die Städte und Gemeinden sowie deren Bürgerinnen und Bürger zuzugehen um schon vor dem Beginn des eigentlichen Genehmigungsverfahrens zu informieren und die Transparenz beim Netzausbau zu erhöhen. In diesem Sinne hat 50Hertz gerade mit dem Mobilen Bürgerbüro eine siebentägige Tour von Pasewalk bis Bertikow abgehalten, um vor Ort in den Dialog zu treten und Hinweise aus der Region aufzunehmen. Zudem bietet 50Hertz

15 telefonische Hotlines und stellt immer aktuelle Projekt- und Planungsunterlagen auf einer Projektwebseite bereit und macht sie so noch leichter zugänglich. 7.2 Welche Auswirkungen auf die Akzeptanz der Energiewende sind hinsichtlich einer bundeseinheitlichen Verteilung der Netzentgelte sowie der aus der Energiewende resultierenden Anforderungen an den Netzausbau zu erwarten? 15/16 Bundesweit einheitliche Netzentgelte könnten einen Beitrag zu einer stärkeren Akzeptanz der Energiewende leisten, indem sie helfen, die Kosten der Energiewende insbesondere auch des für das Gelingen der Energiewende notwendigen Netzausbaus und der Integration der volatilen erneuerbaren Energien innerhalb Deutschlands gerecht zu verteilen und eine Fairness-Debatte zu entschärfen (siehe auch Antwort zur Frage 1.19). 7.3 Sind die derzeit praktizierten Beteiligungsverfahren ein angemessenes und wirkungsvolles Instrument zur Erhöhung der Akzeptanz? Welche Alternativen gibt es? Die gesetzlich vorgeschriebenen Beteiligungsverfahren sind wichtige Instrumente im Rahmen der Planung und Genehmigung von Netzausbaumaßnahmen. Es zeigt sich jedoch zunehmend, dass diese alleine nicht hinreichend zur Sicherstellung der Akzeptanz eines Projektes beitragen. Aus diesem Grund geht 50Hertz über die gesetzlich vorgeschriebenen Verfahren hinaus und verpflichtet sich zu einer frühzeitigen und umfassenden Beteiligung der Menschen in den vom Netzausbau betroffenen Regionen. Mit dem Land Mecklenburg-Vorpommern hat 50Hertz dazu eine gemeinsame Erklärung unterzeichnet (siehe auch Antwort zu Frage 7.1). 7.4 Inwieweit ist der Einsatz von Erdkabeln unter Berücksichtigung von Kosten, Stromverlusten, Wartung, Landschaftsbild und ökologischen Auswirkungen sowohl im Höchst- als auch im Hochspannungsnetz sinnvoll; und tragen insbesondere Erdkabel zur Akzeptanzsteigerung bei? Erdkabel werden im Verteilnetzbereich (110 kv und niedriger) bereits häufig eingesetzt, sind jedoch im Höchstspannungsbereich (380 kv) noch nicht Stand der Technik. Sie sind zudem deutlich kostenintensiver und aufwändiger zu betreiben als Freileitungen. Bei Störungen zeigen aktuelle Erfahrungswerte, dass es Monate dauern kann, bis ein Kabel wieder in Betrieb gehen kann, während Freileitungen in der Regel nach einigen Tagen wieder einsetzbar sind. Auch die Auswirkungen von Erdkabeln auf die Umwelt sind nicht geringer, weil ein massiver Eingriff in den Boden, die Landschaft und unter Umständen in den Wasserhaushalt vorgenommen wird. Die Entscheidung, ob eine Stromleitung als Freileitung oder Erdkabel gebaut werden soll, ist darum stets eine Einzelfallentscheidung. Erdkabel sollten dort eingesetzt werden, wo es sich für Mensch, Natur und Fauna als

16 vorteilhaft und zudem als ökonomisch sinnvoll erweist. Unserer Erfahrung nach sind Kabellösungen eher dort prüfenswert, wo eine Entlastung des Landschaftsbildes für unmittelbare Anwohner erreicht werden kann. In Naturschutzgebieten hingegen wird nach unseren Erkenntnissen durch Erdkabel sehr viel tiefer in die Natur eingegriffen als durch herkömmliche Freileitungen. 16/16 Die Möglichkeit zur Prüfung punktueller Teilverkabelungsabschnitte für größere Projekte ist derzeit gesetzlich sehr stark eingeschränkt, in einigen Projekten aber schon möglich. Zudem lohnt es sich trotz dieser Einschränkungen, im Dialog mit den gesellschaftlichen Akteuren gezielte Einzelfallanalysen in besonderen Fällen vorzunehmen. Grundsätzlich sieht 50Hertz in der Möglichkeit, auf technisch und wirtschaftlich effizienten Pilotstrecken erdverkabeln zu können, eine große Chance. Nicht zuletzt die Erweiterung der Pilotvorhaben auf das BBPlG-Projekt der Gleichstrompassage Südost im Rahmen der EEG-Novelle 2014 begrüßen wir, weil es die Chance auf Erreichung einer größeren Akzeptanz erhöht.