Energietransport und verteilung

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2 1 Energietransport und verteilung Peter Markewitz, Heidi Heinrichs, Jochen Linssen, Thiemo Pesch 1) 1) Forschungszentrum Jülich, Institute of Energy and Climate Research Systems Analysis and Technology Evaluation (IEK STE), D Jülich, Germany Executive Summary To meet the CO 2 reduction targets the German Government plans to increase the share of renewable energy for electricity production. After the Fukushima accident the German Government decided to shut down the nuclear power plants until Both decisions are posing challenges for electricity producers, transmission system operators and need new legal measures or a redesign of existing measures. If the energy reforms are to succeed Germany s electricity grid needs to be rapidly expanded. To meet the goals the German Parliament adopted a special legal act (Bundesbedarfsplangesetz), which shall accelerate the construction of new power lines. The electricity supply crisis in February 2012 has shown that there is a strong correlation between electricity and gas supply. Against this background the German energy act has to be modified to ensure a higher level of energy security. Keywords Hochspannungsnetz, Verteilnetz, Gaspipelines, Netzentwicklungsplan, Bundesbedarfsplangesetz, Gasspeicher Contribution to Brennstoff Wärme Kraft Heft 4, 2013, S.70 79

3 I Einleitung Mit der am beschlossenen Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) wurde das dritte europäische Energiebinnenmarktpaket in nationales Recht umgesetzt. Der Verschärfung der Entflechtungsregelungen wurde umfassend Rechnung getragen, indem alle von der EU vorgesehenen Modelle (eigentumsrechtliche Entflechtung, unabhängiger Transportnetzbetreiber, unabhängiger Systembetreiber) rechtlich möglich sind. Weitere wichtige Änderungen wurden zur Netzentwicklung, zur Netzregelung sowie zur Netzausbauplanung vorgenommen. Darüber hinaus wurde das Messwesen grundsätzlich novelliert, um die Einführung und den Einsatz von intelligenten Zählern zu ermöglichen. Gegenüber den Vorjahren [Hennings et al., 2011] hat sich der Verkauf der Strom und Gasübertragungsnetze fortgesetzt. So verkaufte die RWE AG 74,9% ihrer Amprion Anteile im September 2011 an ein Konsortium, das unter der Führung der Commerz Real AG, einer Tochter der Commerzbank, steht. Das Konsortium besteht aus verschiedenen Investoren der Versicherungswirtschaft (Munich Re, Ergo) und den ärztlichen Versorgungswerken Westfalen Lippe und Brandenburg. Gegenüber den ehemaligen Übertragungsnetzbetreibern Vattenfall, RWE und E.ON, die sich für eine eigentumsrechtliche Entflechtung entschieden haben, hat die EnBW das ITO Modell (Independent Transmission Operator) gewählt, dass den Verbleib der TransnetBW im EnBW Konzern unter Einhaltung weitreichender Entflechtungsvorschriften ermöglicht. Seit dem 2. März 2012 agiert die EnBW Transportnetze AG unter dem Namen TransnetBW GmbH. Während das deutsche Stromübertragungsnetz von 4 Unternehmen betrieben wird, betreiben 14 Unternehmen das Gasfernleitungsnetz. Die RWE AG hat den Verkauf des Ferngasnetzes Thyssengas abgeschlossen. Die Anteile (geschätzter Wert: 600 Mio. ) wurden an einen Fonds der australischen Investmentbank Macquarie verkauft. Die Unabhängigkeit eines Netzbetreibers von Energiekonzernen wird durch eine Zertifizierung nachgewiesen, die durch die Bundesnetzagentur erfolgt. Im Rahmen dieses Prozesses wird geprüft, ob ein Netzbetreiber alleine in der Lage ist, sein Netz technisch, personell und wirtschaftlich zu betreiben. Nach Angaben der Bundesnetzagentur konnte der Übertragungsnetzbetreiber TenneT TSO nicht zertifiziert werden, da er die hierfür zwingend notwendigen Nachweise über die erforderlichen finanziellen Mittel zur Erfüllung seiner gesetzlichen Netzbetriebs und ausbaupflichten nicht erbracht hat [Bundesnetzagentur, 2012c]. Hintergrund sind die Investitionen, die für die netzseitige Anbindung von Offshore Windkraftanlagen sowie den Ausbau des Übertragungsnetzes bereitzustellen sind. Von der netzseitigen Anbindung von Offshore Windkraftanlagen ist insbesondere das Versorgungsgebiet des Netzbetreibers TenneT betroffen. So ist das Unternehmen TenneT derzeit nicht bereit, den enormen Investitionsbedarf bzw. die Haftungsrisiken alleine aufzubringen bzw. zu tragen [N.N., 2012a]. Insbesondere sind die mit dem Anschluss verbundenen Risiken zu sehen. Diese Risiken sind insbesondere technischer Natur, da mit Offshore

4 2 Hochspannungsgleichstromübertragungsleitungen technisches Neuland betreten wird und diese zudem wartungsaufwändig und störanfällig sind. Des Weiteren ist das wirtschaftliche Risiko zu sehen, da es derzeit erhebliche Verzögerungen beim Bau von Offshore Windkraftanlagen und auch beim Netzanschluss gibt, die eine zeitgleiche Fertigstellung und damit Inbetriebnahme sehr in Frage stellen. Als Gründe für die Verzögerungen beim Netzanschluss von Offshore Windkraftanlagen werden neben technischen Problemen auch Lieferengpässe für Komponenten genannt [FAZ, 2012]. Aufgrund der vorgenannten Risiken ist die Investitionsbereitschaft sehr verhalten, was bereits zu einer Bauverzögerung mehrerer geplanter Offshore Windkraftanlagen führte. Um die Haftungsrisiken zu begrenzen, wurde vom Gesetzgeber eine Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes ( 17 EnWG) beschlossen, die am in Kraft trat. Mit der Erstellung eines Offshore Netzentwicklungsplans soll für alle Akteure mehr Planungssicherheit erreicht werden. Für den Fall von Verzögerungen sieht das novellierte Gesetz Entschädigungsregelungen vor. Diese sehen eine Begrenzung der Haftungsrisiken für die Netzbetreiber vor, wobei zwischen geringer und grober Fahrlässigkeit unterschieden wird. Darüber hinaus gehende Haftungssummen werden über eine Umlage auf die Stromverbraucher umgewälzt. In der Regel werden die Entschädigungszahlungen ab dem elften Tag fehlender Einspeisemöglichkeit an den Windkraftanlagenbetreiber gezahlt. Die Höhe der Vergütung beträgt 90% der Einspeisevergütung, wobei die fiktive Stromproduktion auf der Basis einer vergleichbaren Windkraftanlage ermittelt wird. Das Energiewirtschaftsgesetz ( 43h EnWG) sieht vor, dass neue Netztrassen von 110 kv und weniger als Erdkabel vorzusehen sind, soweit die Gesamtkosten (Errichtung und Betrieb) der technisch vergleichbaren Freileitung den Faktor 2,75 nicht überschreiten und naturschutzfachliche Belange nicht entgegenstehen. Die zuständige Behörde kann auf Antrag des Vorhabenträgers die Errichtung als Freileitung zulassen, wenn öffentliche Interessen nicht entgegenstehen. Der Bundesrat drängt auf eine Änderung dieser Regelung und möchte die Wahlfreiheit (Kabel oder Freileitung) einschränken, um den Netzausbau zu beschleunigen [Deutscher Bundestag, 2012b]. Die Bundesregierung hat zugesichert, den Gesetzentwurf zu prüfen. Als Folge des Streits zwischen der Ukraine und Russland und der damit ausgelösten Gasversorgungsunterbrechung im Jahr 2009, die zu signifikanten Versorgungsausfällen insbesondere in osteuropäischen Ländern führte, hat die Europäische Union eine Verordnung über Maßnahmen zur Gewährleistung einer sicheren Erdgasversorgung erlassen [Europäische Union, 2009]. Die Verordnung sieht vor, dass in allen Ländern ein bestimmter Infrastrukturund Versorgungsstandard eingehalten werden muss. Es soll unter anderem sichergestellt werden, dass bei einem Ausfall der größten Gasimportleitung die fehlenden Gasmengen über alternative Importrouten beschafft werden können. Dies umfasst auch die Aufstellung von Präventions und Notfallplänen mit entsprechenden Risikobewertungen. Für die Koordinierung der Maßnahmen zur Gewährleistung der Gasversorgungssicherheit wurde eine Ko

5 3 ordinierungsgruppe Erdgas eingesetzt, die aus Vertretern der Mitgliedstaaten, insbesondere der zuständigen Behörden, Industrie und Verbraucherverbänden sowie Vertretern der ENTSO G besteht. Kernelemente der Verordnung sind im Rahmen der Novellierung des EnWG in nationales Recht übergegangen. II Netzausplanung Das Energiewirtschaftsgesetz sieht für die Netzausbauplanung ein geordnetes Verfahren (Abbildung 1) vor, bei dem die Öffentlichkeit in allen Verfahrensschritten in Form von sogenannten Konsultationen einbezogen wird. Ausgangspunkt bildet ein Szenariorahmen, der von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) jährlich erstellt und von der Bundesnetzagentur genehmigt wird. Dieser Rahmen ist die Grundlage für die Erstellung des nationalen Netzentwicklungsplans (NEP), der von den ÜNB der Bundesnetzagentur vorzulegen ist und nach Abschluss und Berücksichtigung der Konsultationsergebnisse von der Bundesnetzagentur genehmigt wird. Darüber hinaus erstellt die Bundesnetzagentur einen Umweltbericht (strategische Umweltprüfung), um die umweltfachlichen Auswirkungen des geplanten Netzausbaus festzustellen. Der Netzentwicklungsplan wird danach der Bundesregierung als Entwurf für einen sogenannten Bundesbedarfsplan vorgelegt. Mit dem Erlass des Bundesbedarfsplangesetzes durch den Gesetzgeber werden die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und der vordringliche Bedarf der aufgenommenen Vorhaben verbindlich festgestellt. Darüber hinaus ist insbesondere darzustellen, welche Leitungen länder oder grenzüberschreitend sind sowie welche Leitungen als Hochspannungsübertragungsleitung (HGÜ) errichtet werden. Für die länder und grenzüberschreitenden Trassen stellen die ÜNB einen Genehmigungsantrag im Rahmen der Bundesfachplanung, die somit das Raumordnungsverfahren ersetzt. Das Procedere ist im Rahmen des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes beschrieben. Ziel der Bundesfachplanung, die von der Bundesnetzagentur unter Beteiligung der betreffenden Länderbehörden koordiniert wird, ist es, ein räumlich und zeitlich länderübergreifendes einheitliches Planungsverfahren zu etablieren. Im Rahmen der Bundesfachplanung erfolgt eine erneute Umweltprüfung. Der Abschluss der Bundesfachplanung bildet die Entscheidungsbasis der Bundesnetzagentur für konkrete Trassenkorridore, die dann in den Bundesnetzplan aufgenommen werden. Mit dem Planfeststellungsverfahren werden im letzten Verfahrensschritt die exakten Leitungsverläufe festgelegt. Die Anträge der ÜNB werden von der Bundesnetzagentur oder der zuständigen Landesbehörde im Rahmen von Antragskonferenzen konsultiert. Die betreffende Behörde führt eine detaillierte Umweltverträglichkeitsprüfung des jeweiligen geplanten Bauvorhabens durch, die ebenfalls Bürgereinwände bzw. Stellungnahmen ermöglichen. Abschluss des letzten Verfahrensschrittes ist schließlich der Planfeststellungsbeschluss.

6 4 Abbildung 1: Vereinfachtes Schema der Netzausbauplanung Quelle: eigene Darstellung IEK STE 2013 Netzentwicklungsplan NEP Gas 2012 Am bestätigte die Bundesnetzagentur den von den 14 Fernleitungsnetzbetreibern eingereichten Szenariorahmen 2012 [Prognos, 2012a], der wesentliche Grundlage für den Netzentwicklungsplan Gas 2012 [Fernleitungsnetzbetreiber, 2012] ist und der derzeit als Entwurf vorliegt und dessen Genehmigung unter Berücksichtigung der Konsultationen demnächst erfolgen wird. Zwischenzeitlich wurde am von der Bundesnetzagentur der Szenariorahmen 2013 [Prognos, 2012b] genehmigt, der Basis für den Netzentwicklungplan (NEP) Gas 2013 ist und als Entwurf von den Fernleitungsnetzbetreibern bis zum vorzulegen ist. Der über einen Zeitraum von 10 Jahren vorgelegte Szenariorahmen 2012 umfasst wesentliche Annahmen zum Gasbedarf sowie zum Gasaufkommen. Darüber hinaus enthält er auch Überlegungen für Szenarien, mit denen Versorgungsstörungen im NEP Gas erfasst werden sollen. Zur Beschreibung des Gasbedarfs dienen drei Szenarien. Für die Ab

7 5 schätzung des endenergieseitigen Gasverbrauchs wurden vorliegende aktuelle Energieprojektionen zugrunde gelegt. Auf der Basis dieser Projektionen wurden drei Entwicklungen abgeleitet, die einen hohen, einen mittleren sowie einen niedrigen Gasbedarf der Endenergiesektoren beschreiben. Eine Besonderheit stellt der Gasverbrauch der Kraftwerke dar, dessen Projektionen gemeinsam mit den Stromübertragungsnetzbetreibern abgestimmt wurden, die einen entsprechenden Szenariorahmen für den NEP Strom erstellt haben. In Anlehnung an die endenergieseitigen Szenarien wurden für den Kraftwerkssektor ebenfalls drei Szenarien erstellt, die einen hohen, mittleren sowie niedrigen Gasbedarf der Kraftwerke beschreiben. Die summierten Gasverbräuche der drei Szenarien, die für die Netzmodellierungen im Rahmen des NEP Gas 2012 regionalisiert wurden, sind in Abbildung 2 dargestellt. Abbildung 2: Gasverbrauch und Szenarioannahmen NEP Gas 2012 Quelle: [Prognos, 2012a] IEK STE 2013 Auf der Grundlage des Szenariorahmens wurde von den Fernleitungsnetzbetreibern die Weiterentwicklung des Fernleitungsnetzes deutschlandweit modelliert [Fernleitungsnetzbetreiber, 2012]. Der Fokus lag auf der Analyse des Szenarios II, dessen Eintritt am wahrscheinlichsten erachtet wird. Die Auswirkungen des Szenarios I wurde indikativ untersucht, während für das Szenario III aus Zeitgründen keine detaillierten Modellrechnungen durchgeführt werden konnten. Die Modellrechnungen für das Szenario II ver

8 6 deutlichen, dass bis 2015 Maßnahmen im Leitungsbau mit einer Gesamtlänge von knapp 200 km und einer zusätzlichen Verdichterleistung von 90 MW notwendig sind, was einen Investitionsbedarf von ca. 600 Mio. erfordert. Für den gesamten Zeitraum errechnet sich ein zusätzlicher Leitungsbau von 730 km und eine Verdichterleistung von knapp 360 MW. Das erforderliche Investitionsvolumen wird mit ca. 2,2 Mrd. angegeben. Aus Sicht der Fernleitungsnetzbetreiber hängen die Ergebnisse maßgeblich von der Bereitstellung von festen frei zuordnungsbaren Gaskraftwerkskapazitäten, der effizienten Bereitstellung von Speichern sowie den regulatorischen Rahmenbedingungen für die Nutzung von Speichern bzw. für den Einsatz kapazitätsersetzender Maßnahmen in nachgelagerten Netzen ab. Entsprechend 15a EnWG haben die Fernleitungsnetzbetreiber im NEP 2012 denkbare Störungen berücksichtigt, die in Form von zwei Szenarien, jeweils für das H Gas und das L Gas Gebiet analysiert wurden. Kernelemente dieser Szenarien sind z.b. die Reduzierung des Gasflusses über einen bestimmten Zeitraum, der Anteil der geschützten Kunden im relevanten Netzgebiet sowie ein aufgrund von extremen Wetterbedingungen erhöhter Gasverbrauch. Für beide Szenarien konnte gezeigt werden, dass für die geschützten Kunden nach 53 EnWG keine Auswirkungen zu erwarten sind. Netzentwicklungsplan NEP Strom 2012 Der Netzentwicklungsplan Strom 2012 wurde am 25. November 2012 durch die Bundesnetzagentur bestätigt und bildet zusammen mit dem Umweltbericht die Basis für den Entwurf des Bundesbedarfsplans, der am durch das Bundeskabinett ohne Änderungen beschlossen wurde [Bundesnetzagentur, 2012b]. Für den darauf folgenden Netzentwicklungsplan 2013 wurde am 30. November 2012 der von den vier Übertragungsnetzbetreibern eingereichte Szenariorahmen durch die Bundesnetzagentur genehmigt [Bundesnetzagentur, 2012i]. Obwohl der Netzentwicklungsplan im Gegensatz zum jährlich zu erstellenden Szenariorahmen mindestens alle 3 Jahre erneut verfasst werden muss, wird für den NEP Strom 2013 ab März 2013 die Konsultation des ersten NEP Entwurfs angestrebt, so dass wahrscheinlich von einer deutlichen Unterschreitung der Dreijahresfrist ausgegangen werden kann. Die Szenariorahmen umfassen jeweils drei weitestgehend nicht regionalisierte Szenarien (A, B und C) und einen Zeitraum von 10 Jahren bzw. für ein Szenario (B) einen Zeitraum von 20 Jahren. Die Szenarien bauen auf weitreichenden Annahmen über die Entwicklung des Kraftwerksparks, des Elektrizitätsverbrauchs sowie des europäischen Stromversorgungssystems auf und unterscheiden sich primär bezüglich des Ausbaus erneuerbarer Energien (insbesondere bei Photovoltaik und Wind) (vgl. Abbildung 3). Ergänzend werden Sensitivitäten in Form einer Absenkung des Elektrizitätsverbrauchs und der damit einhergehenden Last betrachtet. Als Speicheroptionen werden ausschließlich Pumpspeicher inkl. aller derzeit im Bau befindlichen Projekte einheitlich für die Szenarien angenommen. Zur Einpassung in den europäi

9 7 schen Rahmen werden die erwarteten Übertragungskapazitäten gemäß [Europäische Kommission, 2010] zugrunde gelegt. Die Höchstlast in Deutschland wird mit 84 GW bis zum Jahr 2032 konstant angenommen. Während in den Szenarien A und B die Höchstlast durch den deutschen Kraftwerkspark gedeckt werden kann, kann dies in Szenario C (höchster EE Anteil) nicht gewährleistet werden. [Bundesnetzagentur, 2011] Abbildung 3: Installierte Erzeugungsleistung in den Szenarien des NEP Strom 2012 Quelle: [Bundesnetzagentur, 2011] IEK STE 2013 Ausgehend vom heutigen Stromtransportnetz, das aus dem existierenden Übertragungsnetz und den konkret geplanten und im Bau befindlichen Maßnahmen gemäß EnLAG besteht, erfolgt die Ermittlung des Netzausbaubedarfs. Dabei orientiert sich die Auswahl der Netzmaßnahmen am NOVA Prinzip (Netzoptimierung vor verstärkung vor ausbau). Ziele der Maßnahmen sind u.a. die Gewährleistung der Integration erneuerbarer Energien, die effiziente Reduktion von Maßnahmen in den Verteilnetzen, die Verminderung von Stromflüssen über Nachbarländer sowie die Verbesserung der Stromhandelsmöglichkeiten. Die von den ÜNB vorgeschlagenen Maßnahmen wurden durch die BNA hinsichtlich ihrer Wirksamkeit, Bedarfsgerechtigkeit und Erforderlichkeit geprüft. Die im NEP 2012 ermittelten Maßnahmen beschreiben allerdings keine konkreten Trassenverläufe, sondern den Übertragungsbedarf zwischen Netzknoten und Empfehlungen für den Aus und Neubau des onshoreseitigen Übertragungsnetzes in Deutschland. [Bundesnetzagentur, 2012f]

10 Tabelle 1: Netzmaßnahmen gemäß NEP Strom 2012 [50Hertz Transmission GmbH et al., 2012a, Bundesnetzagentur, 2012f] 8 Maßnahmenart Szenario A 2022 B 2022 B 2032 C 2022 Bestätigt Um bzw. Zubeseilung auf bestehendem Gestänge Neue Leitungen in bestehenden Trassen ~ km ~ km ~ km ~ km ~ km ~ km ~ km ~ km km Wechsel von AC auf DC ~ 300 km ~ 300 km ~ 300 km ~ 300 km DC Übertragungskorridore/ Nord Südübertragungskapazität km/ 10 GW km/ 10 GW km/ 28 GW km/ 18 GW Trassenneubau ~ km ~ km ~ km ~ km km Quelle: [50Hertz Transmission GmbH et al., 2012a, Bundesnetzagentur, 2012f] IEK STE 2013 Von den insgesamt 74 vorgeschlagenen Maßnahmen sind 51 durch die BNA als erforderlich bestätigt worden [Bundesnetzagentur, 2012f]. Diese setzen sich aus verschiedenen Maßnahmenarten über je Szenario variierende Distanzen zusammen (Tabelle 1). Dabei sind allen Szenarien vier Korridore von Nord nach Süd für ein DC Overlay Übertragungsnetz gemein, wovon drei Korridore durch die BNA bestätigt worden sind. Für die 74 verschiedenen Maßnahmen beläuft sich der Investitionsbedarf ohne Verkabelung und inklusive des Startnetzes auf 19 Mrd (Szenario A 2022) bis 23 Mrd. (Szenario C 2022) bzw. 27 Mrd. (Szenario B 2032). Das Szenario B 2022 liegt mit ca. 20 Mrd. benötigten Investitionen dazwischen [50Hertz Transmission GmbH et al., 2012a]. Die darin enthaltenen Investition in das Startnetz belaufen sich auf ca. 5 Mrd., wobei die Kosten des Offshore Netzes und des Verteilnetzes in diesen Werten noch nicht enthalten sind [50Hertz Transmission GmbH et al., 2012b]. Über Änderungen im Investitionsbedarf infolge der nur teilweisen Bestätigung der Netzmaßnahmen durch die BNA liegen noch keine Informationen vor. Für zwei der Szenarien wurden detailliertere Stabilitätsuntersuchungen durchgeführt. Dabei wurden u.a. (n 1) und (n 2) Ausfallsituationen, insbesondere bei Ausfall von Trassen der vier HGÜ Korridore betrachtet. In allen Situationen werden die Stabilitätskriterien weitestgehend eingehalten bzw. deren geringfügige Verletzung beim Ausfall von Trassen der HGÜ Korridore kann durch zusätzliche Blindleistungseinspeisung behoben werden. Insgesamt

11 9 steigt in allen Szenarien der Blindleistungsbedarf und in Varianten ohne HGÜ Korridore stark überproportional. Dies verdeutlicht die grundlegende von den ÜNB hervorgehobene Bedeutung der Blindleistungsbereitstellung für den sicheren Betrieb des Stromnetzes. Hingegen zeigten Varianten mit abgesenktem Stromverbrauch, wie sie im Rahmen von Sensitivitätsbetrachtungen gefordert wurden, keine signifikanten Auswirkungen auf den Netzausbaubedarf. [50Hertz Transmission GmbH et al., 2012a] In dem am durch das Bundeskabinett beschlossenen Entwurf des Bundesbedarfsplangesetzes wurden alle 51 durch die BNA bestätigen Netzmaßnahmen unverändert übernommen und zu 36 Vorhaben zusammengefasst [Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, 2012a]. Die daran anschließende Stufe der Netzausbauplanung ist die Bundesfachplanung. Für die im Gesetzentwurf aufgenommenen Maßnahmen wurde gemäß 12e des EnWG die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und der vordringliche Bedarf zur Gewährleistung eines sicheren und zuverlässigen Netzbetriebs [Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, 2012c] festgestellt. Ein Teil der Vorhaben darin wird mit einem oder mehreren von vier Kennzeichnungen versehen. Diese vier Kennzeichnungen sind: A (Grenzüberschreitende Leitung und / oder länderübergreifende Leitung; 21 Vorhaben), B (Pilotprojekt für verlustarme Übertragung hoher Leistungen über große Entfernungen; 8 Vorhaben), C (Pilotprojekte für Gleichstrom Erdkabel; 2 Vorhaben) und D (Pilotprojekt für Hochtemperaturleiterseile; 1 Vorhaben). Für Vorhaben mit der Kennzeichnung B, C oder D muss der jeweils verantwortliche ÜNB der BNA gewonnene Erfahrungen in einem Bericht vorlegen. [Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, 2012c] III Elektrizität Nach Angaben der Bundesnetzagentur betrug die gesamte Stromkreislänge in Deutschland zum Ende des Jahres 2011 etwa 1,9 Mrd. km (Tabelle 2) [Bundesnetzagentur, 2012e]. Fast zwei Drittel der gesamten Stromkreislänge entfällt auf das Niederspannungsnetz, wobei 735 Verteilnetzbetreiber von insgesamt 883 Verteilnetzbetreibern an der Monitoring Umfrage der Bundesnetzagentur teilnahmen. Die Stromkreislänge des Höchst und Hochspannungsnetzes beträgt derzeit ca km bei einer Trassenlänge von km. Bezieht man die Netzverluste auf die Nettostromerzeugung lag der Anteil im Jahr 2011 über alle Netzebenen bei knapp 4,2 Prozent. Gemäß 52 EnWG haben die Netzbetreiber alle während eines Jahres aufgetretenen Versorgungsunterbrechungen zu melden. Der auf dieser Basis ermittelte SAIDI Index (System Average Interruption Duration), der ein Maß für die mittlere Nichtverfügbarkeit ist, betrug im Jahr 2011 ca. 15,3 Minuten. Gegenüber dem Wert des Jahres 2010 mit 14,9 Minuten lag er nur geringfügig höher [Bundesnetzagentur, 2012e]. Erfasst werden lediglich Störungen, die länger als drei Minuten andauern. Nach Schätzungen des Verbandes der Industriellen Energie und Kraftwirtschaft (VIK) dauern 90% aller Störungen weniger als drei Minuten. Da solche Störungen ebenfalls erhebliche Probleme bedeuten können, fordern

12 10 der VIK sowie der Bund der Energieverbraucher, dass zukünftig auch Störungen von geringerer Zeitdauer erfasst werden sollten [VIK, 2012]. Tabelle 2: Netz und Erzeugungsdaten (Stand: ) ÜNB VNB Summe Anzahl der Netzbetreiber Stromkreislänge (km) Höchstspannung (>125 kv) Hochspannung (>72,5 u. 125 kv) Mittelspannung (>1 u. 72,5 kv) Niederspannung <1 kv Leistung angeschlossener Erzeugungsanla 172,4 gen (GW) - Konventionelle Anlagen 101,2 - Anlagen mit erneuerbaren Energieträgern 71,2 Brutto Erzeugung (TWh) 551,4 - Konventionelle Anlagen 436,2 - Anlagen mit erneuerbaren Energieträ 115,2 gern Nicht eingespeiste Menge (TWh) 37,3 Netzverluste (TWh) 3,3 18,1 21,4 Anmerkungen: ÜNB Übertragungsnetzbetreiber, VNB Verteilnetzbetreiber Quelle: [Bundesnetzagentur, 2012e] IEK STE 2013

13 11 Abbildung 4: Netzinvestitionen in Deutschland Quelle: [Bundesnetzagentur, 2012d, Bundesnetzagentur, 2012e] IEK STE 2013 Insgesamt wurden im Jahr 2011 für die Erweiterung, Erneuerung und den Erhalt des deutschen Stromnetzes ca. 3,6 Mrd. investiert, wobei fast 84% aller Investitionen auf das Verteilnetz entfallen (Abbildung 4). Gegenüber den Planzahlen für das Jahr 2011 sind die tatsächlichen Investitionen insgesamt geringer ausgefallen. Diese Differenz lässt sich im Wesentlichen mit der Verzögerung von Netzausbauprojekten im Übertragungsnetz begründen. Die für den Neubau, den Ausbau und die Erweiterung des Übertragungsnetzes angegebenen Istwerte lagen mit etwa 60 Mio. deutlich niedriger. Allerdings hat sich gegenüber dem Jahr 2010 (ca. 124 Mio. ) diese Differenz deutlich verringert. Insgesamt waren die Investitionen für das Verteilnetz etwa um 20 Mio. niedriger als ursprünglich geplant. Jedoch lagen die Investitionen für den Neubau, Ausbau und Erweiterung um knapp 100 Mio. höher als geplant, während die getätigten Investitionen für den Erhalt und Erneuerung um ca. 120 Mio. deutlich niedriger ausfielen. [Bundesnetzagentur, 2012e] Durch den Ausstiegsbeschluss der Bundesregierung vom 14. März 2011 entfiel eine gesicherte Erzeugungsleistung von ca. 8,4 GW. Insbesondere im süddeutschen Raum kam es zu einer Reduzierung von etwa 5 GW gesicherter Kraftwerksleistung. Vor diesem Hintergrund erstellte die Bundesnetzagentur gemeinsam mit den Übertragungsnetzbetreibern Szenarien, in denen verschiedene Netz und Erzeugungskonstellationen für den Winter 2011 analysiert wurden [Bundesnetzagentur, 2012a]. Im Rahmen dieser Untersuchungen wurde insbesondere die Rolle der Kaltreserve Kraftwerke hervorgehoben, um lokal auftretende Leitungsüberlastungen zu verhindern. Auf der Basis der Analysen wurde gemeinsam mit den Übertra

14 12 gungsnetz und Kraftwerksbetreibern eine Anzahl von deutschen und österreichischen Reservekraftwerken festgelegt, die für ein Redispatch zur Verfügung stehen. Darüber hinaus verständigte man sich auf ein Kostenmodell, das es ermöglicht, die Kosten über die Erlösobergrenzen der Übertragungsnetzbetreiber abzuwälzen [Bundesnetzagentur, 2012e]. Eine kritische Versorgungssituation stellt der 8./9. Dezember 2011 dar, die durch den Ausfall gesicherter Leistungskapazität, einer gleichzeitig hohen Einspeisung von mehr als MW Windenergieleistung sowie einer sehr hohen Netzlast gekennzeichnet war. Zur Beseitigung der hohen Leistungsbelastung der Nord Süd Trasse war die Zuschaltung österreichischer Reservekraftwerke notwendig. Darüber hinaus erwies sich der Umbau des Generators des Kernkraftwerkblock Biblis 1 zu einem rotierenden Phasenschieber als eine sehr wirkungsvolle Maßnahme zur Spannungshaltung.[Bundesnetzagentur, 2012a] Eine weitere kritische Versorgungssituation war nach Angaben der Bundesnetzagentur zwischen Weihnachten und Silvester 2011 festzustellen, die jedoch europaweit zu sehen ist und nicht in Zusammenhang mit dem Kernenergieausstieg stand. In dem betreffenden Zeitraum war die Stromerzeugung deutlich höher als der Verbrauch, was zu einem Anstieg der Netzfrequenz im gesamten kontinentaleuropäischen Netz führte [Bundesnetzagentur, 2012e]. Zukünftige Netzanforderungen Übertragungsnetz Im Zuge der deutschen Energiewende haben sich die Rahmenbedingungen für die Energiewirtschaft grundlegend geändert. Hiervon sind in besonderem Maße die Übertragungsnetze betroffen, an die schon heute deutlich erhöhte Anforderungen gestellt werden. Wie in der Vergangenheit müssen die Übertragungsnetzbetreiber auch in Zukunft sicherstellen, dass die Versorgungssicherheit zum einem und die Systemstabilität zum anderen zu jedem Zeitpunkt gewährleistet ist. Dies wird durch den immer stärker wachsenden weiträumigen Transport von großen Strommengen, für den das historisch gewachsene Netz nicht ausgelegt wurde, zunehmend erschwert. Neben Aspekten wie der Entflechtung von Erzeugung, Handel und Verteilung von Elektrizität ist dafür vor allem die sich ändernde Struktur der Stromerzeugung in Deutschland verantwortlich. Der massive Ausbau der erneuerbaren Energien führt zu hohen Zuwächsen der volatilen Windenergieeinspeisung (on und offshore) vor allem im Norden und Osten sowie zu stark steigenden, fluktuierend einspeisenden PV Kapazitäten mit Schwerpunkt im Süden Deutschlands. Dabei verdrängen die Erneuerbaren aufgrund der vorrangigen Einspeisung zunehmend konventionelle Kraftwerke aus dem Markt, die häufig lastnah errichtet wurden. Auch der Kernenergieausstieg führt dazu, dass weitere konventionelle, der Last nahe Kapazitäten sukzessive wegfallen.

15 13 Eine wesentliche Herausforderung für das Übertragungsnetz besteht daher darin, trotz geänderter Randbedingungen einen sicheren Netzbetrieb zu gewährleisten. Eine immer häufiger eingesetzte Maßnahme zur Vermeidung von Netzengpässen ist das Redispatching, bei dem ein Übertragungsnetzbetreiber direkt in die Fahrpläne von Kraftwerken eingreift, um durch eine gezielte Änderung des Lastflusses Überlastungen im Netz zu vermeiden. Während das Volumen der Redispatch Maßnahmen aufgrund von Überlastungen der Leitung Redwitz Remptendorf im Winter 2010/11 noch MWh betrug, waren im Winter 2011/12 bereits Eingriffe mit einem Volumen von MWh notwendig. Diese extreme Zunahme erfordert zukünftig eine verstärkte Koordination der beteiligten Übertragungsnetzbetreiber. [Bundesnetzagentur, 2012a] Um derartige Markteingriffe zukünftig zu vermeiden, ist der Ausbau des Übertragungsnetzes unumgänglich. Der notwendige Netzausbaubedarf wurde in verschiedenen Studien ermittelt. In der DENA II Netzstudie von 2010 wird im Basisszenario von einem Bedarf an Netzzubau von km Trassenlänge bis 2020 ausgegangen [Deutsche Energie Agentur, 2010]. Es wurden zudem verschiedene innovative Techniken zur Erhöhung der Übertragungskapazität bestehender 380kV Freileitungen untersucht, darunter insbesondere der Einsatz von Hochtemperatur Leiterseilen sowie das Freileitungsmonitoring. Während Freileitungsmonitoring bereits heute mehr und mehr Anwendung im regulären Netzbetrieb findet, muss der Einsatz neuer Materialen wie bei Hochtemperatur Leiterseilen noch in entsprechenden Pilotprojekten weiter erprobt werden, damit ein zuverlässiger Betrieb gewährleistet werden kann [VDE, 2010b]. Im NEP Strom 2012 beträgt die Gesamtlänge der von der Bundesnetzagentur bestätigten Ausbaumaßnahmen bereits insgesamt 5700 km, wobei 2800 km auf neu zu errichtenden Trassen verlaufen [Bundesnetzagentur, 2012g]. Ein wichtiger Baustein in den Ausbaumaßnahmen ist die Errichtung von HGÜ Trassen in Nord Süd Richtung, die wesentlich zum Abtransport von Windstrom beitragen sollen. Vorteile der HGÜ Technik bestehen darin, dass reine Wirkleistung übertragen wird und die Leistungsübertragung unter Berücksichtigung der Restriktionen des umgebenden AC Netzes frei eingestellt werden kann. Bei der HGÜ Technik wird zwischen der klassischen HGÜ und VSC HGÜ (Voltage Source Converter, VSC) unterschieden [VDE, 2010b]. Bei der klassischen HGÜ kommen thyristorbasierte, netzgeführte Stromrichter zum Einsatz, die somit lediglich ein, aber nicht ausschaltbar sind. Für diese Art von Umrichter muss das angeschlossene Wechselstromnetz bis zu 50 60% der zu übertragenden Leistung an Blindleistung zur Verfügung stellen und somit sehr spannungsstarr sein. Bei der VSC HGÜ handelt es sich um IGBT basierte (Insulated Gate Bipolar Transistor, IGBT), selbstgeführte Umrichter, die entsprechend ein und ausschaltbar sind. Der große Vorteil der VSC Technologie besteht darin, dass die Wirk und Blindleistungsaufnahme bzw. abgabe schnell und getrennt voneinander geregelt werden kann. Somit kann die VSC Technologie durch die Bereitstellung von Blindleistung entscheidend zur Netzstabilisierung

16 14 beitragen. Nachteilig sind die noch geringen Übertragungskapazitäten im Bereich von 1,5 GW. In Hinblick auf die geplanten Ausführungen im NEP 2012 mit 2 GW ist hier noch weiterer Entwicklungsbedarf vorhanden. Bei der Integration der HGÜ Verbindungen in das Wechselspannungsnetz gibt es jedoch noch weitere offene Fragen, die es zu klären gilt. Da hohe Leistungen über eine sehr große Entfernung übertragen werden, können sich Fehler schnell weiträumig ausbreiten. Insofern ist das klassische (n 1) Kriterium im Falle von HGÜ Leitungen mitunter nicht ausreichend, was im NEP 2012 durch die Betrachtung des (n 2) Kriteriums für die HGÜ Leitungen bereits berücksichtigt wurde. Bis heute ist nicht klar, wer die (der) Betreiber der geplanten HGÜ Verbindungen sein werden (wird). Da die Leistungsübertragung der HGÜ Leitungen frei eingestellt werden kann, ist darauf zu achten, dass die parallelen Leitungen koordiniert betrieben werden, um das Wechselstromnetz optimal zu unterstützen und z.b. Kreisflüsse zu vermeiden. Eine weitere große Herausforderung wird zukünftig die ausreichende Bereitstellung von Systemdienstleistungen und vor allem Blindleistung im Übertragungsnetz sein. Die weiträumige Übertragung von Strom führt bei hoher Auslastung der Freileitungen zu einem erhöhten Blindleistungsbedarf im Übertragungsnetz. Heutzutage wird dieser wesentlich von lokal verteilten, konventionellen Kraftwerken, die in das Höchstspannungsnetz eingebunden sind, erbracht. Stromerzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien dagegen vornehmlich in unterlagerte Netzebenen eingebunden. Von der Netzanschlussebene bis zum Höchstspannungsnetz wird durch die Netzreaktanzen ein Großteil der Blindleistung verbraucht, was neue Anforderungen an die Blindleistungsregelung der EE Anlagen stellt. Eine erste Maßnahme die Beiträge erneuerbarer Stromerzeugungsanlagen zur Erbringen von Systemdienstleistungen zu erhöhen ist beispielsweise die in den Netzanschlussbedingungen vorgeschriebene Fault Ride Through Fähigkeit neuer Windenergieanlagen, die ein Ausbreiten des Spannungstrichters im Fehlerfall verhindern soll. Im Gegensatz zu älteren Anlagen gehen diese bei Spannungseinbrüchen nicht vom Netz, sondern speisen weiterhin Blindleistung ein und stützen damit das Netz. Dabei ist der Einfluss der Windenergieanlagen auf die Spannungsregelung im Höchstspannungsnetz höher als das der PV Anlagen, da diese entweder in der 110 kv Ebene oder der 20 kv Ebene installiert sind. Der Problematik fehlender Blindleistung wird im NEP Strom 2012 mit dem massiven Einsatz von Kompensationselementen und leistungselektronischen Netzreglern (Flexible AC Transmission Systems, FACTS) begegnet. In welchem Maße diese Kompensationseinrichtungen tatsächlich benötigt werden, muss sich noch zeigen, da das Übertragungsnetz im NEP 2012 im Wesentlichen hinsichtlich der Wirkleistungsflüsse ausgelegt wurde.

17 15 Verteilnetz Das Verteilnetz ist den letzten Jahrzehnten in passiver Form nach dem Prinzip Erzeugung folgt Last und den damit verbundenen unidirektionalen Top Down Lastflüssen auslegt worden. Derzeit und zukünftig noch verstärkt ist das Verteilnetz jedoch mit einer stark steigenden Zahl an dezentralen Stromzeugungsanlagen mit meist geringer Einzelleistung und deren Einbindung in den unterschiedlichen Spannungsebenen konfrontiert. Das Verteilnetz muss sich daher in Richtung mögliche multidirektionale Lastflüsse zwischen dezentralen Erzeugern, Lasten und Energiespeichern ausrichten [Laskowski, 2011]. Um eine möglichst hohe Nutzung der Erzeugungsleistung der erneuerbaren Energien zu gewährleisten, ist ein Aus, Um und Neubau von Stromleitungen, Transformatoren und weiterer Betriebsmittel auf allen Verteilnetzebenen erforderlich. [Deutsche Energie Agentur, 2012] Im Jahr 2012 wurden rund 1250 Maßnahmen zur Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau des Netzes von den Verteilnetzbetreibern gemeldet. Dies ist eine Steigerung um über 20 % im Vergleich zum Jahr Zu den am meisten durchgeführten Ausbaumaßnahmen zählen Erhöhung des Leitungsquerschnitts, Erhöhung der Transformatorenleistung, Verkabelung von Freileitungen, Trennstellenoptimierung, Änderung der Netztopologie, Einbau von Messtechnik und Bau von Parallelsystemen. [Bundesnetzagentur, 2012e] Neben der dezentralen Erzeugung wird auch durch die sich verändernde Verbrauchsstruktur z.b. durch reduzierte Nachfragen (bedingt durch Effizienzsteigerungen), demografische Effekte, sich ändernde Siedlungsstruktur und die Integration von neuen Verbrauchern wie Elektrofahrzeuge oder Wärmepumpe eine verstärkte Anpassung notwendig sein. Eine Möglichkeit der Adaption des Verteilnetzes an diese Entwicklungen ist der massive Ausbau des Netzes. Soll dieser deutliche Netzausbau vermieden werden, ist eine Einbindung von Informations und Kommunikationstechnik notwendig, die eine Zustandsbestimmung des Verteilnetzes und Steuerung von Netzkomponenten, dezentralen Energieerzeugungsanlagen und Verbrauchern ermöglicht. Nur eine Kombination von Mess und Leittechnik lässt eine zukünftig möglichst optimale Auslastung der Betriebsmittel zu. Wahrscheinlich ist, dass zukünftig eine Zwischenstufe zwischen Netzausbau und der intelligenten Steuerung Anwendung findet. Auch wenn die intelligente Steuerung kurzfristig eine theoretische Möglichkeit zur Substitution von Netzausbau ist, ist es unwahrscheinlich, dass eine komplette Steuerung kurz bis mittelfristig Anwendung findet, da entsprechende Marktregime bislang nicht existieren. Eine weitere Herausforderung wird die Gewährleistung von sicherheitsrelevanten Schutzfunktionen im Verteilnetz sein. Durch multidirektionale Lastflüsse können Überlastsituationen in nicht überwachten Netzen unerkannt bleiben und zur Überlastungen von Freileitungen, Kabeln und Transformatoren führen. Weiterhin kann es zu Spannungsbandverletzung, Flicker und Oberschwingungen kommen. Für einen stabilen und sicheren Betrieb dezentraler

18 16 Energiegewinnungsanlagen sind daher geeignete IKT Möglichkeiten zu entwickeln. [VDE, 2010a] Zukünftig wird eine Beteiligung der Verteilnetze zusammen mit dezentralen Stromerzeugungsanlagen an der Bereitstellung von Systemdienstleistungen erforderlich sein. Dies macht neue Betriebsführungskonzepte notwendig, die durch ein Zusammenwirken von Übertragungs und Verteilnetzbetreibern die Aufrechterhaltung der Systemstabilität und Systemsicherheit ermöglichen. Neben zukünftigen technischen Anforderungen an das Verteilnetz sind auch Herausforderungen in den Bereichen Investitionssicherung, Raumordnung, Planungs und Genehmigungsrecht sowie gesellschaftliche Akzeptanz von Aus /Neubaumaßnahmen zu beachten. [Deutsche Energie Agentur, 2012] Die Deutsche Energieagentur (Dena) hat in ihrer Studie [Deutsche Energie Agentur, 2012] den Modernisierungsbedarf für die Verteilnetze in Deutschland für verschiedene Zukunftsszenarien quantifiziert. Danach müssten bis 2030 in Deutschland zwischen und Kilometer Verteilnetzleitungen ausgebaut werden. Weiterhin sind zwischen und Kilometer umzubauen, und eine Installation von zusätzlicher Transformatorleistung zwischen MVA ist notwendig. Der kumulierte Investitionsbedarf beträgt je nach Szenario zwischen 27,5 bis 42,5 Mrd. bis zum Jahr Dabei entfällt über die Hälfte des Investitionsbedarfs auf den Netzausbau in der Hochspannungsebene. In der Niederspannungs und Mittelspannungs Ebene ist der Großteil des Netzausbaubedarfs auf die Verletzung von Spannungskriterien zurück zu führen. Der Investitionsbedarf kann durch den Einsatz innovativer Techniken wie regelbarer Ortsnetztransformatoren, Blindleistungsbereitstellung und Leistungssteuerung von dezentralen Energieumwandlungsanlagen, netzgesteuerte Speicher / Laststeuerung deutlich gesenkt werden. [Deutsche Energie Agentur, 2012] Ein erster Schritt in die gesteuerte dezentrale Einspeisung ist die seit Anfang 2012 vorgeschriebene Blindleistungsfähigkeit von Wechselrichtern für neue Photovoltaikanlagen. Durch diese technische Maßnahme können unerwünschte Spannungsbandverletzungen im Verteilnetz ausgeglichen werden. Weiterhin sind regelbare Ortsnetztransformatoren, die flexibel auf Stromabnahme und Solarstromangebot reagieren, bereits auf dem Markt erhältlich. Der zukünftige Einsatz von dezentralen Batteriespeichern in Haushalten mit PV Stromerzeugungsanlagen könnte bei einer netzgeführten Betriebsweise ebenfalls konventionellen Netzausbau vermeiden und Kosten einsparen [Deutsche Energie Agentur, 2012]. IV Erdgas Etwa 86% des in Deutschland genutzten Erdgases werden derzeit importiert. Wichtigste Lieferländer sind Russland, Norwegen sowie die Niederlande. Nach Angaben des Bundesverbandes der Energie und Wasserwirtschaft (BDEW) betrug die Gesamtlänge des deutschen Erdgasnetzes im Jahr 2011 ca km (Hochdruck: km, Mitteldruck:

19 17 km, Niederdruck: km) [Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, 2012b]. Für den Betrieb des Fernleitungsnetzes ist derzeit eine Verdichterleistung von knapp 2,5 GW (212 Verdichtereinheiten) installiert [Fernleitungsnetzbetreiber, 2012]. Nach Angaben der Bundesnetzagentur [Bundesnetzagentur, 2012d] planen die Fernnetzbetreiber für die Jahre 2011 bis 2013 etwa 2,1 Mrd. für den Neubau, den Ausbau sowie die Erweiterung von Gasnetzen zu investieren. Für den Erhalt und die Erneuerung sollen zusätzlich für den gleichen Zeitraum etwa 530 Mio. investiert werden. Legt man die geplanten Investitionen auf einzelne Jahre um, ist im Vergleich zum Jahr 2010 ein sprunghafter Anstieg festzustellen, der im Wesentlichen auf die Durchführung einiger einzelner Großprojekte (z.b. Anbindung der Nord Stream Pipeline, Ausbau Ellund) zurückzuführen ist. Analog zur Elektrizitätsversorgung sind auch die Gasnetzbetreiber verpflichtet, jährlich alle Versorgungsunterbrechungen zu melden. Der von der Bundesnetzagentur für das Jahr 2011 veröffentlichte SAIDI Wert beträgt 1,993 Minuten und ist ein mittlerer Wert über alle Druckstufen des Gasnetzes. Somit war im Jahr 2011 im Durchschnitt jeder Letztverbraucher knapp zwei Minuten von der Grundversorgung unterbrochen. Gegenüber den Vorjahren ist keine signifikante Veränderung festzustellen [Bundesnetzagentur, 2012d, Bundesnetzagentur, 2012h]. Untertage Gasspeicher Ende 2011 befanden sich in Deutschland 48 Untertage Erdgasspeicher in Betrieb. Das tatsächlich nutzbare Speichervolumen (Arbeitsgasvolumen), das ein und ausgelagert werden kann, beträgt 20,4 Mrd. m 3. Insgesamt sind 22 Porenspeicher (Arbeitsvolumen: ca. 10,4 Mrd. m 3 ) und 26 Kavernenspeicher (Arbeitsgasvolumen: ca. 10 Mrd. m 3 ) in Betrieb [Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, 2012b, N.N., 2012b]. Entsprechend der Struktur des deutschen Gasmarktes ist der weitaus größte Anteil der Anlagen für die Speicherung von H Gas und nur ein geringer Anteil für L Gas ausgelegt [Bundesnetzagentur, 2012d]. Deutschland besitzt damit nach den USA, Russland und der Ukraine das weltweit viertgrößte Gasspeichervolumen. Weitere Untertage Gasspeicher mit einem gesamten Arbeitsvolumen von ca. 12 Mrd. m 3 befinden sich derzeit im Bau bzw. in der Planung. (Tabelle 3)

20 18 Tabelle 3: Erdgasspeicherung in Deutschland (Betrieb und Planung) Porenspeicher Kavernenspeicher Summe Betrieb Anzahl Arbeitsgasvolumen 10, ,4 Mrd. m 3 V n Bau und Planung Anzahl Arbeitsgasvolumen 1 10,9 11,9 Mrd. m 3 V n Quelle: [N.N., 2012b] IEK STE 2013 Nach Ansicht des Bundeswirtschaftsministeriums wird die Bedeutung von Speicherkapazitäten insbesondere vor dem Hintergrund zunehmender Importabhängigkeit voraussichtlich noch steigen. Es ist davon auszugehen, dass die Lieferungen mit gleichbleibenden Volumen (Bandlieferungen) noch weiter zunehmen werden. Dem gegenüber steht ein ungleichmäßiger Gasverbrauch. Zur Absicherung der Bandlieferungen ist es erforderlich, dass die benötigten Speicherkapazitäten und dienstleistungen zur Verfügung stehen und mit gleicher Zeitdauer die Transportkapazitäten gebucht werden können [Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, 2012b]. Gasversorgungsengpass in Süddeutschland In den ersten beiden Februarwochen des Jahres 2012 trat in Süddeutschland ein bemerkenswerter Gasversorgungsengpass auf. Ursachen waren eine eingeschränkte Verfügbarkeit russischer Erdgaslieferungen, die zu einer verringerten Einspeisung in das deutsche Fernleitungsnetz am Grenzübergang Waidhaus führte sowie eine Kältewelle, die sich von Russland bis hin nach Südeuropa (Frankreich, Italien) erstreckte. Dies wiederum führte zu einer ungewöhnlich hohen Gasabnahme insbesondere durch Haushaltskunden sowie durch deutlich höhere Ausspeiseleistungen nach Frankreich (MEGAL Pipeline) sowie in die Schweiz (TENP Pipeline). Nach Angaben der Bundesnetzagentur [Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie, 2012b] konnten ab dem 2. Februar die Transportanmeldungen der Gashändler,

21 19 die in Waidhaus Gas nach Deutschland einführen wollten, von dem Fernleitungsnetzbetreiber nicht mehr erfüllt werden. Zeitweise lagen tatsächlich die eingespeisten Gasmengen in der Spitze um bis zu 30 Prozent unter den von den Händlern abgegebenen Anmeldungen. Die in das benachbarte Ausland erhöhten ausgespeisten Erdgasmengen führten zu einer vollständigen Auslastung der Ausspeisekapazitäten, die unter normalen Bedingungen (keine verringerten Importe aus Russland, keine Kältewelle) etwa 60% beträgt. Mit entsprechenden Maßnahmen konnte erreicht werden, dass die Gasversorgung der als besonders schutzbedürftig privilegierten Haushaltkunden weder teilweise noch ganz eingeschränkt werden musste. Allerdings bedurfte es zur Aufrechterhaltung verschiedener Maßnahmen, die gemäß 16 Abs.1 EnWG ergriffen werden können. Hierbei handelte es sich hauptsächlich um marktbezogene Instrumente ( 16 Abs.1 Nr.2 EnWG). Dies waren im Wesentlichen die Unterbrechung auf unterbrechbarer Basis abgeschlossene Kapazitätsverträge. Darüber hinaus wurde nachgelagerten Verteilnetzbetreibern die Erlaubnis entzogen, ihre beim Fernleitungsnetzbetreiber gebuchte Leistung bei Normierung um 5% zu überziehen. Insbesondere betroffen waren die süddeutschen Fernleitungsnetze der Betreiber Open Grid Europe, terranets bw und der bayernets sowie die nachgelagerten Verteilungsnetze. Zu den Verbrauchern mit unterbrechbaren Kapazitätsverträgen gehören in der Regel auch Betreiber von Gaskraftwerken. Dementsprechend wurde auf der Grundlage der nach dem Energiewirtschaftsgesetz vorgesehenen Maßnahmen die Gasversorgung von vier süddeutschen Gaskraftwerken unterbrochen. Bei einigen Kraftwerksblöcken war es möglich, während der Gasversorgungsunterbrechung auf eine Öl Befeuerung umzustellen. Insgesamt konnten jedoch MW Kraftwerkskapazität nicht mehr genutzt werden, die somit auch nicht mehr zur Absicherung der Systemstabilität der Elektrizitätsversorgungsnetze zur Verfügung standen. Da wegen der extremen Wetterlage und mangelnder Kapazitätsreserven keine zusätzlichen Reserven aus dem benachbarten Ausland mobilisiert werden konnten, musste dies durch die Einspeisung südlich der Mittelrheintrasse ausgeglichen werden. Hierzu war auch die Anweisung zum Anfahren von Reservekraftwerken nach 13(2) EnWG notwendig. Die Folge davon war, dass in Süddeutschland zeitweise keine weiteren Kraftwerke zum Redispatch mehr zur Verfügung standen und die (n 1) Sicherheit nicht zu jeder Zeit gewährleistet werden konnte. Insbesondere vor dem Hintergrund des beschlossenen Kernausstiegs und der in diesem Zuge bereits abgeschalteten Kernkraftwerke (insbesondere in Süddeutschland) ist der Ausfall dieser im süddeutschen Raum befindlichen Gaskraftwerke als besonders kritisch zu sehen. So stellt die Bundesnetzagentur fest, dass in einem worstcase Szenario, in dem ein Gasversorgungsengpass und für die alternative Befeuerung ein Ölbevorratungsengpass angenommen werden, etwa MW Erzeugungsleistung nicht zur Verfügung gestanden hätten. In diesem Fall wäre nach Angaben der Bundesnetzagentur [Bundesnetzagentur, 2012a] die Stabilität des deutschen Stromübertragungsnetzes nicht mehr gewährleistet gewesen.

22 20 Auch die vorhandenen Gasspeicher leisteten im betreffenden Zeitraum einen Beitrag zur Systemstabilität, da ihre Füllstände im Durchschnitt 70% betrugen. Allerdings deuten nach Ansicht der Bundesnetzagentur die für diesen Zeitraum vorliegenden Speicherstatistiken darauf hin, dass einige Speichereigentümer keinen Anreiz sahen, ihre Speicherkapazitäten in vollem Umfang einzusetzen und für netzstabilisierende Maßnahmen zu nutzen. So war es im betreffenden Zeitraum bei zwei süddeutschen Speichern notwendig, gemäß 16 Abs.2 EnWG den Betreibern eine Anweisung zu erteilen, in größerem Umfang Gas auszuspeisen und einen größeren Beitrag zur Systemstabilität zu leisten. Der in den zwei Wochen zu beobachtende Gasversorgungsengpass führte zu deutlich erhöhten europäischen Großhandelspreisen, deren Anstieg gegenüber den sonst üblichen Preisen zeitweise über 60% betrug. Nach Beendigung des Versorgungsengpasses sanken die Gaspreise relativ schnell auf das übliche Preisniveau, was von der Bundesnetzagentur als ein Zeichen für einen funktionierenden europäischen Gasmarkt interpretiert wird. Als Reaktion auf den Gasversorgungsengpass mit den entsprechenden Auswirkungen auf die Stromversorgung empfiehlt die Bundesnetzagentur eine Vielzahl von operativen sowie legislativen Maßnahmen. Das Spektrum der operativen Handlungsempfehlungen reicht von der Kontrahierung von Reservekraftwerken, der Brennstoffversorgung von Kraftwerken bis hin zur der gasseitig verbesserten Einbindung systemrelevanter Kraftwerke und deren besondere Berücksichtigung in den Netzentwicklungsplänen. Insbesondere wurde deutlich, dass eine isolierte Sicherheitsbetrachtung von Strom und Gasnetz nicht ausreicht, um die erforderliche Versorgungssicherheit zu gewährleisten. In diesem Sinne wird gefordert, die in 13 und 16 EnWG angelegte isolierte Behandlung aufzuheben. In diesem Kontext werden auch bessere und schnellere Kommunikationswege zwischen Gasfernleitungsnetzbetreibern, Stromübertragungsnetzbetreibern sowie Gaskraftwerksbetreibern gefordert. Derzeit wird eine geeignete Kommunikationsplattform von den beteiligten Akteuren erarbeitet.[deutscher Bundestag, 2012a] Wichtige internationale Pipelineprojekte Im Oktober 2012 wurde nach nur 30 Monaten Bauzeit der zweite Strang der Nord Stream Pipeline in Betrieb genommen. Mit dem ersten Strang, dessen Inbetriebnahme im November 2011 erfolgte, ist es nunmehr möglich eine jährliche Kapazität von 55 Mrd. m 3 von Russland (Wyborg/Portowaja) nach Deutschland (Lubmin) bzw. in Länder der Europäischen Union zu transportieren. Die Nord Stream Pipeline ist auf russischer Seite mit einer km langen Erdgaspipeline verbunden, die bis zu den westsibirischen Gasfeldern (Juschno Roskoje) reicht. Insgesamt beläuft sich das Investitionsvolumen für das Nord Stream Projekt auf 7,4 Mrd.. Die etwa km lange Offshore Pipeline kommt lediglich mit einer Verdichterstation (Portowaja, 366 MW) aus, mit der das Erdgas auf ca. 220 bar komprimiert, durch die Ostsee geführt und auf deutscher Seite mit einem Druck von 100 bar ausgespeist wird [Nord