Notwendigkeit des Netzausbaus. Positionspapier

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1 Notwendigkeit des Netzausbaus Positionspapier Berlin, 2. Februar 2015

2 Notwendigkeit des Netzausbaus Der Ausbaubedarf im Bereich der Übertragungsnetze wird jährlich auf Basis des Szenariorahmens und des darauf aufsetzenden Netzentwicklungsplans (NEP) ermittelt. Aber wie läuft dieser Prozess genau ab? Und was sind ganz konkret die Gründe für den Ausbaubedarf der Nord-Süd-Verbindungen? Wir geben die Antworten: Schritt 1: Der Szenariorahmen Den Berechnungen des NEP liegen drei Szenarien zugrunde, die eine unterschiedliche Entwicklung von Erzeugung und Last in den nächsten zehn Jahren prognostizieren. 1 Dieser sogenannte Szenariorahmen, den die vier Übertragungsnetzbetreiber erstellen, wird öffentlich konsultiert und schließlich von der Bundesnetzagentur genehmigt. Dabei prognostizieren alle Szenarien im Jahr 2024 ein erhebliches Leistungsbilanzdefizit in Süddeutschland. Und dies, obwohl in den Szenarien bereits angenommen wurde, dass in gewissem Umfang auch neue konventionelle Kraftwerke, speziell Gas befeuerte, in Süddeutschland errichtet werden sollen. Laut Netzentwicklungsplan 2014 (zweiter Entwurf) wird in Süddeutschland (Bayern, Baden-Württemberg sowie Teilen von Hessen, Rheinland-Pfalz und des Saarlandes) im Jahr 2024 eine gesicherten Stromerzeugungsleistung in Höhe von 19,1 Gigawatt (GW) zur Verfügung stehen. Demgegenüber beträgt die Höchstlast, also der maximale Stromverbrauch, in diesen Bundesländern im Jahr 2024 zusammen 26,4 GW. Die Ursache dieser Differenz liegt insbesondere in der Abschaltung der Kernkraftwerke. In der Folge fehlt in diesen Bundesländern mehr als 7 GW gesicherte Erzeugungskapazität, wenn die Last hoch ist. Ein weiterer Umstand kommt hinzu: Der Ausbau der erneuerbaren Energien insbesondere der Windenergie spielt in Süddeutschland eine untergeordnete Rolle. Heute sind in Bayern und Baden-Württemberg weniger als fünf Prozent der über 33 GW in Deutschland vorhandenen Windenergieleistung installiert. Dabei ist die Ansiedlung des Großteils der Windkraft in den windreichen Regionen Norddeutschlands gesamtwirtschaftlich betrachtet auch sinnvoll: Die Windausbeute, gemessen in durchschnittlichen Wind-Volllaststunden pro Jahr, ist im Norden im Durchschnitt rund 25 Prozent höher als im Süden Deutschlands. Die Effizienzverluste, die bei einer künstlichen Umverteilung der Winderzeugung an weniger ertragreiche Standorte entstünden, würden die Kosten für einen bedarfsgerechten Netzausbau zwischen Nord und Süd deutlich übersteigen. 1 Die Prognose erfolgt auf der Basis von Analysen unabhängiger wissenschaftlicher Institutionen sowie insbesondere der Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur. Vgl. auch Szenariorahmen NEP 2014, zweiter Entwurf. NOTWENDIGKEIT DES NETZAUSBAUS 2

3 Auch eine dezentrale Ansiedlung von Kraftwerken kann das Problem nicht lösen: Viele Studien unter anderem jene des Umweltbundesamtes aus dem Jahr zeigen, dass die Kosten für den Leitungsausbau um ein Vielfaches niedriger sind als eine zentral gesteuerte Ansiedlung von konventionellen Kraftwerken und Erzeugungsanlagen entsprechend der jeweils vorhandenen Nachfrage. Schritt 2: Die Marktsimulation Aufbauend auf den angenommenen Anlagen gemäß Szenariorahmen wird in einem zweiten Schritt eine Marktsimulation durchgeführt, die für jede Stunde des Jahres 2024 zeigt, wie hoch der Verbrauch ist und welche Kraftwerke dann Strom erzeugen, um diese Nachfrage zu decken. Hierbei wird auch die Nachfrage und das Angebot des Auslands mit einbezogen, es ist also ein europäisches Marktmodell, das heran gezogen wird und somit Import und Export aus europäischen Nachbarländern ebenfalls berücksichtigt. Dabei können wie auch an der Strombörse günstige Kraftwerke mehr Strom verkaufen als teure Kraftwerke. In die Simulation fließt, basierend auf Wetterprognosen, auch die Erzeugung aus erneuerbaren Energien ein. Die Ergebnisse dieser Marktsimulation zeigen einen hohen Importbedarf in Süddeutschland. Dort stehen nicht nur weniger Kraftwerke zur Verfügung, die viel Strom erzeugen können. Sie weisen meist auch höhere Produktionskosten auf. In der Marktsimulation für das wahrscheinlichste Szenario B2024 ist die Energiebilanz des süddeutschen Raumes im Jahr 2024 daher deutlich negativ: 35 Prozent des Jahresverbrauchs an Strom müssen die südlichen Bundesländer im Jahr 2024 importieren. Schritt 3: Das Netzmodell Aufbauend auf den Ergebnissen der Marktmodellierung wird anschließend geprüft, ob das bestehende und im Bau befindliche Netz ausreicht, um den Strom jederzeit von den Erzeugern zu den Verbrauchern zu transportieren und ob das Stromsystem stabil betrieben werden kann. Dazu werden die Marktergebnisse in ein knoten- und leitungsscharfes europäisches Netzmodell überführt und die Belastungen der einzelnen Leitungen für Deutschland abgebildet. Falls Leitungen überlastet sind, werden Zusatzmaßnahmen ins Netzmodell integriert. Dabei kommt das sogenannte NOVA-Prinzip (Netz-Optimierung vor Verstärkung vor Ausbau) zum Einsatz. Es regelt, dass zunächst bestehende Leitungen optimiert genutzt werden, bevor eine Verstärkung oder gar ein Neubau erfolgen muss. Es wird auch immer wieder geprüft, ob neu hinzu kommende Netzmaßnahmen nicht andere Projekte obsolet machen, die dann wieder aus dem Netzmodell entfernt werden können. Dabei darf keine Überdimensionierung des Netzes entstehen. 2 Studie des Umweltbundesamtes Modellierung einer vollständig auf erneuerbaren Energien basierenden Stromerzeugung im Jahr 2050 in autarken, dezentralen Strukturen vom März 2013: NOTWENDIGKEIT DES NETZAUSBAUS 3

4 Übertragungsbedarf ist auch Resultat des europäischen Stromhandels Die Lastflüsse auf den Stromleitungen sind sehr stark von der volatilen Einspeisung aus Wind- und Sonnenstrom beeinflusst, auch auf der Übertragungsebene. Es ist beispielsweise klar zu erkennen, dass an windreichen Tagen mit viel Windstrom im Norden ein hoher Transportbedarf Richtung Süden besteht. Doch auch der europäische Energiehandel hat Einfluss auf den Transportbedarf von den Regionen mit günstiger Erzeugung in die Regionen mit hohem Verbrauch. So ist es erklärtes politisches Ziel, die Energiemärkte innerhalb Europas stärker zu integrieren. Dies gilt sowohl für den mitteleuropäischen Verbund als auch für die Verbindung bspw. zum Verbund der skandinavischen Länder. Hierbei steht nicht nur die zusätzliche Versorgungssicherheit im Vordergrund, zudem soll ein zunehmender Handel zwischen den Ländern die Effizienz erhöhen, Speicherpotenziale erschließen und damit insgesamt günstig auf die Großhandelspreise wirken. Die Stromerzeugung aus Kohle geht kontinuierlich zurück Abhängig von den energiewirtschaftlichen Randbedingungen und dem europäischen Rahmen wird je nach Szenario unterschiedlich stark auf konventionelle Leistung zurückgegriffen. Fest steht jedoch: In jedem Szenario, vor allem jenem mit einem Zeithorizont von 20 Jahren (B2034) kommen immer weniger fossile Energieträger zum Einsatz. Neubauten werden nicht mehr angenommen. Mit Blick auf das Ziel der Bundesregierung, 2050 bereits 80 Prozent des Stromverbrauchs aus erneuerbaren Energien zu decken, sind weitere Schließungen und ein stetiger Rückgang der Erzeugung durch Kohlekraftwerke zu erwarten und bei der Ermittlung des Netzausbaubedarfs schon unterstellt. Dann wird die überwiegend im Norden Deutschlands installierte Windenergie an Land und auf See die Versorgung Süddeutschlands immer stärker und öfter mit übernehmen müssen die Funktion der Gleichstromverbindungen wird dann noch wichtiger. Netze schon heute an der Grenze der Belastbarkeit Sichtbar wird der Nord-Süd-Transportbedarf schon heute an den stetig steigenden Netzbelastungen. Insbesondere die Nord-Süd-Leitungen sind tendenziell überlastet. Beleg dafür sind zum einen die hohen Redispatchkosten. Diese fallen an, wenn die zwischen Regionen gehandelte Strommenge physisch nicht transportiert werden kann. In diesem Fall muss der Netzbetreiber in der Erzeugungsregion die Kraftwerkserzeugung reduzieren lassen. In der Verbrauchsregion kommen dann zusätzliche, teurere Kraftwerke zum Einsatz, damit die Nachfrage dort gedeckt werden kann. Alleine für die Regelzone von 50Hertz lagen die Kosten für diese Redispatch-Maßnahmen zuletzt bei jährlich rund 100 Millionen Euro. Eine strukturelle Entlastung wird erst durch die Verstärkung der Nord-Süd-Trassen erwartet. Und die Netzengpässe in Deutschland haben einen weiteren Effekt. Es entstehen sogenannte ungeplante Ringflüsse, da der Strom den Weg des geringsten Widerstands wählt und stark beanspruchte Leitungen möglichst meidet. Hierbei fließt NOTWENDIGKEIT DES NETZAUSBAUS 4

5 der Strom dann über die Netze der östlichen Nachbarländer nach Süddeutschland, was wiederum dort für hohe und ungeplante Netzbelastungen sorgt und die Netzstabilität beeinträchtigen kann. 50Hertz hat gemeinsam mit den Nachbarländern Polen und Tschechien bereits Maßnahmen getroffen: So wurde Ende 2012 der gemeinschaftliche Einsatz von zunächst virtuellen und ab 2016 auch physikalischen Phasenschiebern an der Grenze zu Polen vereinbart. Diese Maßnahmen werden die ungeplanten Stromflüsse über die östlichen Nachbarländer begrenzen im Gegenzug wird jedoch das deutsche Netz noch stärker belastet, sodass der innerdeutsche Transportbedarf in Nord-Süd-Richtung weiter steigt. Reform des Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) unterstreicht Notwendigkeit der Gleichstromleitungen Auch nach der EEG-Reform im August 2014 bleibt der Nord-Süd-Transportbedarf erhalten. Das zeigt sich im zweiten Entwurf des Netzentwicklungsplans 2014, der die Auswirkungen der EEG-Novelle auf den Ausbau der erneuerbaren Energien berücksichtigt. Wie die Berechnungen ergeben, wird die veränderte Förderung den Zubau an Windenergie bis 2024 leicht nach Nordosten verlagern. Brandenburg wird im Jahr 2024 mit 7,4 GW das östliche Bundesland mit der meisten Windenergie sein, dahinter folgt Sachsen-Anhalt mit 4,9 GW installierter Leistung. In Mecklenburg-Vorpommern wird ein wesentlich höherer Windkraftausbau stattfinden als bisher immer prognostiziert. Dagegen wird nach der EEG-Novelle mit deutlich weniger Zubau erneuerbarer Energien in den südlichen Bundesländern Bayern und Baden-Württemberg gerechnet, so dass in dieser Region der Bedarf an Energieimporten weiter steigen wird. 3 In Folge der veränderten regionalen Verteilung der Erzeugungsanlagen aus erneuerbaren Energien wurde auch die Planung der Gleichstromverbindung D angepasst. Um die oben beschriebene Entwicklung der erneuerbaren Energien gemäß dem neuen EEG besser in der Nutzplanung abzubilden, wurden dessen Anfangs- und Endpunkte entsprechend regional angepasst. Die neuen Planungen sehen vor, dass die Gleichstromverbindung D nun in Wolmirstedt statt in Bad Lauchstädt beginnen und in Bayern nicht in Meitingen sondern daneben im Raum Gundremmingen enden soll. Diese Änderungen werden in den kommenden Monaten durch die Bundesnetzagentur intensiv geprüft und erneut öffentlich konsultiert. Bestätigt die Behörde diese Änderungen, und finden diese Eingang in ein verändertes Bundesbedarfsplangesetz, würde dadurch eine neue Planungsgrundlage für die Gleichstromverbindung D geschaffen. Ein dann größerer Untersuchungsraum müsste im weiteren Verfahren neu betrachtet werden. Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass ein deutlicher Nord-Süd- Übertragungsbedarf auch nach der EEG-Reform im vergangenen Jahr besteht. Da die bestehenden Leitungen diesen Bedarf nicht annähernd decken können, ist der Ausbau der Netzinfrastruktur dringend notwendig. Dieser dient zum überwiegenden Teil dem Transport von erneuerbaren Energien, er stabilisiert das elektrische System und sorgt für eine effiziente Stromversorgung ganz Deutschlands. 3 Netzentwicklungsplan 2014, 2. Entwurf, Szenario B2024: NOTWENDIGKEIT DES NETZAUSBAUS 5

6 50Hertz Transmission GmbH, kurz 50Hertz 50Hertz sorgt mit rund 850 Mitarbeiterinnen und Mitarbeitern für den Betrieb und den Ausbau des Übertragungsnetzes. Darüber hinaus ist das Unternehmen für die Führung des elektrischen Gesamtsystems auf den Gebieten der Bundesländer Berlin, Brandenburg, Hamburg, Mecklenburg-Vorpommern, Sachsen, Sachsen-Anhalt und Thüringen verantwortlich. Als Übertragungsnetzbetreiber im Herzen Europas steht 50Hertz für die sichere Integration der erneuerbaren Energien, die Entwicklung des europäischen Strommarktes und den Erhalt eines hohen Versorgungssicherheitsstandards. Anteilseigner sind seit 2010 der belgische Netzbetreiber Elia (60 Prozent) sowie der australische Infrastrukturfonds IFM (40 Prozent). Als europäischer Übertragungsnetzbetreiber ist 50Hertz Teil der Elia Gruppe und Mitglied im europäischen Verband ENTSO-E. NOTWENDIGKEIT DES NETZAUSBAUS 6

7 50Hertz Transmission GmbH Eichenstraße 3A Berlin Deutschland Tel. +49 (30) Fax +49 (30)