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Stromnetze 2020plus
OUR MISSION: A SUS TAI N ABLE ENE RGY SUPPLY FOR EVERYONE
OUR MISSION: A SUS TAI N ABLE ENE RGY SUPPLY FOR EVERYONE
GESCHÄFTLSEITUNG: CARSTEN PETERSDORFF| AMTSGERICHT KÖLN: HRB 28527 | BANKVERBINDUNG: ING BANK N.V. FRANKFURT BRANCH | BLZ 50021000 | KTO. 0010121366 | UST-ID.NR. DE 18 73 8 615 ECOFYS GERMANY GMBH, A PRIVATE LIMITED LIABILITY COMPANY INCORPORATED UNDER THE LAWS OF GERMANY HAVING ITS OFFICIAL SEAT AT COLOGNE,
AND REGISTERED WITH THE TRADE REGISTER OF THE CHAMBER OF COMMERCE IN COLOGNE UNDER FILE NUMBER HRB 28527
OUR MISSION: A SUSTAI N ABLE ENERGY SUPPLY FOR EVERYONE
Ecofys Germany GmbH Niederlassung Berlin
Stralauer Platz 34 D- 10243 Berlin Germany
W: www.ecofys.de T: +49 (0) 30 2977 3579-0 F: +49 (0) 30 2977 3579-99 E: info@ecofys.de
Nils Brodersen
Dr. Christian Nabe
September 2009
PEGEDE084162 / © Ecofys 2009
Stromnetze 2020plus
Im Auftrag von:
Bundestagsfraktion Bündnis 90/Die Grünen
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OUR MISSION: A SUS TAI N ABLE ENE RGY SUPPLY FOR EVERYONE
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Inhaltsverzeichnis
1 Einleitung 6
2 Betrachtungsrahmen und Perspektive...................................................... 7
2.1 Weiterer Ausbau der EE...........................................................................7
2.2 Bestandsaufnahme des Netzes in Deutschland .........................................10
2.3 Das Netz als wesentliche Einrichtung in der Elektrizitätsversorgung ............13
2.4 Der Europäische Rahmen......................................................................17
3 Vision: Elektrizitätssystem der Zukunft .................................................. 19
3.1 Wesentliche Auswirkungen hoher EE Anteile auf Elektrizitätssysteme ..........19
3.1.1 Flexibilisierung des Kraftwerksportfolios...........................................20
3.1.2 Erhöhter Bedarf an Reserveleistung ................................................23
3.1.3 Zunehmende Bedeutung von Speichertechnologien...........................24
3.1.4 Notwendigkeit von Netzerweiterungsmaßnahmen .............................25
3.1.5 Übersicht über Auswirkungen auf die Bundesländer...........................26
3.2 Konzeptuelles Design eines zukunftsfähigen Elektrizitätssystems ................29
3.3 Das Konzept Smart Grids.......................................................................31
3.3.1 Was ist ein Smart Grid? .................................................................31
3.3.2 Was können Smart Grids leisten?....................................................32
3.3.3 Pilotprojekte und Forschungsvorhaben ............................................34
3.3.4 Grobe Abschätzung notwendiger Investitionen .................................38
3.4 Das Konzept Super Grids .......................................................................39
3.4.1 Was ist ein Super Grid? .................................................................39
3.4.1.1 Konzeptioneller Überblick über nutzbare Technologien.......................42
3.4.1.2 Konzeptioneller Überblick über innovative Ansätze ............................49
3.4.2 Was können Super Grids leisten? ....................................................50
3.4.3 Pilotprojekte und Forschungsvorhaben ............................................52
3.4.4 Grobe Abschätzung notwendiger Investitionen .................................57
3.5 Wechselwirkungen der Technologien untereinander ..................................59
3.6 Zusammenfassung................................................................................60
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4 Hemmnisse in der Anwendung und Umsetzung ...................................... 62
4.1 Übersicht über Akteure und Interessen....................................................62
4.2 Bisherige Rolle und Interessen der Netzbetreiber ......................................65
4.3 Wesentliche Hemmnisse ........................................................................66
4.3.1 Hemmnisse auf politischer Ebene....................................................66
4.3.2 Hemmnisse auf rechtlicher Ebene ...................................................67
4.3.3 Hemmnisse auf technischer Ebene ..................................................68
5 Politische Handlungsmaßnahmen ........................................................... 70
5.1 Handlungsmöglichkeiten im Bereich der Netzregulierung ...........................70
5.1.1 Europäische Netzregulierung ..........................................................70
5.1.2 Deutsche Netzregulierung ..............................................................73
5.2 Bedeutung einer unabhängigen Netzgesellschaft.......................................77
5.3 Weitere Handlungsmöglichkeiten im Bereich der Fördersysteme .................78
5.4 Handlungsmöglichkeiten in weiteren Bereichen.........................................79
6 Zusammenfassung.................................................................................. 82
Referenzen 86
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Abbildungsverzeichnis
Abb. 1: Künftige Anteile der EE im Stromsektor. Die Balken zeigen die
Entwicklung nach Nitsch (2008), die Linien geben das Szenario nach
Bundestagsfraktion Bündnis 90/Die Grünen (2007) wieder. .................................... 8 Abb. 2: Szenarienvergleich künftiger Anteile der EE im Stromsektor und
heutiger Stand (Linie). ....................................................................................... 9 Abb. 3: Angestrebte Netzerweiterungsmaßnahmen im deutschen
Übertragungsnetz einschließlich Interkonnektoren. Farbgebung deutet unterschiedliche
Quellen an, Größe der Markierungen unterscheidet Ausbau und Neubau von Trassen. .
12 Abb. 4: Koordinierungsaufgaben im Elektrizitätsversorgungssystem. ..13 Abb. 5: Auswirkungen von EE auf den Betreib von
Grundlastkraftwerken. Quelle: Wissen und Nicolosi, 2009).....................................16 Abb. 6: Wesentliche Auswirkungen hoher EE Anteile auf
Elektrizitätssysteme. 20 Abb. 7: Szenarien zur Stilllegung fossiler Kraftwerke (nach Nitsch,
2008). 21 Abb. 8: Heutige Struktur des Elektrizitätssystems. ...........................29 Abb. 9: Smart Grids und Super Grids als Konzepte in Relation zur
Wertschöpfungskette. 30 Abb. 10: Beispiel eines intelligenten Netzes. Quelle: Poseidon................................31 Abb. 11: Struktur des E-DeMa Projektes. ............................................................35 Abb. 12: Beispieldisplay eines intelligenten Stromzählers, das den Stromverbrauch
über die Tageszeit anzeigt. ................................................................................36 Abb. 13: Potenziale von Offshore Windenergie und Solarenergie. Quellen: Risø
National Laboratory und Center for Global Development (2008). ............................40 Abb. 14: Ausbauszenarien Offshore Windenergie und Solarenergie in der MENA
Region. 41 Abb. 15: Wesentliche Komponenten eines künftigen SuperGrids.............................42 Abb. 16: Matrix der Technologieoptionen zur Stromübertragung.............................43 Abb. 17: Querschnitt eines 380kV XLPE Kabels mit Kupferleiter (Quelle: Nexans).....46 Abb. 18: Vergleichsmatrix der wesentlichen Aspekte aller Technologieoptionen. .......48 Abb. 19: Vier technische Konzepte zur Netzanbindung von Kriegers Flak: individueller
Anschluss (A), wechselstrombasierter gemeinsamer Anschluss (B), Multi-Terminal
HVDC- Anschluss (C), Kombination von Multi-Terminal HVDC und AC als hybride
Lösung (D). Wechselstromkabel sind dunkelblau dargestellt, Gleichstromkabel
hellblau. Quelle: Energinet.dk et al. (2009). ........................................................52 Abb. 20: Individuelle und kombinierte Netzanbindung von Solaranlagen in Nordafrika
an das europäische Netz....................................................................................55 Abb. 21: Synergien zwischen Super Grids und Smart Grids....................................60 Abb. 22: Akteursübersicht, Einordnung nach regionalem Bezug und Akteursgruppe. .63 Abb. 23: Zeitschiene zur Transformation des Elektrizitätsversorgungssystems. ........84
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Tabellenverzeichnis
Tab. 1 Wesentliche Änderungen in den Energieversorgungsstrukturen
der einzelnen Bundesländer. Quellen: Eigene Berechnungen nach UBA (2008), UBA
(oJ), dena et al. (2005), DUH (2009), BfS (2009), BEE (2009)...............................28 Tab. 2 Vor- und Nachteile unterschiedlicher HVDC Technologien. ......44
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1 Einleitung
Um die globale Erwärmung auf maximal 2 Grad zu begrenzen sind deutliche Reduktio-
nen der Treibhausgasemissionen erforderlich. Wissenschaftlich sind diese Ziele
unumstritten. Die politische Willenserklärung, diese Ziele zu erreichen, wurde soeben
auf dem G8 Gipfel bekräftigt. Die Ziele von Bündnis 90/Die Grünen gehen noch über
die Ziele der Bundesregierung hinaus.
Ein erheblicher Anteil der Emissionsreduktionen wird auf den Energiesektor entfallen,
zum großen Teil durch weiter steigende Beiträge der Erneuerbaren Energien in der
Stromerzeugung. In Deutschland werden bereits bedeutende Anteile besonders durch
die Nutzung der Windenergie erbracht. Hieraus resultieren bereits heute Herausforde-
rungen an die Integration in die bestehende Struktur der Energieversorgung. Eine
Transformation der bestehenden Strukturen wird erforderlich, um die steigenden
Anteile bei Aufrechterhaltung der sicheren und zuverlässigen Energieversorgung in das
Stromnetz aufzunehmen. So sieht die Europäische Kommission die Schaffung eines
flexiblen Netzes, das unterschiedliche Stromerzeugungsquellen einbindet, als eine der
zentralen technologischen Herausforderungen der nächsten Jahre an (KOM, 2008).
Gleichzeitig ergibt sich heute ein Gestaltungsspielraum, da weite Teile der elektrischen
Infrastruktur das Ende ihrer Betriebsdauer erreichen. Daraus resultiert eine Gelegen-
heit, die notwendigen Strukturveränderungen auf den Weg zu bringen. Allerdings
besteht die Gefahr, dass aufgrund der Trägheit des gesamten Systems und bestehen-
de Hemmnisse eher das alte System erneuert wird, anstatt den Transformationspro-
zess in zu einem Elektrizitätsversorgungssystem der Zukunft voran zu bringen.
Vor diesem Hintergrund hat die Bundestagsfraktion Bündnis 90/Die Grünen Ecofys
beauftragt, im Rahmen eines Gutachtens ein solches zukunftsfähiges System
konzeptionell darzustellen. Darüber hinaus identifiziert das vorliegende Gutachten die
wesentlichen Hemmnisse, die den erforderlichen Umstrukturierungen im Wege stehen
und diskutiert die zentralen politischen Handlungsoptionen, mit denen diese Hemmnis-
se beseitigt werden können. Auf das besondere Interesse des Auftraggebers hin wird
hier insbesondere die Bedeutung einer unabhängigen Netzgesellschaft unter mehrheit-
licher Beteiligung der öffentlichen Hand diskutiert. Darüber hinaus auf die Besonder-
heiten einzelner Bundesländer eingegangen ebenso wie auf die europäische Dimensi-
on.
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2 Betrachtungsrahmen und Perspektive
In diesem Kapitel wird die Vision zur zukünftigen Elektrizitätsversorgung, wie sie im
Energiekonzept der Grünen dargelegt ist, zusammenfassend dargestellt und mit den
aktuellen Zielvorstellungen der Bundesregierung bzw. der Europäischen Union in
Relation gesetzt. Der Schwerpunkt liegt dabei auf dem erforderlichen weiteren Ausbau
der Erneuerbaren Energien. Dies ermöglicht eine Abschätzung, wie groß die Differenz
zwischen der gegenwärtig verfolgten Ausbaupolitik und den Zielsetzungen der Grünen
ist. Zusätzlich wird erörtert, aus welchen Gründen das Netz eine zentrale Einrichtung
in der Elektrizitätsversorgung darstellt – warum eine exklusive Betrachtung des Netzes
aber zu kurz greifen würde.
Die Herausforderungen, die mit der Integration Erneuerbarer Energien in das Elektrizi-
tätsversorgungssystem verbunden sind, hängen unmittelbar mit den Anteilen ab, die
die EE an der Stromversorgung haben. In diesem Kapitel wird ein Entwicklungspfad
der EE vorgestellt, der die Ziele der Grünen (Bundestagsfraktion Bündnis 90/Die
Grünen, 2007) wieder gibt. Um eine Einordnung zu ermöglichen, wird diese Entwick-lung mit den Zielvorstellungen der Bundesregierung in Relation gesetzt (Abschn. 2.1).
Darüber hinaus wird in diesem Kapitel erörtert, aus welchen Gründen das Netz eine
zentrale Einrichtung der Elektrizitätsversorgung darstellt – warum eine exklusive Betrachtung des Netzes aber zu kurz greifen würde (Abschn. 2.3).
2.1 Weiterer Ausbau der EE
Die notwendige Begrenzung der globalen Erwärmung auf 2 Grad erfordert eine
Reduktion der CO2 Emissionen in den Industrieländern um 80 % bis zum Jahr 2050
(IPCC, 2007). Um den dafür nötigen drastischen Umbau der Energieversorgungs-
struktur anzustoßen, streben die Grünen eine Verringerung der CO2 Emissionen in
Deutschland bis 2020 um 40 % an. Neben einer Vielfalt an Maßnahmen in den
Bereichen Verkehr sowie Wärme und Kühlung sehen die Grünen ein erhebliches
Potenzial im Bereich der Stromversorgung, die heute für 40 % der Treibhausgasemis-
sionen verantwortlich ist. Im Fokus des Energiekonzeptes der Grünen steht insbeson-
dere
• Eine Reduktion des Stromverbrauchs um 16 % bis 2020 durch Einsparungen
und Effizienzgewinne. Perspektivisch gehen die Grünen von einer Reduktion des
Verbrauchs auf etwa 250 TWh im Jahr 2050 aus.
• Zunehmende Beiträge Erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung. Neben
der Bioenergie wird die Stromerzeugung aus Windenergie deutlich zunehmen und
den größten Einzelbeitrag leisten. Darüber hinaus spielt auch der Import von EE
Strom aus benachbarten sonnenreichen und windstarken Regionen eine gewisse
Rolle.
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• Keine neuen Kohlekraftwerke ohne CCS Technologie. Da die entsprechenden
Technologien vor 2020 nicht zur Verfügung stehen, erfolgt bis dahin kein Neubau
von entsprechenden Anlagen.
Aus dem Energiekonzept der Grünen geht in Verbindung mit den dort vorgeschlagenen
detaillierten Maßnahmen die in Abb. 1 als Linien gezeigte Entwicklung der Stromer-
zeugung einher. Die gesamte Erzeugung geht von über 600 TWh auf etwa 515 TWh
pro Jahr zurück. Aufgrund des Ausstiegs aus der Nutzung der Kernenergie geht
deren Beitrag auf etwa 30 TWh pro Jahr zurück. Der Beitrag fossiler Energieträger in
der Stromerzeugung sinkt ebenfalls deutlich. Die Stromerzeugung aus EE nimmt stark
zu und wird in 2020 etwa 43 % der gesamten Erzeugung ausmachen. Mittelfristig wird
die Windenergie hier den größten Beitrag leisten, langfristig werden aber auch die
Beiträge der Biomasse und der Photovoltaik zunehmen.
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100
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500
600
2005/06 2020 2030
Str
omer
zeug
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[TW
h]
Erneuerbare Energien Fossile Energien Kernenergie
Abb. 1: Szenarien künftiger Anteile der EE im Stromsektor. Die Balken zeigen die Ent-
wicklung des Basisszenarios nach Nitsch (2008), die Linien geben das Szenario
nach Bundestagsfraktion Bündnis 90/Die Grünen (2007) wieder.
In Abb. 1 wird das Szenario der Grünen exemplarisch mit dem in der aktuellen
Leitstudie (Nitsch, 2008) entwickelten Basisszenario verglichen. Neben einer stärkeren
Senkung des Stromverbrauchs erwarten die Grünen im Vergleich zu diesem Szenario
höhere relative und absolute Beiträge aus EE zur Stromversorgung und einen
entsprechend stärkeren Rückgang der Anteile aus fossilen Energiequellen. Eine
Einordnung in weitere Szenarien lässt sich aus Abb. 2 entnehmen. Der Ist-Zustand ist
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in dieser Abbildung durch die Linien dargestellt, darüber hinaus sind die Ergebnisse
der wesentlichen aktuellen Szenarien gruppiert dargestellt. Diese sind auf den
Zeithorizont 2020 bis 2030 begrenzt, um eine Vergleichbarkeit mit dem grünen
Energiekonzept zu gewährleisten.
50
100
150
200
250
300
350
500 550 600 650
Bruttostromverbrauch [TWh/a]
EE
Erz
eugu
ng [T
Wh/
a]
EWI & Prognos, 2007Nitsch, 2008Bündnis 90/Die GrünenBEE
Energie 2.0
heute
2030
2030
Abb. 2: Szenarienvergleich künftiger Anteile der EE im Stromsektor und heutiger Stand
(Linie).
Hinsichtlich der möglichen Reduktionen im jährlichen Bruttostromverbrauch geht das
Szenario der Grünen mit einer Reduktion um 16 % bis 2020 von vergleichsweise
hohen Effizienzgewinnen und Einsparmöglichkeiten aus. Die absoluten Beiträge aus EE
liegen mit 221 TWh/a im oberen Mittelfeld, allerdings bleiben die Szenarien für den
Energiegipfel (EWI & Prognos, 2007) sämtlich hinter dem Szenario der Grünen zurück.
Dagegen liegen die EE Beiträge mittelfristig im Rahmen der Leitstudie (Nitsch, 2008)
deutlich darüber. Gleiches gilt für die BEE Studie (BEE, 2009). Insgesamt stellt das
grüne Energiekonzept also ein ehrgeiziges Ziel dar, liegt aber mit den Szenarien zur
künftigen EE-Erzeugung in ähnlichen Bereichen wie andere Studien.
Aufgrund der in Deutschland verfügbaren Ressourcen und den jeweiligen Stromgeste-
hungskosten wird ein wesentlicher Teil der neu zu schaffenden RES-E Kapazitäten im
Bereich der Windenergienutzung installiert werden. Einen weiteren großen Beitrag
wird die Biomasse liefern. Das Potenzial der Solarenergienutzung in Deutschland ist
mittelfristig begrenzt, allerdings können langfristig bei entsprechender Netzinfrastruk-
tur erhebliche Mengen Solarstrom aus sonnenreichen, südlichen Gebieten importiert
werden.
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EE Anlagen unterscheiden sich in ihren Eigenschaften erheblich von konventionellen
Großkraftwerken, wobei die folgenden Aspekte besonders hervorzuheben sind:
• die Erzeugung aus Wind- und Solarenergie folgt dem Verlauf der natürlichen
Ressourcen und fluktuiert damit;
• die Genauigkeit, mit der der Verlauf der natürlichen Ressourcen und damit die EE-
Erzeugung vorhergesagt werden kann, ist begrenzt – die Vorhersage ist grund-
sätzlich fehlerbehaftet;
• EE-Anlagen werden aufgrund der Ressourcenverfügbarkeit oft geografisch und /
oder netztechnisch fern von den Lastzentren errichtet.
Aus den oben geschilderten Gründen ändern sich die Anforderungen an das System
der Elektrizitätsversorgung erheblich, die Netzintegration der zusätzlichen EE-Anlagen
bildet hier eine der zentralen Herausforderungen. Es ist davon auszugehen, dass die
Änderungen im Elektrizitätsversorgungssystem für eine erfolgreiche Integration der
Erneuerbaren Energien bei einer Entwicklung, die dem Szenario der Grünen folgt,
höher sein werden als in anderen Szenarien. Dabei ist zu beachten, dass kein linearer
Zusammenhang zwischen den EE Anteilen und den Herausforderungen besteht,
vielmehr ist zu erwarten, dass die Herausforderungen bei einem Erreichen bestimmter
Schwellen sprunghaft ansteigen werden. Um eine erfolgreiche Systemintegration auch
bei einem sehr zügigen und sehr starkem Ausbau gewährleisten zu können, muss die
notwendige Umstrukturierung des Systems entsprechend schneller vonstatten gehen
und vor allem rechtzeitig begonnen werden. Verzögerungen z.B. beim Netzausbau, die
den Ausbau der EE verzögern, sollten vermieden werden.
2.2 Bestandsaufnahme des Netzes in Deutschland
Das deutsche Elektrizitätsversorgungssystem ist in vier Regelzonen aufgeteilt, in
denen jeweils ein Übertragungsnetzbetreiber die Systemverantwortung innehat.
Nahezu das gesamte Übertragungsnetz (220 und 400 kV) ist als Freileitungen
errichtet. Die Verteilnetze sind im Eigentum regionaler Netzbetreiber, die zu großen
Teilen eigentumsrechtlich mit den vier großen Energieversorgungsunternehmen
verbunden sind (Leprich, 2007). Das deutsche Elektrizitätsversorgungssytem ist in das
synchrone Netzgebiet der UCTE eingebunden.
Das deutsche Verbundnetz ist über Interkonnektorkapazitäten von circa 18 GW
(entspricht etwa 14% der installierten Kraftwerksleistung) in das europäische Netz
eingebunden. Bereits heute werden diese Kapazitäten zum Stromaustausch mit den
Nachbarländern zunehmend intensiv genutzt. So wurden im Jahr 2007 rund 8% des
Stromaufkommens importiert. Im gleichen Jahr wurden etwa 12% des Stroms für
exportiert (BMWI 2008). Dieser Anteil ist in den vergangen Jahren kontinuierlich
gestiegen. Bedeutsam ist hier aber auch eine zeitlich aufgelöste Betrachtung: Zu
jeden Zeitpunkt findet ein Leistungsaustausch in eine Richtung mit den benachbarten
Ländern statt.
Es existieren zwei, in ähnliche Richtung wirkende Kräfte, die einen weiteren Netzaus-
bau treibende Faktoren für eine zunehmende Netzbelastung. Zum einen wird erwartet
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dass aufgrund der angestrebten Verwirklichung des europäischen Strombinnenmarktes
die Stromtransfers weiter zunehmen. Zum anderen wird der wachsende Anteils von EE
Anlagen mit Erzeugungsgrenzkosten nahe Null (Wind, Sonne Wasser) weitere
Leistungsflüsse nach sich ziehen, da diese Anlagen aufgrund der kostenlosen Primär-
energie immer einspeisen, wenn die Primärenergie zur Verfügung steht. Die Netzbe-
lastung betrifft dabei sowohl die Netze innerhalb Deutschlands, als auch die Interkon-
nektoren zu den Nachbarländern.
Die folgende Karte gibt einen Überblick über Netzerweiterungsmaßnahmen, die in
unterschiedlichen Studien als notwendig identifiziert werden. Hier wurde zunächst der
UCTE Transmission development plan (UCTE 2008) herangezogen, darüber hinaus die
Ergebnisse der dena Netzstudie sowie den Vorrangprojekten der TEN-E Richtlinie.
Zusätzlich ist der im Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) aufgeführte Katalog
gezeigt.
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Abb. 3: Angestrebte Netzerweiterungsmaßnahmen im deutschen Übertragungsnetz ein-
schließlich Interkonnektoren. Farbgebung deutet unterschiedliche Quellen an,
Größe der Markierungen unterscheidet Ausbau und Neubau von Trassen.
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Die Darstellung zeigt, dass ein erheblicher Ausbaubedarf der Netze identifiziert wurde.
Es fällt auf, dass ein besonderes Gewicht auf zusätzlichen Übertragungskapazitäten in
Nord-Süd-Richtung liegt. Diese Verbindungen dienen zu großen Teilen dem Transport
des in Norddeutschland und perspektivisch in der Nord- und Ostsee erzeugten
Windstroms. Aus der dena Netzstudie sind zwei Netzausbauentwürfe in die Darstellung
übernommen, die nicht durch eine detaillierte Netzstudie ermittelt wurden, sondern
als abstrakte Möglichkeit für den Transport großer Offshore Windleistungen zu
Verbrauchsschwerpunkten in Süddeutschland dargestellt wurden. Darüber hinaus wird
deutlich, dass zu beinahe allen Nachbarländern eine Verstärkung der Interkonnektoren
notwendig ist. Die diesen Planungen zugrundeliegenden Studien beinhalten dabei noch
keine sehr ambitionierten Ausbauplanungen für EE. Andererseits sind Netzoptimie-
rungsmaßnahmen in den vorliegenden Studien kaum berücksichtigt. Somit können die
dargestellten Ausbauprojekte ein guter erster Anhaltspunkt für die notwendigen
Netzinvestitionen sein.
2.3 Das Netz als wesentliche Einrichtung in der Elektrizitätsversorgung
In Elektrizitätsversorgungssystemen besteht eine Vielzahl von Koordinierungsaufgaben
in unterschiedlichen Stufen der Wertschöpfungskette bzw. technischen Bereichen
(Erzeugung, Übertragung/Verteilung, Verbrauch). Da Strom nur unter großem
Aufwand speicherbar ist, müssen diese Bereiche sehr präzise koordiniert werden, um
eine hohe Versorgungszuverlässigkeit zu erreichen. Die Koordinationsaufgaben sind in
Abb. 4 dargestellt und werden nachfolgend erläutert.
Übertragung
Erzeugung
Verteilung
Verbrauch
Investitionen LangfristigePlanung
KurzfristigePlanung
Vertika
le Koordinatio
n
SequentielleKoordination
KW-Einsatz-planung
Lastfluss-prognosen
Verbrauchs-Prognosen
Dispatch
Erfüllung
Transmissionswitching
Last-management
Übertragung
Erzeugung
Verteilung
Verbrauch
Übertragung
Erzeugung
Verteilung
Verbrauch
KW-Einsatz-planung
Lastfluss-prognosen
Verbrauchs-Prognose
Dispatch
Transmissionswitching
Last-management
KW-Einsatz-planung
Lastfluss-prognosen
Verbrauchs-prognosen
KW-Dispatch
Transmissionswitching
Last-management
HorizontaleKoordination
Abb. 4: Koordinierungsaufgaben im Elektrizitätsversorgungssystem.
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Die drei Dimensionen, in denen die Koordinationsaufgaben gelöst werden müssen,
sind
1 Die sequentielle Koordination, diese entspricht der zeitlichen Abfolge. Zunächst
werden Investitionsentscheidungen in Erzeugungsanlagen, Übertragungsein-
richtungen und Verbrauchsanlagen getroffen. Erst danach kann eine langfristige
Einsatzplanung erfolgen, zunächst auf den eher langfristigen Ebenen des Kraft-
werkseinsatzes, der prognostizierten Lastflüsse und der prognostizierten Nachfra-
ge. Diese langfristige Planung ist insbesondere durch Marktentscheidungen ge-
steuert. Die anschließende kurzfristige Planung erfolgt vor dem Hintergrund der
Systemsicherheit: Der Systemverantwortliche (in Deutschland der Übertragungs-
netzbetreiber) trifft kurzfristige Entscheidungen, ob einzelne Kraftwerke ihre Leis-
tungsabgabe erhöhen oder reduzieren müssen, wie die Netzanlagen geschaltet
werden, und ob Maßnahmen des Lastmanagements zu ergreifen sind. Insbesonde-
re veranlassen die Übertragungsnetzbetreiber regelmäßig eine Reduktion der Leis-
tungsabgabe fossiler Kraftwerke in Norddeutschland bei gleichzeitiger Erhöhung
der Leistungsabgabe in weiter südlich gelegenen Kraftwerken, der sogenannte
Redispatch (Higgen, 2008). Dies reduziert die erheblichen Lastflüsse in Nord-Süd-
Richtung, die sich aus hoher erzeugter Windleistung in Norddeutschland und Dä-
nemark ergeben.
2 Die horizontale Koordination. Bei der horizontalen Koordination ist für jede
einzelne Stufe aller Koordinierungsaufgaben festzulegen, welche von mehreren
ähnlichen oder identischen Einheiten eingesetzt wird. Für die Kraftwerkseinsatz-
planung zum Beispiel muss der Betreiber mehrere Kraftwerke entscheiden, wel-
ches Kraftwerk unter den erwarteten Randbedingungen wirtschaftlich zum Einsatz
kommen kann. Falls der Systemverantwortliche sich für den Einsatz von Lastma-
nagement entscheidet, welche von ggf. mehreren Optionen er anwendet. Hierbei
sind die Belange der betroffenen Verbraucher angemessen zu berücksichtigen.
3 Die vertikale Koordination. Hier gilt es, die Wechselwirkungen zwischen den
unterschiedlichen Bereichen innerhalb eines Schrittes in der sequentiellen Koordi-
nation zu erfassen und zu berücksichtigen. Insbesondere die Koordination von
langfristiger Planung des Kraftwerkseinsatzes und des Verbrauches erfolgt weitge-
hende marktbasiert durch entsprechende Preissignale. In Deutschland ist das Netz
bisher nicht an diesem Koordinationsschritt beteiligt, hier wird von praktisch un-
eingeschränkten Übertragungskapazitäten ausgegangen. Dies wird in anderen
Elektrizitätsmärkten durchaus unterschiedlich gehandhabt, beispielsweise findet in
Großbritannien das sog. „nodal pricing“ Anwendung, bei dem sich die Netzentgelte
an den Gegebenheiten des Netzes orientieren. Kurzfristige Planungsentscheidun-
gen trifft, wie bereits erwähnt, insbesondere der Systemverantwortliche. Hierbei
sind offensichtlich auch alle Einzelmaßnahmen aufeinander abzustimmen: Ein
unterschiedlicher Dispatch der Kraftwerke führt zu unterschiedlichen Anforderun-
gen an den Schaltzustand des Netzes, gleichzeitig, resultieren sich aus den mögli-
chen Schaltzuständen unterschiedliche Anforderungen an den Dispatch.
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Diese Darstellung zeigt, wie eng die einzelnen Elemente des Elektrizitätsversorgungs-
systems zusammenwirken und voneinander abhängen.
Alle diese Koordinationsentscheidungen müssen unter den Randbedingungen einer
umweltfreundlichen, sicheren und preisgünstigen Energieversorgung getroffen werden.
Wird eines dieser Systemelemente geändert, hat dies weitgehende Auswirkungen auf
die anderen Systemelemente und die notwendigen Koordinationsentscheidungen, wie im Folgenden kurz dargestellt wird. Sie werden vertieft in Kapitel 3.1 erläutert.
Der Ausbau Erneuerbarer Energien hat damit Einfluss auf Investitionen:
• In die übrigen Erzeugungskapazitäten – hier gilt es einen optimalen „Erzeugungs-
mix“ verschiedener Kraftwerkstypen herzustellen (horizontale Koordination)
• in das Übertragungs- und Verteilnetz (vertikale Koordination)
• sowie in die Investitionen in Strom verbrauchende Einrichtungen.
Weiterhin bestehen Einflüsse hinsichtlich des Betriebs der Anlagen auf den verschie-
denen Zeitebenen:
• die konventionellen Kraftwerkskapazitäten in müssen so eingesetzt werden, dass
sie die Restlast möglichst kostengünstig decken
• Übertragungs- und Verteilnetz müssen so geschaltet werden, dass die erzeugte
Energie zu den Verbrauchern gelangen kann (vertikale Koordination)
• Und schließlich sind die Stromverbraucher möglichst so zu steuern, dass sie Strom
zu den Zeitpunkten verbrauchen, in der er möglichst umweltfreundlich und kos-
tengünstig erzeugt werden kann.
Das Netz übernimmt bei allen Koordinierungsaufgaben eine Schlüsselfunktion, es
bildet die Brücke zwischen Erzeugung und Verbrauch. Gleichzeitig ist für die Vision
eines zukünftigen Netzes die Einbeziehung von Erzeugung und Verbrauch aber
unerlässlich, da alle drei Aspekte in intensiven Wechselbeziehungen zueinander
stehen. Ein „Netz der Zukunft“ ist daher umfassend zu verstehen. Es handelt sich um
weit mehr als die technische Infrastruktur. Es ist also eine umfassende Systembe-
trachtung notwendig: Das Elektrizitätssystem der Zukunft. Es wird im folgenden
Kapitel näher vorgestellt.
Ein häufig aufgegriffener Diskussionspunkt sind die zunehmenden Auswirkungen von
fluktuierenden EE auf den Betrieb von Grundlastkraftwerken. Grundlastkraftwerke sind
Kraftwerke, die aufgrund hoher Kapitalkosten bei gleichzeitig relativ geringen
Betriebskosten nur wirtschaftlich zu betreiben sind, wenn sie nahezu das ganze Jahr
Strom erzeugen. Grundlastkraftwerke werden also zur Deckung des minimalen
Verbrauchs, der dauerhaft nachgefragt wird, eingesetzt.
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Abb. 5: Auswirkungen von EE auf den Betreib von Grundlastkraftwerken. Quelle: Wissen
und Nicolosi, 2009).
Strom aus EE Anlagen ist hinsichtlich der Einseisung und der Abnahme privilegiert
gegenüber Strom aus konventionellen Anlagen. Außerdem sind die Grenzkosten der
Erzeugung nach Null, so dass er im Strommarkt zu jedem (positiven) Preis abgesetzt
wird – dieser Effekt bedeutet eine de-facto Privilegierung am Strommarkt. Der Effekt
ist in Abb. 5 gezeigt. Der obere Teil der Abbildung zeigt die Stromgestehungskosten
der unterschiedlichen Kraftwerkstypen in Abhängigkeit von der Jahresbenutzungsdau-
er. Grundlastkraftwerke weisen ab einer Benutzungsdauer von etwa 8000 Stunden
geringere Stromgestehungskosten auf als Mittellastkraftwerke. Die obere Jahresdauer-
linie zeigt nun die heute vorliegenden Verhältnisse. Anhand des Schnittpunktes im
oberen Teil der Abbildung lässt sich ein bestimmter Grundlastsockel ableiten, unter-
halb dessen Grundlastkraftwerke nicht wirtschaftlich betrieben werden können.
Stromerzeugung aus EE kann nun aufgrund der Privilegierung bzw. der geringen
variablen Stromgestehungskosten zunächst von der Netzlast abgezogen werden, nur
die verbleibende Last ist durch konventionelle Kraftwerke abzudecken. Dadurch
verschiebt sich die Jahresdauerlinie nach unten, der abgeleitete Sockel an Grundlast
wird geringer. Diese einfache Analyse zeigt, dass künftig weniger Grundlastkraftwerke
benötigt werden. Der relative Bedarf an Mittellastkraftwerken und Spitzenlastkraftwer-
17/97
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ken steigt. Insgesamt ergibt sich eine Reduktion der notwendigen konventionellen
Kraftwerkskapazität aufgrund des so genannten Kapazitätskredits der EE. Dieser
Kapazitätskredit gibt den Anteil EE an, der die Investition in konventionelle Kraft-
werksleistung verhindern kann.
Neben dieser „ökonomischen Mindestlaufzeit“ können hohe EE Anteile auch die
technischen Betriebsmöglichkeiten von Grundlastkraftwerken beeinflussen. So zeigt
Wiese (2008), dass die möglichen Einsatzzeiträume von Steinkohlekraftwerken in
Brunsbüttel aufgrund der notwendigen Mindestteillast und dem charakteristischen
Anfahrverhalten der Kraftwerke erheblich reduziert werden. Es ist also noch ein
stärkerer Verdrängungseffekt von Grundlastkraftwerken zu erwarten, als er sich mit
dem Ansatz in Abb. 5 ermitteln lässt.
2.4 Der Europäische Rahmen
Die europäische Dimension des Energieversorgungssystems ist insbesondere durch
eine fortschreitende Übertragung von Kompetenzen der Mitgliedsstaaten auf die
Organe der EU geprägt, die begleitet wird durch eine immer detaillierter werdende
Positionierung der EU zu vielfältigen Aspekten in diesem Bereich. Dabei gelingt es den
EU Organen zumindest teilweise, Entscheidungen herbeizuführen, die die gemeinsa-
men Interessen der EU ins Zentrum rücken, auch wenn hierbei im Einzelfall erhebli-
cher Widerstand einzelner Mitgliedsstaaten überwunden werden muss. Es ist daher zu
erwarten, dass die europäische Politik einen stetig zunehmenden gestalterischen
Einfluss ausüben wird.
Die Entwicklung der Stromnetze wird heute insbesondere durch Positionen determi-
niert, die in den folgenden Veröffentlichungen niedergelegt sind:
• Das 3. Energiepaket, hier insbesondere die
o Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie (RL 2009/72/EG) und die
o Erneuerbarenrichtlinie (RL 2009/28/EG).
• Das Grünbuch Netze
• Die Untersuchung der europäischen Gas- und Elektrizitätssektoren durch die
Kommission (sog. Sector Inquiry)
• Die TEN-E Richtlinien
• Der Vorrangige Verbundplan der EU (sog. Priority Interconnection Plan).
Die für dieses Gutachten wesentlichen Aspekte der genannten Dokumente werden im
Folgenden kurz dargelegt.
Im Rahmen des so genannten Dritten Energie-Binnenmarktpakets für Strom und Gas
hat die Neufassung der Elektrizitätsbinnenmarktrichtlinie die deutlichsten Auswirkun-
gen auf die Transformation des Elektrizitätssystems. In Artikel 9 der Richtlinie ist
festgelegt, dass die Mitgliedsstaaten eine weitergehende Trennung des Betriebs der
Übertragungsnetze von den übrigen Wertschöpfungsstufen gewährleisten müssen.
Dafür kommen die drei Möglichkeiten der eigentumsrechtlichen Entflechtung, des
unabhängigen Systembetreibers sowie des unabhängigen Übertragungsnetzbetreibers
OUR MISSION: A SUS TAI N ABLE ENE RGY SUPPLY FOR EVERYONE
in Frage, um die Interessenskonflikte zwischen den unterschiedlichen Wertschöpfungs-
schritten wirksam zu lösen.
Darüber hinaus wird das bestehende Mandat der Regulierungsbehörden insofern
erweitert, als dass sie künftig die Integration Erneuerbarer Energien bei allen
Entscheidungen berücksichtigen müssen. Mit welchen Konsequenzen dieser Aspekt in
die nationalen Gesetzgebungen umgesetzt werden wird, bleibt abzuwarten.
Die Notwendigkeit einer weitergehenden Entflechtung ist vor allem in der Sektorunter-
suchung der Kommission dargestellt. Diese kommt zu dem Ergebnis, dass die Ziele
des ausreichenden Netzausbaus und des wirkungsvollen Entflechtung sowie des
diskriminierungsfreien Netz- und Marktzuganges bisher nur teilweise erreicht wurden.
Weiteres zentrales Element des dritten Energiepakets bildet die Richtlinie zur Förde-
rung der Nutzung von Energie aus erneuerbaren Quellen. Neben den Pflichten für
Mitgliedsstaaten, einen ausreichenden Netzausbau sicherzustellen, ist hier die
Festlegung auf vorrangigen Netzzugang für Strom aus EE Anlagen zu nennen.
Das Grünbuch Netze zeigt auf, dass der dringend erforderliche Netzausbau sowohl für
die Erreichung der energiepolitischen Ziele der EU (20/20/20-Ziele) als auch eines
effizienten Energiebinnenmarktes eine wesentliche Schlüsselfunktion hat, und dass
diese Problematik mittlerweile fest in den Organen der EU verankert ist. Es ist davon
auszugehen, dass das vorliegende Grünbuch in den kommenden Jahren zunächst zu
einem Weißbuch weiterentwickelt werden wird, aus dem schließlich eine neue
Richtlinie hervorgehen wird.
Sowohl die TEN-E Richtlinien als auch der Priority Interconnection Plan (PIP, Vorrangi-
ger Verbundplan) benennen unmittelbar die Notwendigkeit von Erweiterungen der
Interkonnektorkapazitäten als Voraussetzung für einen funktionierenden Binnenmarkt.
Gleichzeitig wird dringender Handlungsbedarf benannt, da der Fortschritt beim
Netzausbau unzureichend ist.
Zusammenfassend wird also deutlich, dass die Europäische Union ehrgeizige Ziele
hinsichtlich des Netzausbaus und der weiteren Entflechtung vertikal integrierter
Energieunternehmen forciert. Darüber hinaus ist eine Entwicklung zu erkennen, die
andeutet, dass die EU bestrebt ist, weitere Kompetenzen in diesem Bereich zu
erlangen, um die Transformation des Elektrizitätssystems in größerer Unabhängigkeit
von einzelnen nationalstaatlichen Interessen vorantreiben zu können.
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OUR MISSION: A SUS TAI N ABLE ENE RGY SUPPLY FOR EVERYONE
3 Vision: Elektrizitätssystem der Zukunft
Der oben dargelegte Betrachtungsrahmen macht deutlich, dass eine Umstrukturierung
des Elektrizitätssystems für eine erfolgreiche Integration der angestrebten Anteile an
EE dringend erforderlich ist. Eine ausschließliche Betrachtung des Netzes greift hier
aufgrund der vielfältigen Koordinierungsaufgaben und zusammenhänge entlang der
Wertschöpfungskette für die Analyse zu kurz. Wo dies erforderlich ist, werden in der
folgenden Darstellung einer möglichen Anpassung des Elektrizitätssystems folglich
auch die Erzeugung und der Verbrauch mit betrachtet.
Die wesentlichen Änderungen und Herausforderungen, die aus den zunehmenden Anteilen EE resultieren, werden in Abschnitt 3.1 vorgestellt. Soweit durchführbar und
inhaltlich sinnvoll, erfolgt hier eine Zuordnung auf die Bundesländer. Ein mögliches
konzeptionelles Design eines solchen zukünftigen und zukunftsfähigen Elektrizitätssys-tems wird in Abschnitt 3.2 aufgezeigt. Im Anschluss werden zwei wesentliche
Konzepte zur Integration hoher Anteile EE in der Elektrizitätsversorgung diskutiert, zunächst das Konzept Smart Grids in Abschnitt 3.3, anschließend das Konzept Super
Grids in Abschnitt 3.4.
3.1 Wesentliche Auswirkungen hoher EE Anteile auf Elektrizitätssysteme
Weiter zunehmende Anteile Erneuerbarer Energien stellen die Planung und den Betrieb
von Elektrizitätsversorgungssystemen vor neue Herausforderungen. Diese Herausfor-
derungen ergeben sich insbesondere aus
• notwendiger größerer Flexibilität des vorhandenen Kraftwerksportfolios;
• einem erhöhten Bedarf an Reserveleistung;
• zunehmendem Bedarf an Speichertechnologien;
• nötigen Netzerweiterungs- sowie Netzausbaumaßnahmen in großem Maße.
Die genannten und in Abb. 6 dargestellten Aspekte werden in diesem Abschnitt
diskutiert. Soweit es sinnvoll und möglich ist, wird dabei auf die konkreten Auswirkun-
gen in den einzelnen Bundesländern eingegangen.
OUR MISSION: A SUS TAI N ABLE ENE RGY SUPPLY FOR EVERYONE
Flexibilisierung des Kraftwerksportfolios
Erhöhter Bedarf an Reserveleistung
Zunehmende Bedeutung von
Speichern
Notwendigkeit von Netzerweiterungen
Abb. 6: Wesentliche Auswirkungen hoher EE Anteile auf Elektrizitätssysteme.
Weiter zunehmende Beiträge Erneuerbarer Energien zur Stromversorgung müssen zu
einem Paradigmenwechsel in der Struktur des Elektrizitätsversorgungssystems
führen. In diesem Zusammenhang ergeben sich Auswirkungen auf einige zentrale
Bereiche in der Stromversorgung, beispielsweise wird sich eine Anpassung des
Kraftwerksparks an die Eigenschaften der EE Anlagen ergeben.
Die wesentlichen Änderungen, die sich in den einzelnen Aspekten der Elektrizitätsver-
sorgung ergeben, werden in den nachfolgenden Abschnitten vorgestellt. Auf die Auswirkungen in den einzelnen Bundesländern wird in Abschnitt 3.1.5, eingegangen,
soweit dies sinnvoll und durchführbar ist.
3.1.1 Flexibilisierung des Kraftwerksportfolios
Der für eine deutliche Reduktion der Treibhausgase erforderliche Instrumentenmix aus
Reduktion des Stromverbrauchs, zunehmende Erzeugung aus EE geht einher mit
deutlichen, strukturellen Veränderungen der Elektrizitätsversorgungsstruktur. Diese
wird verstärkt durch den gesetzlich festgeschrieben und in der Bevölkerung mehrheit-
lich unterstützen Atomausstieg bis 2025 sowie die Tatsache, dass viele derzeit in
Betrieb befindliche Kraftwerke in absehbarer Zeit das Ende ihrer ökonomischen und
technischen Lebensdauer erreichen werden.
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OUR MISSION: A SUS TAI N ABLE ENE RGY SUPPLY FOR EVERYONE
In ihrem Energiekonzept gehen die Grünen davon aus, das bis 2020 keine neuen
Kohlekraftwerke entstehen werden. Für eine Umsetzung dieses Ziels sind entspre-
chende (genehmigungs)rechtliche Rahmenbedingungen zu schaffen. Im vorliegenden
Gutachten wird allerdings davon ausgegangen, dass bereits in Bau befindliche oder
genehmigte Kraftwerke fertig gestellt werden.
Änderungen im fossilen und nuklearen Kraftwerkspark
Große Teile der bestehenden konventionellen Kraftwerke werden in den kommenden
Jahren das Ende ihrer Betriebsdauer erreichen und abgeschaltet werden. Im Einzelfall
ist der exakte Zeitpunkt der Abschaltung nicht vorhersehbar, entsprechend weichen
die Ergebnisse in Studien zur Entwicklung des Kraftwerksparks in Deutschland
voneinander ab, wie in Abb. 7 dargestellt ist.
Abb. 7: Szenarien zur Stilllegung fossiler Kraftwerke (nach Nitsch, 2008).
Für die Ergebnisse des vorliegenden Gutachtens wurden die Angaben zur Lebensdauer
der Kraftwerke aus UBA (2008) übernommen und mit der Kraftwerksdatenbank des
UBA zusammen geführt. Daraus resultiert eine Reduktion der Kraftwerksleistung um
insgesamt 45 GW, wovon 19 GW auf den Ausstieg aus der Kernenergienutzung
entfallen. Dem steht die Fertigstellung von Kohlekraftwerken mit insgesamt 10 GW
Leistung gegenüber. Insgesamt wird sich also die Leistung der in Deutschland
installierten fossilen und nuklearen KW um etwa 35 GW reduzieren. Dies entspricht
1/3 der heute installierten Leistung.
Perspektivisch ergibt sich bis 2030 eine Stilllegung von Kraftwerken mit weiteren
25 GW aufgrund der begrenzten Lebensdauer der Kraftwerke.
OUR MISSION: A SUS TAI N ABLE ENE RGY SUPPLY FOR EVERYONE
Richtungsentscheidungen durch Neubau von Kraftwerkskapazitäten
Aus den bevorstehenden altersbedingten Stilllegungen konventioneller Kraftwerke in
erheblichem Umfang resultiert ein Ersatzbedarf. Neben den derzeit in Bau befindlichen
Kohlekraftwerken befinden sich zahlreiche weitere mit einer kumulierten Leistung von
etwa 18 GW in der Planung (DUH, 2009). Aufgrund der langen Betriebsdauer derarti-
ger Anlagen von 40 Jahren führt der tatsächliche Neubau derartiger Kapazitäten zu
einer Festigung der bisherigen Strukturen in der Stromversorgung. Ein Übergang zu
einer weitestgehend oder vollständig auf EE basierenden Elektrizitätsversorgung wird
dadurch erschwert und in die Zukunft geschoben, so der Sachverständigenrat für
Umweltfragen in seinem jüngsten Thesenpapier zur Stromversorgung (SRU 2009).
Gleichzeitig würde eine Weichenstellung für Kohlekraftwerke bedeuten, dass die
Klimaschutzziele Deutschlands nur noch durch umfassenden Einsatz der CCS Techno-
logie erreicht werden könnten. Dabei ist zu bedenken, dass bis heute weder die
Technologie zur Abscheidung großtechnisch verfügbar sind, Kenntnis über die
langfristige Stabilität geologischer Speicherstrukturen besteht. Die derzeit diskutierten
Haftungszeiträume der Betreiber von wenigen Jahrzehnten liegen unterhalb der
tatsächlich erforderlichen Zeiträume für die Lagerung, die um Größenordnungen höher
liegen. Ob und wie weit die CCS Option trotz der bestehenden Unsicherheiten gezogen
werden soll, bedarf eines gesellschaftlichen und politischen breiten Diskussions- und
Entscheidungsprozesses, in dem auch die wirtschaftlichen Interessen der Stakeholder
offengelegt werden sollten.
Änderungen der installierten EE Anlagen
Die Entwicklung der EE in Deutschland, die für einen Beitrag entsprechend dem
Konzept der Grünen erforderlich ist, lässt sich im Rahmen dieses Gutachtens nur
näherungsweise wiedergeben. Dies liegt für einzelne Technologien an mangelnden
öffentlich vorliegenden Potenzialabschätzungen. Weiterhin beschränkt sich das
Szenario der Grünen auf die Angabe von Strommengen, aus denen eine Ableitung der
installierten Leistungen nicht unmittelbar möglich ist. Für eine Abschätzung der mit
der Netzintegration verbundenen Herausforderungen ist die installierte Leistung
allerdings die relevante Größe.
Für die mögliche Entwicklung der Windenergie onshore werden die Angaben aus der
dena Netzstudie übernommen. Die von den Grünen angestrebte Entwicklung erfordert
größere installierte Leistungen, daher werden an dieser Stelle nicht die Szenarien der
dena Studie wieder gegeben, sondern die Angaben zu den maximal möglichen
Windenergiepotenzialen. Dort wird von einem Ausbaupotenzial von bis zu 22 GW
ausgegangen. Für die Entwicklung der Offshore Windenergie werden die Szenarioan-
gaben aus der dena Netzstudie genutzt. Die dort anvisierten 20 GW sind ausreichend,
um die von den Grünen erwarteten Strommengen zu erzeugen.
Abgeleitete relevante Änderungen für Bundesländer
Die Außerbetriebnahmen der fossilen und nuklearen Kraftwerke erfolgt regional sehr
unterschiedlich. Daraus ergibt sich eine differenzierte Betroffenheit der einzelnen
Bundesländer. Die Kraftwerke in den neuen Ländern (mit Ausnahme von Berlin) sind
nach der Wiedervereinigung weitestgehend modernisiert worden. Entsprechend sind
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OUR MISSION: A SUS TAI N ABLE ENE RGY SUPPLY FOR EVERYONE
hier in der kommenden Dekade kaum Außerbetriebnahmen zu erwarten. Insgesamt
wird voraussichtlich ein Gigawatt Kraftwerksleistung (unter 10 % der installierten
Leistung) vom Netz gehen. In den alten Bundesländern ergeben sich die deutlichsten
Änderungen im Süden und in der Mitte Deutschlands. So werden in Bayern, Hessen
und Niedersachsen jeweils etwa 80 % der derzeit in Betrieb befindlichen Kraftwerke
abgeschaltet werden. In Nordrhein-Westfalen wird mit 13 GW die größte Leistung
abgeschaltet werden.
Die wesentlichen Änderungen in den Bundesländern sind in Tab. 1 zusammenfassend
wieder gegeben.
3.1.2 Erhöhter Bedarf an Reserveleistung
Ungleichgewichte zwischen der erzeugten Leistung und der Summe der Netzlast und
aller Netzverluste führen zu einer Änderung der Netzfrequenz, die stets das gesamte
synchrone Netzgebiet berührt. Daher ist die Bereitstellung und Erbringung der zum
Ausgleich derartiger Abweichungen erforderlichen Leistung in einem für alle in der
UCTE synchron miteinander verbundenen Regelzonen verbindlichen Verfahren
organisiert, der so genannten Frequenz-Leistungs-Regelung. Die derzeit vier deut-
schen Übertragungsnetzbetreiber haben dieses Verfahren in den drei Stufen umge-
setzt, der Primär-, Sekundär- und Minutenreserve. Tritt eine Abweichung im Gleich-
gewicht von Erzeugung und Verbrauch und damit eine Frequenzabweichung auf, wird
unmittelbar die automatisch ausgelöste Primärregelleistung zur Stabilisierung der
Frequenzabweichung eingesetzt. Nach Stabilisierung der Frequenzabweichung wird
diese durch den Einsatz von Sekundärregelleistung zurück auf ihren Sollwert von
50 Hz in der UCTE geführt, gleichzeitig wird damit die Primärreserveleistung freige-
setzt. Nach Ablauf von 15 Minuten wird die Sekundärregelleistung durch die Minuten-
reserve abgelöst. Für den Einsatz als Reserveleistung kommen nur regelbare Kraft-
werke mit großen installierten Leistungen zum Einsatz, in der Regel sind dies aus-
schließlich fossile Kraftwerke. Dies findet sich auch in den entsprechenden Regelwer-
ken der europäischen Übertragungsnetzbetreiber wieder.
Die Auswirkungen hoher Anteile EE werden in der relevanten Literatur ausschließlich
am Beispiel der Windenergie diskutiert. Dabei werden zwei methodische Ansätze
verwendet:
1 Die Fluktuationen der Windenergieerzeugung sind durch Reserveleistung
abzudecken, so dass eine konstante Leistung erzeugt wird.
2 Die prognostizierte Windenergieerzeugung wird in der Kraftwerkseinsatzplanung
berücksichtigt, die Reserveleistung muss ausschließlich die Differenz zwischen der
prognostizierten und der tatsächlichen Erzeugung ausgleichen.
Der erste Ansatz führt systematisch zu höheren erforderlichen Reserveleistungen.
Ein zusätzlicher Bedarf an Primärreserveleistung erscheint nicht erforderlich (so zum
Beispiel dena et al., 2005; Dany, 2000), da kurzfristige Schwankungen in der
Erzeugung durch regionale Ausgleichseffekte abgefangen werden. Es wird aber
deutlich, dass zusätzliche Minutenreserve erforderlich wird. In Abhängigkeit des
gewählten Modellierungsansatzes und der betrachteten Konfiguration des Elektrizitäts-
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systems werden für Deutschland Angaben von etwa 20 % (dena et al., 2005) bis 7 %
der installierten Windleistung (entspricht dem Standardabweichung des Prognosefeh-
lers, Dany, 2000) gemacht. Werden größere Systeme betrachtet, so etwa das
synchrone Netzgebiet der nordeuropäischen Länder bei Holttinen (2004), reduziert
sich die notwendige zusätzliche Reserveleistung deutlich. Eine gemeinsame Bereitstel-
lung auch der Minutenreserveleistung in möglichst großen Gebieten erscheint also
sinnvoll.
3.1.3 Zunehmende Bedeutung von Speichertechnologien
Neben den oben bereits erwähnten Änderungen im Kraftwerkspark und in der
vorzuhaltenden Reserveleistung können Systeme zur Speicherung elektrischen Stroms
einen Beitrag leisten, um die Stromerzeugung und den Verbrauch zeitlich voneinander
zu entkoppeln. Dadurch können grundsätzlich und unter geeigneten Voraussetzungen:
• Netzausbaumaßnahmen überflüssig oder deren Notwendigkeit zumindest zeitlich
verzögert werden;
• Die gesicherte Leistung eines Energieversorgungssystems mit EE Kapazitäten
erhöht werden.
Derzeit existieren zwei großtechnische Speichertechnologien: Pumpspeicherkraftwerke
(PSW) und Druckluftspeicherkraftwerke (Compressed Air Energy Storage, CAES).
In Pumpspeicherkraftwerken wird die elektrische Energie in potentielle Energie des
Wassers umgewandelt. In derartigen Anlagen werden Gesamtwirkungsgrade von etwa
80 % erreicht. Heute sind in Deutschland etwa 7 GW an regelbaren Wasserkraftwer-
ken vorhanden, der weit überwiegende Anteil sind PSW. Darüber hinaus wurde in
Deutschland ein zusätzliches technisches Potenzial an PSW von etwa 12 GW identifi-
ziert [Czisch, 2005]. Eine Realisierung dieses Potenzials erscheint aber unwahrschein-
lich, da die nötigen Speicherbecken erhebliche Eingriffe in die Umwelt darstellen. Im
angrenzenden Ausland hat BEE (2009) einen Bestand von ca. 3 GW PSW identifiziert,
die für eine verbesserte Integration von EE in das Versorgungssystem potenziell
verfügbar sind. Mit einem realistischen Ausbaupotenzial von 2,5 GW1 in Deutschland
bis 2020 ergeben sich somit verfügbare Speicherleistungen von 10 bis 12 GW.
Darüber hinaus bieten bei ausreichenden Übertragungskapazitäten auch Wasserkraft-
anlagen in Skandinavien die Möglichkeit, fluktuierende Stromerzeugung aus EE
auszugleichen. Dies unterstreicht die Notwendigkeit der Entwicklung der Netzinfra-
struktur in die skandinavischen Ländern und insbesondere der Interkonnektoren von
Deutschland nach Norwegen (Projekte NorGer und Nord.Link).
In Druckluftspeicherkraftwerken (Compressed Air Energy Storage – CAES) findet die
Einspeicherung von Energie durch Verdichtung von Luft mittels eines Kompressors und
anschließender Speicherung der Luft in geeigneten Räumen, in der Regel Kavernen in
24/97
1 Dieses entfällt insbesondere auf das in Bau befindliche PSW derr Schluchseewerke im Schwarzwald (1 GW) sowie angenommene Leistungserhöhungen der bestehenden PSW um insgesamt 800 MW.
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Salzstöcken, statt. Anschließend kann dann die Luft über eine Turbine entspannt
werden, und mittels eines an die Turbine angeschlossenen Generators wieder Strom
erzeugt werden. Bei den konventionellen Druckluftspeicherkraftwerken geht ein Teil
der eingesetzten Energie über die anfallende Kompressionswärme verloren. Der
Wirkungsgrad dieser Anlagen liegt damit unter 50%. Das Konzept der adiabaten CAES
sieht eine Speicherung und Rücknutzung der Kompressionswärme vor. Damit werden
zukünftig Wirkungsgrade bis 70% erwartet. Besonders im norddeutschen Raum gibt
es bedeutende Salzvorkommen, die teilweise bereits für die unterirdische Speicherung
von Erdgas genutzt werden. IAEW et al. (2006) legen dar, dass unter Berücksichti-
gung geologischer Kriterien CAES Anlagen zur Entlastung der Netze mit einer
Kompressorleistung von 8,5 GW an fünf Standorten in Niedersachsen und Schleswig-
Holstein errichtet werden können. Das Konzept der adiabaten CAES ist allerdings noch
in der Entwicklungsphase. Gegenüber PSW ist das CAES aufgrund der Wirkungsgrade
und dem Stand der Technologienetwicklung die zu bevorzugende Technologie.
Allerdings ist die räumliche Verteilung der PSW (eher im Süden Deutschlands)
ungünstig für den Ausgleich von Windenergieschwankungen. Dies unterstreicht die
Notwendigkeit des Netzausbaus innerhalb Deutschlands sowie nach Skandinavien.
3.1.4 Notwendigkeit von Netzerweiterungsmaßnahmen
Durch den Ausbau der Windenergie treten bereits heute regelmäßig Netzengpässe in
Deutschland, vor allem in der Hochspannungsebene, auf. So wird in einigen regionalen
Verteilnetzen die Einspeisung aus dezentralen Erzeugungseinheiten und EE Anlagen
zeitweilig durch den Netzbetreiber reduziert, um einen sicheren Betrieb zu gewährleis-
ten. Da auch der weitere Zubau von RES-E Kapazitäten häufig weit von Lastschwer-
punkten entfernt erfolgen wird, werden sich derartige Einschränkungen ohne geeigne-
te Ausbaumaßnahmen in Zukunft verstärken. Besonders deutlich wird dies bei der
geplanten Nutzung der Offshore Windenergie.
Es besteht ein breiter Konsens, dass Netzerweiterungsmaßnahmen erforderlich sind, wie bereits in Abschn. 2.2 deutlich gemacht wurde. Konkrete Aussagen zu einzelnen
erforderlichen Ausbaumaßnahmen lassen sich allerdings nur im Rahmen aufwändiger
Netzstudien treffen. Für die Verteilnetze werden derartige Studien durch die Netz-
betreiber im Bedarfsfall projektspezifisch durchgeführt und sind nicht öffentlich
zugänglich. Wachsende installierte Windleistungen in einzelnen Regionen dürften aber
stets Erweiterungen der Netzkapazität erforderlich machen. Für die Übertragungsnetze
sind insbesondere in der dena Netzstudie und im Transmission Development Plan der
ehemaligen UCTE konkrete Ausbauvorhaben dargestellt. Hier ist allerdings zu
beachten, dass diese auf den in der dena-Studie getroffenen Annahmen zur Entwick-
lung des Elektrizitätssystems beruhen. Es ist davon auszugehen, dass die Ergebnisse
sensitiv gegenüber abweichenden Entwicklungen des Kraftwerksparks oder des
Verbrauchs sind.
Die dena Netzstudie bestimmt mittels Lastflussrechnungen die Belastung einzelner
Netzabschnitte für spezifische Kombinationen von hoher und geringer Windenergieer-
zeugung und schwacher sowie starker Netzlast. Im Ergebnis wird eine Reihe von
Fällen aufgezeigt, bei denen infolge der hohen Auslastung bzw. Überlastung von
OUR MISSION: A SUS TAI N ABLE ENE RGY SUPPLY FOR EVERYONE
Leitungen die n-1 Sicherheit nicht mehr gewährleistet ist. Notwendige Netzausbau-
und -verstärkungsmaßnahmen zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit unter
den getroffenen Annahmen werden identifiziert. Durch den Vergleich von Szenarien
mit und ohne Windenergieeinspeisung wird der strukturell erforderliche von dem durch
die Nutzung der Windenergie ausgelösten Netzausbau unterschieden. Schließlich
erfolgt eine Abschätzung der durch den Netzausbau entstehenden Kosten. Diese
werden für den windbedingten Netzausbau auf etwa 800 Mio. € bis 2010 und weitere
350 Mio. € bis 2015 abgeschätzt.
Insbesondere eine intensivere Nutzung der Wasserkraftwerke in Skandinavien oder
dem Alpenraum sowie die oft zitierte Idee, Solarstrom aus sonnenreichen Gegenden
zu importieren, würde Netzerweiterungen erforderlich machen, die deutlich über die
hier präsentierten Ergebnisse der dena Netzstudie hinaus gehen. Zusätzlicher Bedarf
an Übertragungskapazitäten und internationalen Kuppelstellen entsteht auch aus dem
zunehmenden internationalen Stromhandel. Aktuell werden mehrere Projekte verfolgt,
die eine engere Anbindung an den skandinavischen Strommarkt mit sich bringen. Dies
sind insbesondere die Nord.Link und NorGer-Projekte. Aber auch die geplante
Erweiterung der Übertragungskapazitäten zwischen Dänemark und Norwegen
bedeuten eine weitere Annäherung auch zwischen Deutschland und Skandinavien.
Gleichzeitig erhält auch die Idee eines supra-europäischen Übertragungsnetzes neue
Unterstützung, beispielsweise in Form des Desertec-Konzepts. Für die Auswirkungen
auf das Elektrizitätsversorgungssystem in Deutschland durch die Umsetzung eines derartigen Konzeptes, siehe Abschnitt 3.4.
Für den nötigen Netzausbau steht eine Vielfalt von technischen Optionen und organisatorischen Konzepten zur Verfügung (siehe auch Abschnitte 3.3 und 3.4). Die
Möglichkeiten und Grenzen, die diese Varianten für die Integration von EE in das
Stromnetz bieten, werden kontrovers diskutiert. Einzelne Energieversorgungsunter-
nehmen, die über ein breites Portfolio an konventionellen Kraftwerken verfügen, sehen
eine massive Konkurrenz zwischen EE und konventionellen Anlagen, die ab EE-
Anteilen von etwa 30% die Sicherheit der Stromversorgung nachhaltig gefährden kann
(Guardian, 2009) und die Errichtung von „Schattenkraftwerken“ erforderlich macht.
Auf der anderen Seite wird argumentiert, dass ein ökonomisches Optimum des
Netzausbaus gefunden werden kann (Obermair und Jarass, 2008), und demzufolge bei
angemessener Ausgestaltung der Rahmenbedingungen ein gewisser Selbstregeleffekt
zur Tragen kommen wird. Ein solches Optimum liegt dort, wo die zusätzlichen
Netzkosten mit dem zusätzlichen Nutzen der EE übereinstimmen. Grundsätzlich lässt
sich feststellen, dass sehr hohe EE-Anteile von 50 bis hin zu 100% die Netze vor neue
Herausforderungen stellen, denen heute weder die Netzinfrastruktur noch der
Netzbetrieb gerecht werden.
3.1.5 Übersicht über Auswirkungen auf die Bundesländer
Die sich absehbar aus wachsenden Anteilen EE in der Stromerzeugung ergebenden
Auswirkungen sind sehr unterschiedlich auf die Bundesländer verteilt. Insgesamt
lassen sich drei Gruppen von Ländern identifizieren.
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OUR MISSION: A SUS TAI N ABLE ENE RGY SUPPLY FOR EVERYONE
In einigen Ländern werden sich durch die Außerdienststellung zahlreicher fossiler
Kraftwerke sowie dem Ausstieg aus der Kernenergienutzung deutliche Reduktionen
in der installierten Leistung ergeben. In diese Gruppe fallen insbesondere Baden-
Württemberg (5 bis 10 GW), Bayern (9 bis 11 GW), Niedersachsen (8 bis9 GW) sowie
Nordrhein-Westfalen (13 bis 30 GW). Diese Reduktionen haben Auswirkungen auf die
Auslastung der Netze, insbesondere resultiert daraus aber abhängig von den Änderun-
gen der Stromnachfrage ein erheblicher Bedarf nach Stromimporten aus anderen
Bundesländern.
Eine weitere Gruppe von Ländern wird durch erhebliche Ausweitungen der
installierten EE Leistungen berührt. In diese Gruppe fallen insbesondere die
Küstenländer Mecklenburg-Vorpommern, Niedersachsen und Schleswig-Holstein, in
deren Netze in Zukunft etwa 20 GW Offshore Windenergie sowie weitere 5 GW
Onshore Windenergie eingespeist werden. In Niedersachsen ist darüber hinaus auch
die Anlandung eines Seekabels aus Norwegen geplant. Auch in Brandenburg und
Sachsen-Anhalt sind deutliche Ausbauraten der Windenergie absehbar. Die hier
genannten Windleistungen beruhen auf dena et al. [2005] und unterscheiden sich zum
Teil erheblich von den in anderen Szenarien ermittelten Ausbaupotenzialen. So kommt
Nitsch (2008) im E2 Szenario zu einem um 30% höheren Potenzial für die Onshore-
Windenergie, bei BEE (2009) liegt dieses sogar um 60% über den Angaben der dena
Netzstudie. Wesentlicher Gründe für diese Differenzen sind der in der dena Netzstudie
mit 10 ha/MW vergleichsweise hoch angesetzte Flächenbedarf sowie kürzlich getroffe-
ne Beschlüsse einzelner Landesregierungen zur Ausweitung der Eignungsgebiete zur
Windenergienutzung. Gleichzeitig geht die dena Netzstudie von insgesamt 20 GW
offshore Windenergie aus. Dieses Ziel wird wahrscheinlich erst nach 2020 erreicht,
wird gleichwohl als mittelfristige Perspektive beibehalten, da hierdurch die Anforde-
rungen an Netzerweiterungsmaßnahmen determiniert werden.
In Tab. 1 sind die landesspezifischen zusätzlichen Windleistungen gemäß der dena
Netzstudie sowie gemäß der Branchenprognose des BEE (Wind dena / BEE) darge-
stellt, um die mögliche Bandbreite der Entwicklungen zu verdeutlichen.
Die dritte Ländergruppe, die besonders berührt ist, sind diejenigen Länder, in denen
absehbar erhebliche Netzerweiterungsmaßnahmen durchgeführt werden. Dies
sind vor allem die Länder Bayern, Niedersachsen, Nordrhein-Westfalen, Rheinland-
Pfalz, Schleswig-Holstein sowie Thüringen. Diese Netzerweiterungen werden nur zum
Teil durch wesentliche Änderungen im Kraftwerkspark der Bundesländer notwendig,
wie beispielsweise in Bayern, Niedersachen und Nordrhein-Westfahlen. Gerade in
Thüringen hingegen werden Netzerweiterungen erforderlich, um die im Nordosten
Deutschlands erzeugte Windenergie zu den Lastzentren im Westen zu transportieren.
Thüringen entwickelt sich also in Richtung eines Transitgebietes für Strom aus
Erneuerbaren Energien.
Die Auswirkungen sind für alle Bundesländer zusammenfassend in Tab. 1 gezeigt. Die
Entwicklung der Biomassenutzung sowie der Photovoltaik konnte nicht berücksichtigt
werden, da hier keine ausreichende Datenbasis vorliegt. Die Längen der Netzausbau-
ten wurden proportional auf die Länder verteilt, in denen diese Maßnahmen erfolgen.
OUR MISSION: A SUS TAI N ABLE ENE RGY SUPPLY FOR EVERYONE
Tab. 1 Wesentliche Änderungen in den Energieversorgungsstrukturen der einzelnen
Bundesländer. Quellen: Eigene Berechnungen nach UBA (2008), UBA (oJ), BfS
(2009), DUH (2009), dena et al. (2005), BEE (2009).
Bun
desl
and
KW Abschal-
tungen
[min-max, GW]
Neue
Kraftwerks-
kapazitäten
[GW]
Kernkraft-
werksabschal-
tungen
[min-max, GW]
Erforderliche
Netzausbauten
[km Länge]
BB 0,5 –5,8 Wind2 5 / 4 110
BE 0,5 – 2,5
BW 1,9 – 6 Kohle3 2
Wind 0 / 4,5
3,1 – 4,4
BY 2,7 – 4,6 Wind 0 / 9 6,1 30 + 200
HB 0,5 – 1,5
HE 1,2 – 2,2 Wind 1 / 3 2,4 95
HH 0,7 Kohle 2 45
MV 0,7 Wind 1 / 3
Offshore 2
NI 3,6 – 5,3 Kohle 1
Wind 3 / 6
Offshore 10
4 40 + 100 + 95 + 150 +
200 + Nord.Link oder
NorGer [je ~550]
NW 13,4 – 31,4 Wind 5 / 4
Kohle 6
40 + 100 + 150
RP 0,4 – 2,1 Wind 1 / 2,5 1,2 150
SH 0,5 – 1,1 Wind 1 / 2
Offshore 8
2,1 – 3,5 200
SN 4,4 Kohle 1
Wind 1 / 2
ST 0,1 – 1,9 Wind 3 / 3 40
TH 0,2 Wind 0 / 2 40 + 80 + 30 + 200
28/97
2 Erste Angabe jeweils nach dena et al. (2005), zweite Angabe jeweils nach BEE (2009). 3 Jeweils nur genehmigte und im Bau befindliche Anlagen berücksichtigt.
29/97
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3.2 Konzeptuelles Design eines zukunftsfähigen Elektrizitätssystems
Das heutige Elektrizitätssystem ist überwiegend durch vertikale Lastflüsse geprägt.
Die Erzeugung erfolgt in zentralen Großkraftwerken statt, die unmittelbar in die
Höchstspannungsebene einspeisen. Von diesen in der Regel nuklear oder fossil
betriebenen Kraftwerken wird der Strom zu den Verbrauchsschwerpunkten transpor-
tiert, auf niedrigere Spannungsebenen transformiert und dort weiterverteilt. Der
überwiegende Anteil des Verbrauchs erfolgt auf Unter- und Mittelspannungsebene.
Dies ist illustrativ in Abb. 8 gezeigt. In diese Darstellung sind bereits einige in die
Mittelspannungsebene einspeisende Windenergieanlagen aufgenommen.
Da es sich hier um einen seriellen Prozess handelt, war in der Vergangenheit die
Optimierung relativ einfach, man konnte einfach an einem Ende anfangen. Dazu war
das alles noch in der Hand der gleichen Unternehmen, eine Abstimmung der Interes-
sen war also auch vorhanden.
Abb. 8: Heutige Struktur des Elektrizitätssystems.
Durch den zunehmenden Ausbau insbesondere fluktuierender EE Quellen kann die
oben geschilderte Betriebsweise eine sichere und zuverlässige Elektrizitätsversorgung
nicht mehr in ausreichendem Umfang gewährleisten. Ein Paradigmenwechsel im
Betrieb und in der Planung des Netzes ist unausweichlich, wenn der EE Ausbau erfolgt
wie im Energiekonzept der Grünen (Bundestagsfraktion Bündnis 90/Die Grünen, 2007)
dargestellt.
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Zwei Möglichkeiten dieses Paradigmenwechsels hin zu neuen Konzepten stellen die viel
diskutierten Konzepte eines Smart Grid und eines Super Grid dar. In den meisten
Fällen werden diese Konzepte isoliert voneinander betrachtet, jedoch bieten sie
erhebliche Synergieeffekte bei gleichzeitiger Umsetzung, da sie auf unterschiedliche
Ebenen des Elektrizitätssystems abstellen.
Wie in Abb. 9 dargestellt, umfassen beide Konzepte die gesamte (hier auf technische
Aspekte verkürzte) Wertschöpfungskette von der Erzeugung bis zum Verbrauch. Das
Super Grid dient dabei der Übertragung hoher Leistungen über große Distanzen,
beispielsweise Strom aus skandinavischen Wasserkraftanlagen nach Deutschland. In
der Regel werden hier unterschiedliche Ansätze der Hochspannungsgleichstrom-
übertragung als Kernelement diskutiert. Ein Smart Grid hingegen ermöglicht eine
direkte Koordinierung von lokalen oder regionalen Erzeugern und Verbrauchern, indem
digitale Technologien zum Informationsaustausch in Verbindung mit intelligenten
Betriebsstrategien eingesetzt werden. Solch ein System ist deutlich weniger hierar-
chisch organisiert als das heutige Elektrizitätssystem in Deutschland, und auch als
Super Grids (KEMA, 2008).
Smart Grids
Super Grids
ErzeugungÜbertragung
undVerteilung
Verbrauch
Speicher (International)
HGÜ Solarstrom Sahara
ErdkabelTemperaturmonitoring
Speicher (Regional)
KombikraftwerkLast-
management
E-Mobilität
Abb. 9: Smart Grids und Super Grids als Konzepte in Relation zur Wertschöpfungskette.
Für beide Konzepte werden die anwendbaren Technologieansätze sowie bestehende
Pilotprojekte und Forschungsvorhaben in den nachfolgenden Abschnitten detaillierter
diskutiert.
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3.3 Das Konzept Smart Grids
In diesem Abschnitt wird zunächst das Konzept intelligenter Netze präzisiert. Dabei
wird beschrieben welche der im vorhergehenden Abschnitt angesprochenen Punkte mit
diesem Konzept adressiert werden können.
Anschließend erfolgt eine Vorstellung der wichtigsten Pilotprojekte und Forschungs-
vorhaben in diesem Bereich. Dabei wird insbesondere auch auf die derzeit laufenden
eEnergy Projekte eingegangen. Abschließend werden in diesem Abschnitt die mit der
Umsetzung von Smart Grids verbundenen Investitionen abgeschätzt. Dies wird
aufgrund weniger verfügbarer Informationen eine sehr grobe Schätzung sein.
Abb. 10: Beispiel eines intelligenten Netzes. Quelle: Poseidon4.
3.3.1 Was ist ein Smart Grid?
Unter dem Konzept der Smart Grids wird eine intelligente Verknüpfung von Erzeugern,
Energiespeichern und Verbrauchern verstanden. Dabei finden auf technischer Ebene
insbesondere moderne Informations- und Kommunikationstechnologie und neue
Betriebsführungskonzepte Anwendung. Auf wirtschaftlicher Ebene werden neue
Dienstleistungen implementiert. Insbesondere stehen dabei dezentrale Konzepte im
Fokus.
31/97
4 http://www.poseidonenergy.com/
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Ziel eines Smart Grids ist es dabei, die Elektrizitätsversorgung effizienter, preiswerter,
sicherer und nachhaltiger zu gestalten sowie die Integration Erneuerbarer Energien
und dezentraler Erzeugung zu verbessern. Diese Ziele sollen durch eine intelligentere
Anpassung von Erzeugung und Verbrauch erreicht werden. Zentrales Element eines
Smart Grids ist stets der verbesserte Informationsaustausch, der eine aktive Einbin-
dung aller Akteure erst möglich macht.
Der Bedarf an Smart Grids entsteht aus den wachsenden Anteilen an EE und kleinen
Erzeugungsanlagen, die im Laufe der nächsten Jahre und Jahrzehnte dezentral an das
Netz angeschlossen werden (KEMA). Die damit einhergehende stärker vernetzte
Struktur der Energieversorgung im Vergleich zu der heutigen eher hierarchischen
Struktur verlangt wiederum nach neuen technologischen und ökonomischen Strate-
gien. Diese können unter anderem durch Smart Grids bereitgestellt werden.
Smart Grids bilden keinen standardisierten Ansatz. Vielmehr ist die detaillierte
Implementierung von Smart Grids jeweils an die spezifischen Gegebenheiten vor Ort
anzupassen. Dementsprechend zielt die folgende Analyse von Forschungsvorhaben
und Pilotprojekten, die Smart Grids entwickeln oder exemplarisch umsetzen, darauf
ab, die Bandbreite der möglichen Elemente von Smart Grids darzustellen, ohne dabei
einen Anspruch auf Vollständigkeit zu erheben.
Für eine Darstellung und Bewertung der zahlreichen laufenden und zum Teil bereits
abgeschlossenen Forschungsvorhaben und Pilotprojekte in diesem Bereich wird eine
Differenzierung nach einer Infrastrukturkomponente und einer Dienstkomponente
vorgenommen. Unter die Infrastrukturkomponente fallen dabei neue Technologien
beispielsweise aus dem Bereich der IKT (smart meters). Diese Infrastrukturkompo-
nente bildet die Grundlage für zahlreiche innovative Dienstleistungen, welche die neu
einzuführenden Technologien nutzen. Als Beispiel sei hier die Installation von
Kommunikationstechnologien zwischen einer Betriebsführungseinheit und der
Erzeugung in EE Anlagen sowie der Nachfrage regelbarer Verbraucher wie Elektroau-
tos oder Schwimmbäder genannt. Basierend auf einer solchen Kommunikationsver-
bindung sind ganz unterschiedliche neue Dienstleistungen denkbar wie etwa eine
Verstetigung der EE Erzeugung durch variablen Verbrauch oder ein vermehrter
Strombezug der Verbraucher zu Zeiten hoher Einspeisung aus EE.
Die folgende Darstellung von Pilotprojekten und Forschungsvorhaben arbeitet
insbesondere heraus, welche wesentlichen Infrastrukturkomponenten und welche
neuen Dienste in den einzelnen Projekten entwickelt werden. Der Fokus liegt dabei auf
den aktuell durchgeführten Projekten im Rahmen des eEnergy Programms.
3.3.2 Was können Smart Grids leisten?
Aus den vielfältigen möglichen Umsetzungen des Smart Grid Konzepts resultiert
entsprechend eine große Vielfalt möglicher positiver Einzeleffekte. Insgesamt bietet
das Konzept Smart Grids die Möglichkeit, das System der Elektrizitätsversorgung auf
regionaler Ebene sicherer und zuverlässiger zu gestalten, gleichzeitig die Integration
dezentraler Erzeugungsanlagen erheblich zu verbessern und durch aktive Einbezie-
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hung der Verbraucher die dort vorhandenen Potenziale zur Energieeinsparung und zur
Flexibilisierung von Verbrauchsmustern zu heben.
Die folgende Zusammenstellung beschränkt sich darauf, einige wichtige positive
Einzeleffekte zu nennen und konzeptionell darzustellen. Ein Anspruch auf Vollständig-
keit kann hier aufgrund der Vielfalt nicht bestehen.
• Die mit der Umsetzung von Smart Grids Konzepten verbundene Ausstattung
zahlreicher Akteure mit moderner Informations- und Kommunikationstechnologie
ermöglicht die Bereitstellung von Regelenergie in dezentralen Anlagen. Ein
erhebliches Potenzial von etwa 1,5 GW liegt hier in den Kühlprozessen in Nah-
rungsmittelindustrie, Lebensmitteleinzelhandel und Haushalten (wik-Consult und
FhG Verbund Energie, 2006). Darüber hinaus kann eine Bereitstellung von Regel-
energie in kleinen und kleinsten Anlagen möglich werden wie Windparks, Solaran-
lagen und Mikro-KWK.
• Die Stabilität von Verteilnetzen kann durch dezentrale Bereitstellung von
Systemdienstleistungen verbessert werden. Erzeugungsanlagen, die an Verteil-
netze angeschlossen werden, führen zu teilweise unzulässigen Spannungsände-
rungen in schwachen Netzbereichen. Durch intelligente Gleichrichter kann die
Spannung auf ein zulässiges Maß begrenzt werden. Darüber hinaus sind Maßnah-
men wie der geregelte Abwurf von Lasten auf industrielle Großverbraucher be-
schränkt. Durch Einbeziehung kleinerer Lasten wie beispielsweise Wärmepumpen
oder künftig Elektroautos in derartige Programme können Lastreduktionen erheb-
lich flexibler und in größerem Umfang durchgeführt werden. Für Netzbetreiber
bietet sich somit die Möglichkeit, flexibler auf Netzstörungen zu reagieren.
• Durch die informationstechnische Verbindung zahlreicher kleiner Erzeugungsanla-
gen können die Charakteristika konventioneller Kraftwerke nachgebildet werden.
Dadurch wird es möglich, diese Einzelanlagen als virtuelle Kraftwerke im Netz-
betrieb zu berücksichtigen. Zusätzlich können sich die Anlagenbetreiber hierdurch
neue Marktoptionen erschließen. Für das Modell eines virtuellen Kraftwerks unter
Beteiligung fluktuierender Stromerzeugung aus Wind- oder Sonnenenergie ist die
Integration von Brennstoffzellen und Elektroautos besonders attraktiv – beide
Technologien können aufgrund der Speichermöglichkeit die Fluktuationen in der
Erzeugung ausgleichen.
• Verbesserte Einbindung der Verbraucher im Rahmen von Lastmanagementpro-
grammen. Ziel eines Lastmanagements ist eine Verlagerung oder Flexibilisierung
des Verbrauchs. Dies kann entweder indirekt durch Preissignale erfolgen. Solche
dynamischen oder zeitvariablen Tarife verlangen eine aktive Beteiligung der Kun-
den. Andererseits kann die Einflussnahme auf den Verbrauch auch direkt durch
den Versorger oder Netzbetreiber erfolgen, der ohne Rücksprache mit dem Kun-
den auf begrenzbare oder unterbrechbare Verbraucher zugreift.
• Verbesserte Netzeinbindung von EE Anlagen vor Ort. Ein internationaler
Vergleich macht deutlich, dass die Bedingungen für den Netzanschluss in Deutsch-
land vergleichsweise gut sind. EE Anlagen sind grundsätzlich privilegiert zu be-
handeln und vorrangig anzuschließen. Von insgesamt 5,5 GW Anschlussbegehren
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wurden nur 18 MW, entsprechend 1/3 Prozentpunkt, nicht durch die Netzbetreiber
bewilligt (BNetzA, 2008. In diesen Angaben sind nur Erzeugungsanlagen mit einer
Leistung unter 100 MW berücksichtigt). Allerdings kommt es in der Praxis immer
wieder zu Schwierigkeiten bei der konkreten Ausgestaltung des Netzanschlusses
(Clearingstelle EEG, 2009), die zu Unsicherheiten für die Anlagenbetreiber führen.
Darüber hinaus kommt es aber zu Kapazitätsengpässen in den vorgelagerten
Netzbereichen, die bereits heute den Einsatz von Erzeugungsmanagement auslö-
sen. Die Netzbetreiber sind zwar zu rechtzeitigen und ausreichenden Kapazitäts-
erweiterungen verpflichtet, diese wurden in der Vergangenheit aber nicht immer
durchgeführt. Ein intelligentes Verteilnetz kann hier zu erheblichen Verbesserun-
gen führen: Zunächst wird die Koordination zwischen allen Beteiligten verbessert,
darüber hinaus kann eine lokale Vision des SmartGrids das erforderliche Engage-
ment bei den beteiligten Akteuren, insbesondere bei den Netzbetreibern, vergrö-
ßern.
Smart Grids bilden somit ein Komplement zu Super Grids, indem sie vor allem auf die
verbesserte lokale Integration Erneuerbarer Energien abzielen. Das Konzept der Smart
Grids wird in Deutschland zurzeit im Rahmen des eEnergy Programms in mehreren
Pilotprojekten konkretisiert, um daraus die Potenziale, aber auch die Grenzen und die
technischen sowie organisatorischen Voraussetzungen abzuleiten. Die Analyse dieser
Pilotprojekte ist Schwerpunkt des folgenden Abschnitts.
3.3.3 Pilotprojekte und Forschungsvorhaben
In diesem Abschnitt wird ein Überblick über aktuelle Pilotprojekte und Forschungsvor-
haben, die sich mit unterschiedlichen Aspekten des Konzepts Smart Grids beschäfti-
gen, vermittelt. Ziel ist es, anhand dieser Analyse die strukturellen und organisatori-
schen Änderungen herauszuarbeiten, die für eine Realisierung von Smart Grids
erforderlich sind. Hierfür wird unterschieden, welche neuen Infrastruktureinrichtungen
im Rahmen der Projekte eingesetzt werden, und welche Dienste dann basierend auf
dieser neuen technischen Grundlage umgesetzt werden. Da die Projekte des eEnergy
Programms noch in der Anfangsphase ihrer Durchführung stehen, sind die verfügbaren
Informationen begrenzt. Projektergebnisse liegen bisher in keinem dieser Projekte vor,
die auswertbaren Informationen beschränken sich weitgehend auf Selbstbeschreibun-
gen der Vorhaben.
Alle hier vorgestellten Projekte beinhalten zwei gemeinsame Aspekte:
• Die Nutzung von modernster Informations- und Kommunikationstechno-
logie (IKT) mindestens in Form intelligenter Stromzähler (smart meters). Im
Detail finden sich allerdings zum Teil erhebliche Unterschiede hinsichtlich des
Funktionsumfangs und der Kommunikationsmöglichkeiten der genutzten Zähler.
• Eine große Bandbreite beteiligter Akteure. Alle Projektgruppen setzen sich
aus Versorgungsunternehmen, Netzbetreibern und Verbrauchern zusammen und
werden in der Regel durch Forschungseinrichtungen ergänzt. Die wesentlichen
Unterschiede liegen in den involvierten Verbrauchergruppen (industrielle Verbrau-
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cher, Haushalte, Elektroautos) sowie in der expliziten Berücksichtigung von EE
Erzeugern, die nicht in allen eEnergy Projekten vorgesehen ist.
E-DeMa
Das Projekt E-DeMa soll ein dezentral vernetztes Energiesystem in einer Metropolregi-
on schaffen. Zentrales Infrastrukturelement sind dabei intelligente Stromzähler, die
durch IKT Gateways ergänzt werden. Neben den beteiligten Netzbetreibern und
Erzeugern bilden Haushalte die zentrale Zielgruppe, aber auch kleine und mittelständi-
sche Unternehmen werden angesprochen. Basierend auf den neuen Kommunikations-
und Steuerungsmöglichkeiten soll als neue Dienstleistung eine kombinierte Steuerung
des Verbrauchs und dezentraler Erzeugungsanlagen umgesetzt werden. In Verbindung
mit Preissignalen lassen sich damit die Kosten der Verbraucher optimal reduzieren,
indem zum einen Verbrauch in Perioden mit hohen Preisen verlagert wird, und
gleichzeitig in solchen Phasen die lokale Erzeugung maximiert wird. Der Kunde wird
somit zum „Prosumer“, einer Wortverbindung aus consumer und producer, die die
neue Rolle der Kunden deutlich macht. Einen Überblick über die Struktur des E-DeMa
Projektes gibt Abb. 11.
Abb. 11: Struktur des E-DeMa Projektes.
eTelligence
Ziel des eTelligence-Projektes ist eine verbesserte, aktive Integration dezentraler
Erzeugung, insbesondere von EE Anlagen, in die Verteilnetze. Dieses Ziel soll insbe-
sondere durch eine dynamische Flexibilisierung von Lastverläufen bei Großverbrau-
chern, die über Energiespeicher verfügen, erreicht werden. Im Rahmen des Vorhabens
werden die thermischen Speichermöglichkeiten von Kühlhäusern und Schwimmbädern
genutzt, deren Verbrauch in Abhängigkeit von der aktuellen Erzeugung in den
beteiligten EE Anlagen geregelt wird. Hierfür ist eine Kommunikationsinfrastruktur
erforderlich, die die Verlagerungsmöglichkeiten der Verbraucher und die Erzeugung
der EE Anlagen zusammen bringt. Das eTelligence Projekt zielt dabei auf die Einrich-
tung eines automatisierten internetbasierten Marktplatzes ab, in dem die Informatio-
nen zusammen fließen. Zusätzlich ist die Ausrüstung von Haushalten mit smart meters
vorgesehen, die den Energieverbrauch für die Kunden visualisieren. Perspektivisch
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wird damit auch eine Einbindung von Lastverlagerungspotenzialen in Haushalten
möglich.
MeReGio
Zentrales Ziel dieses Projektes ist die lokale Reduktion von Treibhausgasemissionen.
Über eine intelligente Vernetzung lokaler Erzeugungsanlagen und Verbraucher ist eine
verbesserte Auslastung der Kraftwerke und damit eine effizientere Nutzung der
Brennstoffe zu erreichen. Haushalte, die mit intelligenten Stromzählern ausgerüstet
werden sollen, stehen als zentrale Verbrauchergruppe im Fokus. Die intelligenten
Zähler ermöglichen eine Visualisierung des Stromverbrauchs und der Strompreise, ein
Beispiel ist in Abb. 12 gezeigt.
Abb. 12: Beispieldisplay eines intelligenten Stromzählers, das den Stromverbrauch über die
Tageszeit anzeigt.
Somit wird durch diese smart meters ein Angebot von zeitvariablen und dynamischen
Tarifen möglich, bei denen der Kunde seinen Stromverbrauch flexibel an die ihm
entstehenden Kosten anpasst. Die Projektpartner erwarten, dass hierdurch eine
Reduktion der Spitzenlast stattfinden wird, und darüber hinaus durch ein generell
höheres Bewusstsein für den Stromverbrauch in den beteiligten Haushalten Einsparpo-
tenziale von bis zu 10 % realisiert werden können. Eine wesentliche Dienstleistung im
Rahmen dieses Vorhabens ist die Generierung und anschließende Verteilung der für
die Verbraucherentscheidungen zentralen Preissignale.
Zusätzlich sollen Kostenreduktionen durch Prozessoptimierungen und -
automatisierungen erreicht werden. So wird durch die fernauslesbaren intelligenten
Zähler beispielsweise eine flexiblere Abrechnung möglich.
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MoMa
Auch in der Modellstadt Mannheim soll über die Installation intelligenter Zähler und die
darüber verfügbaren Preisinformationen eine Wahl der Haushaltskunden hinsichtlich
ihres Energieverbrauchs ermöglicht werden: Wann möchte der Kunde zu welchem
Preis wie viel Strom verbrauchen, und aus welchen Quellen? Als zusätzliche Option
kann in diesem Teilprojekt des eEnergy Programms ein Lastmanagement durch
automatische Schaltung von Haushaltskühlschränken implementiert werden. Die
nötigen Leistungen werden hierbei über eine Aggregation zahlreicher Anlagen erreicht.
RegModHarz
In der Modellregion Harz soll eine deutlich verbesserte Koordinierung der Erzeugung in
EE Anlagen und des Verbrauchs stattfinden. Zentrales Element ist auch hier die
Ausrüstung der beteiligten Verbraucher mit intelligenten Zählern sowie eine Vernet-
zung dieser Zähler mit den teilnehmenden EE Anlagen in einer gemeinsamen
Leitwarte. Hierdurch wird ein gemeinsames Agieren als virtuelles Kraftwerk ermög-
licht. Die Anpassung des Verbrauchs soll insbesondere durch automatische Steuerung
von Haushaltsgeräten bei den Verbrauchern erfolgen, das größte Potenzial wird hier
bei der Weißen Ware gesehen.
Durch die dargestellten Maßnahmen werden Kosteneinsparungen von mittelfristig 10
und langfristig 20 bis 30 % angestrebt.
SmartW@TTS
Das Konsortium dieses Projektes strebt die Entwicklung einer internetbasierten
Plattform an, die eine aktive Teilnahme von Haushalten an der Energieversorgung
ermöglichen soll. Durch die Übermittlung von Preisinformationen werden für den
Kunden Anreize geschaffen, seinen Energieverbrauch in Zeiten geringer Preise zu
verlagern, wie sie für industrielle Verbraucher bereits bestehen. Angesichts des
geringen Verlagerungspotenzials in einem einzelnen Haushalt werden automatisierte
Lösungen zur Steuerung der Haushaltsgeräte implementiert, dabei werden die
Potenziale von Elektroautos als Speichern explizit berücksichtigt.
In allen betrachteten Modellvorhaben liegt ein zentraler Schwerpunkt auf der notwen-
digen Infrastruktur: Intelligente Netze erfordern intelligente Kommunikations-
möglichkeiten. Im Detail unterscheiden sich die Vorhaben dabei aber erheblich, so
strebt ein Teil der Projekte, insbesondere SmartW@TTS, eine dezentrale Kommunika-
tion aller Geräte untereinander an, eine Struktur die dem Internet ähnlich ist, während
andere Projekte auf eine zentrale Leitwarte als gemeinsame Schnittstelle setzen, wie
beispielsweise RegModHarz. Beide Kommunikationsmuster haben ihre spezifischen
Vor- und Nachteile, die Entscheidung für eine der Varianten ist jeweils nur im
konkreten Kontext des betrachteten Vorhabens möglich.
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3.3.4 Grobe Abschätzung notwendiger Investitionen
Smart Grids setzen sich immer aus einer Kombination zahlreicher Akteure, technischer
Infrastruktureinrichtungen und innovativen Dienstleistungen zusammen. Die mit dem
Konzept Smart Grids verbundenen Kosten lassen sich daher nicht allgemeingültig
abschätzen, sie hängen stark von den lokalen Gegebenheiten ab. Darüber hinaus sind
bis heute nur einige Pilotprojekte in der Umsetzungsphase, für die die Kosten noch
nicht feststehen. Dies erschwert eine qualifizierte Kostenabschätzung zusätzlich.
Grundsätzlich ist davon auszugehen, dass zunächst erhebliche Anfangsinvestitio-
nen erforderlich sind. Diese werden heute noch zusätzlich in die Höhe getrieben, da
keine standardisierten Lösungen verfügbar sind – so gibt es beispielsweise keine
einheitliche Kommunikationsschnittstelle in den verschiedenen Modellen von intelligen-
ten Zählern.
Den hohen Anfangsinvestitionen stehen langfristig zu erwartenden Einsparungen
gegenüber. Diese Einsparungen können zum Teil bei den Verbrauchern durch
Reduktion des Energieverbrauchs und durch variable Tarife realisiert werden.
Erhebliche Teile der Einsparungen werden auch auf andere Akteure entfallen,
beispielsweise auf die Betreiber der Verteilnetze, sofern durch die Umsetzung eines
Smart Grid Konzepts Netzerweiterungsmaßnahmen verhindert oder verzögert werden
können, sowie auf die Energieversorger, deren Prozesse aufgrund möglicher Prozess-
automatisierungen erheblich effizienter gestaltet werden können.
Die zeitnahe, flächendeckende Einführung intelligenter Zähler ist eine erklärte
politische Zielsetzung im Rahmen des Maßnahmenpakets zum Klimaschutz der
Bundesregierung und dient zugleich der Umsetzung der Energiedienstleistungsrichtli-
nie. Jedoch sind gegenwärtig die technischen Anforderungen an die Stromzähler nur
sehr vage definiert. Die "Interpretative Note" der EU-Kommission vom 11.9.09 zum
Bereich Retail Markets der Strom- und Gasrichtlinie aus dem 3. EU-
Energiebinnenmarktpaket enthält spezifischere Hinweise auf die notwendigen
Funktionalitäten der intelligenten Stromzähler. Insbesondere ist dort die Installation
einer Zwei-Wege Kommunikationseinrichtung vorgesehen, die für die intelligente
Steuerung des Netzes erforderlich ist. Der deutsche Gesetzgeber sollte sich bei der
Umsetzung des dritten Energiebinnenmarktpaketes an dort enthaltene Vorgabe halten.
Eine erste grobe Abschätzung der Kosten kann an dieser Stelle lediglich für die in
allen Fällen erforderlichen intelligenten Zähler getroffen werden.
In Deutschland sind etwa 44 Millionen Zähler bei Letztverbrauchern mit einer
jährlichen Stromabnahme von weniger als 100.000 kWh installiert. Die Kosten für die
Umrüstung auf einen intelligenten Stromzähler können auf etwa 100 EUR veranschlagt
werden, die über einen Zeitraum von 16 Jahren abzuschreiben sind. Daraus ergeben
sich Kosten von 225 Millionen EUR jährlich für eine vollständige Umrüstung aller
Haushaltszähler.
Bezogen auf den einzelnen Haushalt entspricht dies Mehrkosten von 6 EUR jährlich,
bei einer Umlage auf den gesamten Stromverbrauch von 550 TWh ergeben sich
Mehrkosten von circa 0,05 ct je kWh.
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3.4 Das Konzept Super Grids
In diesem Abschnitt wird zunächst das Konzept der Super Grids präzisiert. Anschlie-
ßend erfolgt eine Vorstellung der vielversprechenden Technologien. Diese sind vor
allem:
• Hochspannungsgleichstromübertragung und
• Hochspannungswechselstromübertragung als elektrische Konzepte; sowie
• Freileitungen,
• Erdkabel und
• Seekabel als Realisierungsmöglichkeiten.
Analog zum Vorgehen im vorigen Abschnitt erfolgt daraufhin eine Darstellung der
Möglichkeiten und Grenzen von Super Grids. Im Anschluss werden die wichtigsten
Pilotprojekte und Forschungsvorhaben zu Super Grids vorgestellt. Dies sind insbeson-
dere:
• „NorGer“ und „Kriegers Flak“ als mögliche Startpunkte eines künftigen Offshore
Supergrids;
• Die Studien rund um das Desertec-Konzept.
Abschließend werden in diesem Abschnitt die mit der Umsetzung von Super Grids
verbundenen Investitionen abgeschätzt. Dies wird aufgrund weniger verfügbarer
Informationen eine sehr grobe Schätzung sein.
3.4.1 Was ist ein Super Grid?
Künftig werden verstärkt EE in verbrauchsfernen Gebieten erschlossen werden. Dabei
wird insbesondere die Offshore Windenergie in nordeuropäischen Meeren sowie die
Solarenergie in Südeuropa, Nordafrika (NA) und im Nahen Osten (Middle East, ME)
aufgrund der hohen Potenziale genutzt werden, siehe Abb. 13.
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Abb. 13: Potenziale von Offshore Windenergie (oben) und Solarenergie (unten). Quellen:
Risø National Laboratory5 und Center for Global Development (2008).
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5 Verfügbar unter: http://www.windatlas.dk/Europe/oceanmap.html.
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Basierend auf diesen Potenzialen kommen verschiedene Studien zu installierten
Leistungen von zum Teil mehreren Hundert GW Leistungen. Die Szenarien der
wesentlichen Arbeiten sind in Abb. 14 vergleichend dargestellt. Die roten Markierun-
gen zeigen Szenarien der Solarenergienutzung in Südeuropa, Nordafrika und im
Nahen Osten, die blauen Markierungen repräsentieren Szenarien zum Ausbau der
Offshore Windenergie. Die schwarzen Linien geben die in den Arbeiten dargestellten
Bandbreiten an.
EWEA (2008)
Tradewind (2009)
Tradewind (2009)
Greenpeace (2009)
CGD (2008)
DLR (2005)
Greenpeace (2005)
Greenpeace (2008)
Tradewind (2009)
Greenpeace (2009)
DLR (2005)
0
100
200
300
400
500
600
2010 2015 2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050
Jahr
insta
llie
rte L
eis
tun
g [
GW
]
Solar Power Offshore Wind Power
Abb. 14: Ausbauszenarien Offshore Windenergie und Solarenergie in der MENA Region.
Zur Einbindung dieser Leistungen in das europäische Elektrizitätsversorgungssystem
ist eine neuartige Netzstruktur erforderlich. Diese künftige Struktur besteht haupt-
sächlich aus den folgenden Komponenten:
• Offshore Windenergie in der Nordsee (und Ostsee) sowie ein entsprechendes
Offshore Netz
• Solarkraftwerke in MENA
• SuperGrid in Kontinentaleuropa, über das die Energie zu den Verbrauchszentren
transportiert wird.
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Diese drei Bestandteile sind in Abb. 15 nochmals dargestellt. Gleichzeitig wird hier die
Verbindung mit dem Konzept der Smart Grids deutlich gemacht, das die Integration
von dezentraler Erzeugung und Lastmanagement auf lokaler Ebene ermöglicht.
SuperGrid
Kontinental EU
SmartGrid
Nordafrika-EU
SuperGrid
Nordsee
Offshore Grid
Nordsee
Wind
Nordafrika
Solar
Abb. 15: Wesentliche Komponenten eines künftigen SuperGrids.
Unter dem Konzept der Super Grids wird also ein europaweites Hochspannungssystem
verstanden, dass die Nutzung von großen aber abgelegenen EE Potenzialen ermög-
licht. Für ein derartiges System steht eine Vielfalt an Technologien zur Verfügung. Der
folgende Abschnitt gibt einen Überblick über diese Technologien.
An dieser Stelle sei allerdings darauf hingewiesen, dass keine allgemein gültige
technische Lösung für Übertragungsprojekte gibt. Jedes Vorhaben ist einzigartig, die
Wahl von Technologie und Realisierung basiert auf einer Vielzahl von Faktoren,
darunter technische Rahmenparameter, Kosten, Umweltaspekte und öffentliche
Akzeptanz.
3.4.1.1 Konzeptioneller Überblick über nutzbare Technologien
Es gibt zwei elektrotechnische Möglichkeiten zur Stromübertragung, Wechselstrom
und Gleichstrom. Beide Technologien können auf den unterschiedlichsten Spannungs-
ebenen umgesetzt werden, im Kontext der Super Grids sind allerdings ausschließlich
Hoch- und Höchstspannungsebenen relevant. Die Realisierung von entsprechenden
Leitungsprojekten kann in Form von Freileitungen (Overhead lines, OHL) sowie als
Kabel erfolgen. Bei den Kabeln wird wiederum in Erdkabel (Underground Cables, UGC)
und in Seekabel (Submarine Cables, SMC) unterschieden.
Aus den beiden elektrotechnischen Konzepten und den drei Möglichkeiten der
Realisierung resultieren sechs mögliche Kombinationen. Diese sind in Abb. 16
dargestellt und werden im Folgenden konzeptionell erläutert.
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GIL
Ele
ktr
isc
hes
Ko
nze
pt
Overhead
lines (OHL) Erdkabel
(UGC)
AC OHL
DC OHL
Wech
sels
tro
m
(AC
)
Dir
ect
cu
rre
nt
(DC
)
Realisierung
Freileitung
en (OHL)
AC UGC
DC UGC
Submarine
Kabel(SMC)
AC
Seekabel
DC Seekabel
Abb. 16: Matrix der Technologieoptionen zur Stromübertragung.
Wechselstrom
Hochspannungswechselstromübertragung (HVAC) ist die ausgereifte und erprobte
Technik, die weltweit in Elektrizitätsnetzen Verwendung findet. Die Nutzbarkeit für
Übertragung von hohen Leistungen über sehr große Distanzen ist allerdings aufgrund
der Übertragungsverluste und des Blindleistungsbedarfs allerdings eingeschränkt.
Gleichstrom
Hochspannungsgleichstromübertragung (HVDC) ist heute die Standardlösung bei der
Stromübertragung über Entfernungen von mehreren hundert Kilometern. Insbesonde-
re bei Seekabeln wird diese Technik regelmäßig verwendet, da die erreichbaren
Übertragungsdistanzen bei Seekabeln mit Wechselstromtechnik durch den auftreten-
den Spannungsabfall begrenzt sind. Da bei Gleichstromübertragung nur ein oder zwei
Leiter erforderlich sind, ist der Raumbedarf solcher Kabeltrassen grundsätzlich
geringer als bei Wechselstromtrassen, gleichzeitig reduziert dies den Verlegeaufwand,
was insbesondere bei Seekabeln weitere Vorteile und Kostenreduktionen mit sich
bringt.
Das europäische Netz ist in mehrere synchrone Netzgebiete unterteilt: Das UCTE-
Gebiet umfasst weite Teile Kontinentaleuropas, im Osten grenzt das Gebiet der
BALTSO an, NORDEL umfasst das skandinavische Gebiet, UKTSOA in England.6 Eine
unmittelbare Verbindung zwischen diesen Netzgebieten ist nicht möglich, eine
Zwischenschaltung von Gleichstrombrücken ist zwingend erforderlich.
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6 Die genannten Vereinigungen der Übertragungsnetzbetreiber haben sich kürzlich in der ENTSO-E neu organisiert. Die synchronen Netzgebiete bestehen weiterhin, daher wird hier auch an der bekannten Bezeichnung festgehalten.
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Eine weitere Klassifizierung von HVDC kann anhand der verwendeten Konvertertech-
nologien erfolgen. Konverter, die auf das Wechselstromnetz angewiesen sind (Current
Source Converter) werden seit Jahrzehnten erfolgreich angewendet. Dies ist eine
erprobte Technologie, die seit Jahren verwendet wird. Allerdings hat sie einige
immanente Eigenschaften, die diese Technologie für Super Grids nur begrenzt ereignet
erscheinen lässt. Insbesondere können CSC Leitungen nur zur sog. Punkt-zu-Punkt
Übertragung genutzt werden, bei der an beiden Enden der Leitung eine Konvertersta-
tion erforderlich ist. Ein vermaschtes Netz lässt sich nur mit erheblichem Aufwand und
einer Vielzahl an Konvertern erzielen.
Durch Weiterentwicklungen in der Halbleitertechnologie wurde die Nutzung von
Transistoren in der Hochspannungstechnik möglich. Die neu entwickelte Variante, die
Voltage Source Converter (VSC) nutzt, verfügt über einige wesentliche Vorteile für das
Konzept Super Grids. So wird mit dieser Technik ein vermaschtes Netz darstellbar
(sog. Multi-Terminal Betrieb), zusätzlich können durch diese Technologie einige
Systemdienstleistungen wie Blindleistungskontrolle bereitgestellt werden. Andererseits
handelt es sich hier um eine vergleichsweise neue Technologie, für die der Nachweis
der großtechnischen Anwendbarkeit noch aussteht. Abb. XXX fasst die wesentlichen
Vor- und Nachteile der beiden Ansätze zusammen.
Tab. 2 Vor- und Nachteile unterschiedlicher HVDC Technologien.
Vorteile Nachteile
CSC • Erprobte Technologie
• Hohe Übertragungsleistungen
(OHL >6GW/±800kV)
• Wirkleistungskontrolle
• Punkt-zu-Punkt Übertragung
• Kein Multi-Terminal Betrieb
• Blindleistungskompensation nötig
VSC • Multi-Terminal Betrieb
• Kleinere Konverter
• Netzstabilisierung
• Wirkleistungskontrolle
• Blindleistungskontrolle
• Schwarzstartfähig
• Relativ neue Technik
• Geringere Übertragungskapazität
(OHL >2GW/±650kV)
• Höhere Verluste
• Noch keine Leistungsschalter für
Multi-Terminal Betrieb verfügbar
Beide Technologien sind als Freileitungen und als Erdkabel ausführbar. Heute gibt es
weltweit zwei Unternehmen, die die VSC Variante anbieten, ABB (HVDC Light) und
Siemens (HVDC Plus).
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Aufgrund des bisher geringen Markvolumens sind kaum Preisinformationen verfügbar.
Cole (2006) zitiert ABB mit einem Preis von 55 000 EUR/MW installierter Leistung bzw.
163 Millionen EUR für ein 60 km langes Erdkabel mit einer Leistung von 1100 MW.
Freileitungen
Freileitungen mit Wechselstromsystemen (AC OHL) werden von Beginn der Wechsel-
stromübertragung an verwendet. Von mittleren Spannungsebenen und relativ kurzen
Distanzen ausgehend, führte die Entwicklung hin zu Hoch- und Höchstspannungssys-
temen, die Distanzen von mehreren hundert km überbrücken. Die erste Freileitung mit
einer Spannungsebene von 380kV und einer Länge von 950km wurde Anfang der
1950er Jahre in Schweden in Betrieb genommen. (Oswald et al., 2005). Mit über 50
Jahren Erfahrung stellen Freileitungen den Stand der Technik dar und sind die
Referenztechnologie, um große Leistungen über weite Strecken zu übertragen.
In Freileitungen wird die Luft als Isolationsmedium genutzt. Dadurch wird die
Gestaltung von Freileitungssystemen sehr einfach, sie bestehen im wesentlichen aus
dem Türmen inklusive Fundament und Erdung sowie den Leiterseilen, die über
Isolatoren an den Türmen aufgehängt sind. Abhängig vom Einzelfall werden Türme im
Abstand von einigen hundert Metern errichtet.
Erdkabel
In der Vergangenheit wurden ausschließlich Papierisolierte Kabel verwendet. Mittler-
weile sind kunststoffisolierte Kabel (XLPE, cross-linked Polyethylen) für Spannungs-
ebenen bis etwa 550 kV verfügbar. Verschiedene technische Vorteile dieser Kabel
führen zu einer höheren Strombelastbarkeit. Bei Neuinstallationen, aber auch bei
Ersatzmaßnahmen haben XLPE Kabel papierisolierte Kabel nahezu vollständig
verdrängt.
Abb. 17 zeigt ein 380-kV-XLPE-Kabel. Für HVDC werden ein oder zwie dieser Kabel
benötigt, für HVAC drei Kabel oder ein entsprechendes Kabel mit drei Leitern. Solche
dreiadrigen Kabel stoßen jedoch bei hohen Spannungsebenen aufgrund der nötigen
Leiterquerschnitte an die Grenzen der Handhabbarkeit.
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Abb. 17: Querschnitt eines 380kV XLPE Kabels mit Kupferleiter (Quelle: Nexans).
Diese einadrigen Kabel sind mit Leiterquerschnitten von bis zu 3200 mm2 in
Längenabschnitten von bis zu 1000m verfügbar. Längere Abschnitte sind möglich,
aber durch das Gesamtgewicht der Kabeltrommel und die Auswirkungen auf die
Transportierbarkeit begrenzt. Eine Trommel mit 900m Kabellänge wiegt etwa 40t. Bei
schwierigen Geländebedingungen werden auch kürzere Abschnitte verwendet.
Eine spezielle Technik für AC Erdkabel sind die sogenannten gasisolierten Leiter (GIL).
Diese Technologie wurde in einer Anzahl von Studien als Alternative zu Erdkabeln
angesehen (KEMA, 2008; Oswald et al., 2005; dena, 2005). Bis heute wurde aber
keine GIL Trasse über größere Distanzen geplant, zugelassen, entwickelt oder gar
realisiert.
Seekabel
Der wesentliche Unterschied zwischen Seekabeln und Erdkabeln besteht in der bei
Seekabeln erforderlichen äußeren Armierung, die in der Regel durch in das Kabel
eingearbeitete Stahldrähte realisiert wird. Diese Armierung schützt das Kabel am
Meeresgrund vor Beschädigung und nimmt die bei der Verlegung auftretenden Kräfte
auf. Eine besondere Herausforderung stellt die Installation von Seekabeln vor Ort dar.
Diese ist nur mit Spezialfahrzeugen und nur bei ausreichend guten Wetterbedingungen
möglich.
Der Bedarf nach solchen Leitungstrassen auf See entsteht in großem Masse zunächst
aus dem Ausbau der Offshore Windenergie in Nordeuropa. Darüber hinaus werden
Seekabel für die Übertragung von Solarstrom aus Nordafrika nach Europa benötigt
werden. Gleichzeitig sind bereits heute mehrere Punkt-zu-Punkt Verbindungen
zwischen verschiedenen Elektrizitätsversorgungssytemen in Betrieb.
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Insbesondere bei der Netzanbindung der Offshore Windparks sind unterschiedliche
Optionen möglich:
• Direkter Anschluss einzelner Parks
• Gemeinsamer Anschluss mehrer Parks an Land
• Kombination von Windparks und Interkonnektoren hin zu einem Offshore Netz.
Grundsätzlich stehen für Seekabel beide elektrotechnischen Konzepte, HVAC und
HVDC, zur Verfügung. Da Wechselspannung allerdings einige immanente Nachteile
aufweist, werden in den meisten Fällen Gleichstromlösungen gewählt. Da bei AC-
Seekabeln in Abständen von einigen Dutzend Kilometern eine Blindleistungskompen-
sation erforderlich wird, diese auf See aber nur sehr aufwändig zu realisieren ist, wird
diese Technik nur bei geringen Küstenabständen von bis zu etwa 50 bis 90km genutzt.
Bei größeren Entfernungen ist eine HVDC Lösung sinnvoller. Insbesondere für die
Schaffung einer wirklichen, vermaschten Netzstruktur auf See muss an dieser Stelle
wieder angemerkt werden, dass die heute erprobte HVDC CSC Technologie nicht in
einer solchen Multi-Terminal-Konfiguration zu betreiben ist. Für ein Offshore Grid ist
also einzig die noch neue VSC Technologie verfügbar.
Zusammenfassung
Für die Umsetzung der Vision eines europäischen Super Grids stehen insgesamt sechs
grundlegende Technologievarianten zur Verfügung. Dabei sind die drei Realisierungs-
möglichkeiten als Freileitung, Erdkabel und Seekabel als erprobte Technik zu betrach-
ten, aufgrund des bisher eher geringen Marktvolumens sind allerdings die Fertigungs-
und Installationskapazitäten bei Kabeln eingeschränkt. Bei geeigneten Anreizen wie
einem mittel- bis langfristig stabilen regulatorischen Rahmen ist aber davon auszuge-
hen, dass diese Kapazitäten ausreichend erweitert werden können. Die wesentlichen
Eigenschaften für eine Anwendung als Super Grid Technologie sind in Abb. 18
zusammengefasst.
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Ele
ktr
isc
hes
Ko
nze
pt
Erdkabel(UGC)
- Hoher Platzbedarf- Aufwändige
Genehmigung
+ Erprobte Technik
+ geringererPlatzbedarf
- pot. einfachere Genehmigung
+ Erprobte Technik
Wech
sels
tro
m
(AC
)
Realisierung
Freileitung
en (OHL)
+ geringere Um-weltauswirkung
+ pot. einfachere
Genehmigung- Blindleistungs-
bedarf
+ geringere Um-weltauswirkung
+ pot. einfachere
Genehmigung+ kein Blindleis-
tungsbedarf
Submarine Kabel(SMC)
- SchwierigeBlindleistungskompensation
(D~<50km)- Aufwändige
Installation
+ kein Blind-leistungsbedarf
+ einfachere
Installation als AC SMC
Gle
ich
str
om
(DC
)
Abb. 18: Vergleichsmatrix der wesentlichen Aspekte aller Technologieoptionen.
Die Nutzung von Wechselstrom in Übertragungssystemen ist seit langem Stand der
Technik. Aufgrund der entfernungsabhängig zunehmenden Verluste und der nötigen
Blindleistungskompensation erscheint dieses Konzept für die Übertragung großer
Strommengen über sehr weite Distanzen, wie dies im Rahmen eines umfassenden
Super Grids erforderlich wäre, als begrenzte geeignet. Wahrscheinlich werden weite
Teile eines solchen Super Grids die Hochspannungsgleichstromübertragung nutzen.
Freileitungen mit höchsten Übertragungsleistungen sind hier auch Stand der Technik,
prominentes Beispiel ist die Netzanbindung des Drei-Schluchten-Staudamms in China.
Der hier erzeugte Strom wird über HVDC Freileitungssysteme über viele Hundert km in
die Lastzentren übertragen. Insbesondere die VSC Technologie ist für Super Grids
geeignet, da mit dieser Technologie ein vermaschtes Netz errichtet und betreiben
werden kann. Für eine umfangreiche Standardisierung und Markteinführung dieser
Technologie sind allerdings noch einige wenige Jahre Entwicklungsarbeit nötig. Die
bisher verfügbaren Systeme weisen für ein Super Grid noch geringe Übertragungsleis-
tungen auf.
Zusammenfassend ist davon auszugehen, dass ein europäisches Super Grid wohl als
Hochspannungsgleichstromnetz in der VSC Variante umzusetzen ist. Ein solches Netz
vereint geringe Verluste und hohe Übertragungsleistungen über weite Entfernungen
mit sehr guten elektrotechnischen Charakteristika. Darüber hinaus entstehen
Wechselwirkungen zwischen dem bestehenden Wechselstromnetz und einem Su-
perGrid in HVDC Technologie nur an einzelnen Verbindungsknoten zwischen den
Netzen. Ein HVDC Netz als Overlay Netz über dem existierenden Übertragungsnetz
reduziert also den Koordinationsaufwand.
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3.4.1.2 Konzeptioneller Überblick über innovative Ansätze
Neben den dargestellten technologischen Optionen für Netzausbauten gibt es eine
Anzahl von Möglichkeiten, mit denen die Übertragungsleistungen vorhandener
Leitungstrassen vergleichsweise günstig und zügig erhöht werden können. Dieser
Abschnitt gibt einen Überblick über die wichtigsten dieser innovativen Ansätze.
Jahreszeitliche Anpassung der Strombelastbarkeit von Freileitungen
Die Übertragungsleistung von Freileitungen wird durch die zulässige Temperatur der
Leiterseile begrenzt. Die genormten Strombelastbarkeiten von Freileitungen basieren
auf konservativen Annahmen zu den Umgebungsbedingungen (siehe EN 50182). Für
Deutschland werden folgende Parameter angenommen:
• Umgebungstemperatur von 35°C
• Sonneneinstrahlung 800 W/m2
• Windgeschwindigkeit rechtwinklig zur Leitung von 0.6 m/s.
Eine solche Kombination tritt in Deutschland nur selten und nur im Sommer auf. Unter
anderen Umgebungsbedingungen werden die Leiterseile beispielsweise durch höhere
Windgeschwindigkeiten erheblich gekühlt, entsprechend sind in anderen Jahreszeiten
höhere Strombelastbarkeiten der Leitungen möglich. Diese sind allerdings im Rahmen
der anzuwendenden Normen nicht zulässig.
Leiterseil-Temperaturmonitoring
Die Überlastbarkeit von Freileitungen ist auf wenige Minuten begrenzt. Allerdings
ändert sich die Strombelastbarkeit mit den Wetterbedingungen und nimmt beispiels-
weise mit zunehmender Windgeschwindigkeit oder abnehmenden Temperaturen zu.
Eine Überwachung der Leiterseiltemperatur geht einen deutlichen Schritt weiter als
eine jahreszeitliche Anpassung der Strombelastbarkeit. Mit einem solchen Monitoring
wird ein dynamisches Management der Netze möglich. Besonders bei Freileitungen,
die hohe Anteile Windstrom in Gebieten mit geringem Verbrauch transportieren ist der
Zusammenhang von Lastfluss und Windgeschwindigkeit deutlich ausgeprägt. Dadurch
wird eine Strombelastbarkeit oberhalb des Nennstroms möglich, an windigen Tagen
auf bis zu 165 %.
Heute sind bereits verschiedene Monitoring Systeme am Markt verfügbar (GA-B
2005). Einige dieser Systeme messen die Leiterseiltemperatur direkt, andere schätzen
sie basierend auf anderen Parametern wie dem Durchhang der Leiterseile.
Die Kosten für ein derartiges Monitoring System können auf zusätzliche 10 % der
gesamten Investitionskosten eines neuen Leitersystems geschätzt werden.
Natürlich müssen alle Bestandteile des Übertragungssystems (Transformatoren,
Schaltanlagen,…) auf die maximal auftretende Last ausgelegt sein. Bei der Nachrüs-
tung bestehender Leitungen bedeutet dies entsprechend einen Ersatz bestehender
Komponenten.
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Neubeseilung mit Hochtemperatur-Leiterseilen (HTS)
Der Durchhang von Leitungsseilen begrenzt die Übertragungskapazität. Dieser
Durchhang wiederum hängt von der Leiterseiltemperatur ab. Standartleiterseile haben
weisen Betriebstemperaturen von bis zu 80° C auf. Hochtemperaturleiterseile erlauben
Temperaturen von bis zu 180° C. Mit solchen Leiterseilen lässt sich die Übertragungs-
kapazität bestehender Leitungstrassen um bis zu 50 % erhöhen. Gleichzeitig ist eine
solche Neubeseilung in der Regel ohne aufwändige Genehmigungsverfahren und
entsprechend in relativ kurzen Zeiträumen durchführbar.
Die Kosten für solche Hochtemperatur-Leiterseile liegen etwa 50 bis 100 % über
denen für konventionelle Leiterseile.
3.4.2 Was können Super Grids leisten?
Im Rahmen einer Umsetzung des Konzepts Super Grid werden die nutzbaren
Potenziale Erneuerbarer Energien zur Stromerzeugung erheblich ausgewei-
tet, da Standorte für Solarkraftwerke in Nordafrika und im Nahen Osten erschlossen
werden sowie gleichzeitig die Nutzung der Offshore Windenergie ermöglicht oder
zumindest deutlich erleichtert wird. Neben diesem für die Umsetzung der Klimaschutz-
ziele Deutschlands und Europas wichtigen Aspekt können Super Grids aber gleichzeitig
noch weitere positive Effekte mit sich bringen.
Der europäische Strommarkt ist heute in mehrere nationale oder regionale Märkte
geteilt. Aufgrund der eingeschränkten internationalen Übertragungskapazitäten ist ein
Handel zwischen diesen Märkten nur eingeschränkt möglich. Gleichzeitig strebt die EU
eine tiefere Integration dieser Einzelmärkte an, um Effizienzpotenziale zu heben und
dadurch eine Reduktion des Strompreises oder zumindest eine Dämpfung des
Preisanstiegs zu erreichen. Neben den bestehenden Netzengpässen, die für eine
Ausweitung des grenzüberschreitenden Stromhandels zu beseitigen sind, sind
ungeachtet aller Fortschritte die Koordinierungsmechanismen bisher unzureichend, die
ausreichende Investitionen in solche Kuppelkapazitäten gewährleisten müssen (Meeus
et al., 2005). Eine von vielen Akteuren befürwortete und unterstützte Vision eines
europäischen Super Grids kann eine Eigendynamik entwickeln, die dazu führt, dass
viele dieser aktuell bestehenden regulatorischen Hemmnisse effizient gelöst
werden. Darüber hinaus würde ein europäisches Super Grid die vorhandenen Kuppel-
kapazitäten deutlich erweitern und somit einen großen Schritt hin in Richtung
eines integrierten europäischen Elektrizitätsmarktes bilden. Dadurch wird es
insbesondere auch den EE-Anlagen ermöglicht, an den für sie jeweils attraktivsten
Märkten aktiv zu werden.
Die Stromerzeugung in Windenergie- und Solaranlagen hängt unmittelbar vom Wind-
bzw. solaren Strahlungsangebot ab. Entsprechend unterliegt die ins Netz eingespeiste
elektrische Leistung Schwankungen auf unterschiedlichen Zeitskalen, die eingespeiste
Windenergie hängt von der Fortbewegung von Druckgebilden in der Atmosphäre ab,
die Sonnenenergie wird im wesentlichen durch den Tagesgang der Sonne bestimmt.
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Wie in Abschnitt 3.1 diskutiert, erfordert dies eine Anpassung und Flexibilisierung des
verbleibenden Kraftwerksparks. Durch ein europäisches Super Grid werden das
Einzugsgebiet, in dem EE genutzt werden, sowie die Möglichkeiten von Ausgleichsef-
fekten zwischen den Regionen erheblich ausgeweitet. Diese Ausgleichseffekte führen
zu einer deutlichen Reduktion in der Variabilität der Stromerzeugung aus EE (siehe
z.B. Brodersen, 2008, für Ausgleichseffekte durch eine nordseeweite Nutzung der
Offshore Windenergie). Ein Europa umfassendes Super Grid vereinfacht also die
Integration von EE durch großräumige Nutzung der regionalen Ausgleichseffek-
te.
In Abb. 19 ist eine konzeptionelle Möglichkeit dargestellt, wie ein derartiges, kontinen-
tales Super Grid aussehen könnte. Aus dieser schematischen Darstellung der erforder-
lichen Leitungen wird bereits unmittelbar deutlich, dass die Umsetzung des Super Grid
Konzepts eine erhebliche Herausforderung darstellt.
Abb. 19: Konzeptionelle Darstellung der für ein europaweites SuperGrid erforderlichen Lei-
tungen (ohne Nordsee und UK). Quelle: Bückers et al. (2009).
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3.4.3 Pilotprojekte und Forschungsvorhaben
Pilotprojekte als mögliche Bestandteile eines künftigen Super Grids sind immer sehr
umfangreiche, komplexe und kapitalintensive Vorhaben. Zugleich ist die Elektrizitäts-
versorgung ein zentraler Bestandteil unseres Wirtschaftslebens, dessen Sicherheit und
Zuverlässigkeit nicht gefährdet werden sollte. Bis heute sind kaum Vorhaben durchge-
führt oder geplant, die sich explizit als Komponenten eines Super Grids verstehen.
Dennoch gibt es einige Projekte, die durchaus als Bausteine eines Super Grids
betrachtet werden können. Darunter sind insbesondere zwei Projekte zu nennen, die
Auswirkungen auf die deutsche Elektrizitätsversorgung und Netzstruktur haben
werden. Dies sind:
1 Der Netzanschluss des Offshore Windparks Kriegers Flak;
2 Das geplante Seekabel zwischen Norwegen und Deutschland.
Weiterhin gibt es eine Anzahl von Studien und Gutachten, die die Möglichkeiten der
3 Importe von Solarenergie aus Nordafrika
untersuchen.
Kriegers Flak als Baustein eines Offshore Super Grids
Das Planungsgebiet von Kriegers Flak liegt inmitten der Ostsee in den Hoheitsberei-
chen Deutschlands, Dänemarks, und Schwedens. Derzeit werden unterschiedliche
Möglichkeiten der Netzanbindung diskutiert und geprüft. Neben dem jeweils individuel-
len Anschluss der einzelnen Teile des Windparks an die Netze in den einzelnen
Ländern sind die in Abb. 20 gezeigten Möglichkeiten einer gemeinsamen Netzanbin-
dung umsetzbar.
Abb. 20: Vier technische Konzepte zur Netzanbindung von Kriegers Flak: individueller An-
schluss (A), wechselstrombasierter gemeinsamer Anschluss (B), Multi-Terminal
HVDC- Anschluss (C), Kombination von Multi-Terminal HVDC und AC als hybride
Lösung (D). Wechselstromkabel sind dunkelblau dargestellt, Gleichstromkabel
hellblau. Quelle: Energinet.dk et al. (2009).
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Ein individueller Anschluss der drei Einzelwindparks ist die übliche Methode für die
Netzanbindung von Offshore Windparks. Dieses Verfahren beinhaltet keine Neuerun-
gen. Aufgrund der Küstenentfernung und besonders der Lage von Kriegers Flak
zwischen drei Ländern, zwei Märkten und zwei synchronen Netzgebieten sind durch
einen gemeinsamen Netzanschluss, der gleichzeitig einen Interkonnektor zwischen
den Ländern bildet, insbesondere die folgenden positiven Auswirkungen zu erwarten:
• Durch den häufig auftretenden Teillastbetrieb ergeben sich freie Übertragungska-
pazitäten. Diese Kapazitäten sind für Handelsaktivitäten zwischen den beteiligten
Märkten verfügbar. Hieraus resultiert eine verbesserte Marktintegration, ein
Schritt zu einem europäischen Elektrizitätsmarkt.
• Weiterhin wird die Versorgungssicherheit verbessert. In Zeiten geringer Wind-
stromerzeugung kann die zusätzliche Übertragungskapazität die Zuverlässigkeit
der Versorgung insbesondere im Ostteil Dänemarks und in Südschweden verbes-
sern.
• Die Integration der in Kriegers Flak erzeugten Windenergie wird vereinfacht, da
die Leistung auf alle drei angeschlossenen Systeme verteilt werden kann. Auftre-
tende Leistungsschwankungen können also jeweils in dem System kompensiert
werden, das dazu am besten geeignet ist.
• Falls ein Fehler in einer der Landverbindungen auftritt, können bei einem
gemeinsamen Netzanschluss große Teile der erzeugten Leistung über die beiden
verbleibenden Anbindungen übertragen werden. Bei einem individuellen Anschluss
würde diese Leistung bis zur Behebung des Fehlers verloren gehen.
Gleichzeitig wird ein Ausbau des Stromverbundes zwischen den beteiligten drei
Ländern auf europäischer Ebene als notwendig für ein Funktionieren des Binnenmark-
tes und zur Gewährleistung einer sicheren und zuverlässigen Stromversorgung als
notwendig erachtet (EU, 2006). Insbesondere die Möglichkeiten, die sich aus der
Netzanbindung der künftigen Windparks Kriegers Flak ergeben, genießen hohe
politische Aufmerksamkeit. Eine gemeinsame Erklärung der Regierungen von Deutsch-
land, Schweden und Dänemark betont den politischen Willen zu einer engen Zusam-
menarbeit, um die Nutzung der Offshore Windenergie in Nord- und Ostsee zu
befördern (Joint Declaration, 2007). Im Jahresbericht des europäischen Koordinators
für den Netzanschluss der Offshore Windenergie wird die Bedeutung von Kriegers Flak
hervorgehoben (Adamowitsch, 2008). Dieser Bericht betont zugleich die Relevanz
zusätzlicher Interkonnektorkapazitäten für die Schaffung eines europäischen Elektrizi-
tätsbinnenmarktes.
Damit erfüllt Kriegers Flak alle Voraussetzungen um einen wichtigen ersten Baustein
für Offshore Super Grids zu bilden: Mit den dort geplanten Windparks wird eine
Netzanbindung auf jeden Fall erforderlich, eine gemeinsame Lösung hat positive
Konsequenzen, und eine solche gemeinsame Lösung genießt hohe politische Priorität.
Anhand dieses vergleichsweise kleinen Vorhabens können somit erste wichtige
Erfahrungen gesammelt werden, welche wesentlichen Hindernisse solchen Projekten
im Wege stehen, und wie diese Hürden beseitigt werden können.
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Zusätzlich kann ein gemeinsamer Netzanschluss von Kriegers Flak als Erweiterung des
seit langem diskutierten Baltic Rings darstellen. Bereits in den ursprünglichen
Fassungen der TEN-E Richtlinien wurde eine Integration der Netzgebiete im Bereich
der Ostsee als notwendig für die Schaffung des Elektrizitätsbinnenmarktes erachtet.
Heute wird der Begriff des Baltic Ring kaum noch verwendet, einzelne Teilabschnitte
des Vorhabens wurden allerdings umgesetzt bzw. genießen nach wie vor hohe Priorität
in den Plänen zu Netzerweiterungsmaßnahmen.
Seekabel zwischen Deutschland und Norwegen
Seit mehreren Jahren werden zwei Projekte verfolgt, die eine direkte Kopplung des
norwegischen und des deutschen Strommarktes mittels eines HVDC Seekabels
herstellen sollen. Eine direkte Verbindung dieser beiden Märkte ist auch Bestandteil
des TEN-E Programms der EU. Die jüngsten Erfahrungen mit dem NorNed-Kabel
zeigen deutlich, dass ein starkes Interesse an derartigen Verbindungen besteht: Die
Nachfrage nach Übertragungskapazitäten war so groß, dass die Erlöse der Kapazitäts-
auktionen alle Erwartungen der Kabelbetreiber weit übertrafen.
Hinsichtlich der technischen Details besteht eine gewisse Ähnlichkeit zwischen beiden
Projekten: Beide sind als HVDC Kabel geplant, beide sollen von Kristiansand in
Norwegen nach Ostfriesland verlaufen, beide sollen über eine Übertragungskapazität
von 700 bis 1400 MW verfügen. Die wesentlichen Unterschiede bestehen in den
Zusammensetzungen des Konsortiums sowie dem verfolgten Zeitplan. Im NorGer
Projekt haben sich vier Partner zusammengeschlossen (Energiehändler, Erzeuger,
Verteilnetzbetreiber). Der Betriebsbeginn wird für 2011 angestrebt. Das Nord.Link
Konsortium besteht aus den beiden beteiligten Übertragungsnetzbetreibern, Statnett
und Transpower (ehemals E.On Netz). Sie gehen davon aus, das Kabel nicht vor 2015
in Betrieb nehmen zu können.
Es ist davon auszugehen, dass vorerst nur eines der beiden Projekte umgesetzt wird.
Importe von Solarenergie aus Afrika
Die Wüstengebieten Nordafrikas verfügen über sehr großes Potenzial zur Nutzung der
Solarenergie. Auf einem km2 Wüstenfläche können jährlich über 100 GWh Solarstrom
erzeugt werden. Technisch wären nur 0,04% der Sahara erforderlich, um den
Strombedarf Europas vollständig zu decken (Greenpeace, 2009).
Konzentrierende Solarkraftwerke können mit einem thermischen Speicher ausgerüstet
werden. Dort kann überschüssige Energie vorübergehend gespeichert werden. So lässt
sich die Stromerzeugung in diesen Anlagen teilweise zeitlich verlagern, eine Anpas-
sung an die Nachfrage und Integration in die Versorgungsstruktur wird vereinfacht.
Für den Bau von Solarkraftwerken sind erhebliche Anfangsinvestitionen erforderlich,
etwa 80% der gesamten Projektkosten sind Investitionen. Nur wenn die Geldgeber
hohes Vertrauen in die Technologie haben sind Finanzierungen ohne signifikante
Risikoaufschläge zu erwarten. Zusätzlich zu den Investitionen in die Kraftwerke selber
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muss eine Netzinfrastruktur geschaffen werden, über die der erzeugte Strom nach
Europa transportiert werden kann. Ein Abgleich der Ausbauszenarien und den
möglichen Kabelkapazitäten macht schnell deutlich, dass hier die eigentliche Heraus-
forderung liegt. Eine installierte Leistung von etwa 100 GW in 2030 (DLR, 2005)
erfordert 20 Übertragungssysteme mit einer Leistung von jeweils 5 GW – eine
Übertragungsleistung die derzeit noch von keinem Seekabelsystem erreicht wird.
Diese umfangreichen Netzerweiterungsmaßnahmen erfordern einen integrierten
Planungsansatz, der auch das nachgelagerte innereuropäische Netz erfasst. Zwei
verschiedene Möglichkeiten eines solchen Netzes zeigt die nachfolgende Abbildung.
Die Anbindung der Solaranlagen an das europäische Netz kann, wie im linken Teil
gezeigt, individuell über eine Vielzahl unterschiedlicher Trassen erfolgen, oder über
eine kombinierte Trasse an wenige zentrale Punkte an der europäischen Mittelmeer-
küste und von dort weiter transportiert werden. Die roten Pfeile in der Abbildung
deuten eine mögliche weitergehende Vermaschung des neu entstehenden Netzes
innerhalb Europas an.
NA
EU
Solar Field
EU
NASolar Field
Abb. 21: Individuelle und kombinierte Netzanbindung von Solaranlagen in Nordafrika an das
europäische Netz.
Mittlerweile gibt es eine Vielzahl konzeptioneller Studien, die die Potenziale und
Möglichkeiten der Importe von Solarstrom aus Nordafrika und dem Mittleren Osten
untersuchen. Im Rahmen dieser Studien werden auch regelmäßig umfangreiche
Visionen eines europaweiten Super Grids entworfen. Dabei handelt es sich bisher aber
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stets um konzeptionelle Arbeiten, die konkrete technische, organisatorische und
ökonomische Implikationen eines derart umfangreichen Vorhabens nur begrenzt
diskutieren. Beispielsweise wird seit Jahren angenommen, dass ein vermaschtes
Gleichstromnetz eine technische Option der Umsetzung ist, ohne zu berücksichtigen,
dass diese Technik bis vor kurzer Zeit noch gar nicht entwickelt war. Ein solches
Vorgehen ist für die Entwicklung einer gemeinsamen Vision auf jeden Fall sinnvoll,
genügt aber nicht, um die Machbarkeit eines derartigen Projektes zu analysieren.
Insbesondere im Rahmen der Desertec Initiative gibt es eine Reihe von Studien, die
die Machbarkeit von Solarstromimporten aus Afrika analysieren. Desertec geht zurück
auf eine Idee aus den 1970er Jahren und wurde Anfang dieses Jahrhunderts durch
einige Studien des DLR näher analysiert (Trieb, 2006; DLR, 2005). Allerdings setzt
sich DLR (2005) gar nicht mit den notwendigen Netzstrukturen auseinander, Trieb
(2006) stellt fest, dass bei den Distanzen, über die der Strom zu transportieren ist,
eine Gleichstromübertragung aufgrund geringerer Kosten und niedrigerer Verluste
besser geeignet ist als Wechselstrom. Implikationen für das bestehende Elektrizitäts-
versorgungssystem wurden bis heute in keiner Studie detailliert untersucht und lassen
sich daher im Rahmen dieses Gutachtens nicht darstellen.
Das Desertec Konsortium hat angekündigt, ein erstes Demonstrationsvorhaben, vor-
zugsweise in Ägypten, zu initiieren. Ob und inwieweit hier schon eine Übertragung des
Stromes nach Europa implementiert werden soll, oder ob es vorerst um die Machbar-
keit von Solaranlagen geht, wird nicht deutlich. Darüber hinaus wurde bei der
Unterzeichnung des Memorandum of Understanding, in dem die Gründung der
Desertec Industrial Initiative vereinbart ist, die Erstellung umsetzungsfähiger Investi-
tionspläne und Finanzierungskonzepte innerhalb von drei Jahren angekündigt.7
Aufgrund des Umfanges eines derartigen Projektes ist zu erwarten, dass es nur
schrittweise in einer Art Baukastenprinzip realisierbar ist. Neben den genannten
Initiativen kann ein erster Baustein auch aus dem „Mediterranean Solar Plan“
entstehen. Dieser Plan wurde vor einem Jahr auf dem Gründungstreffen der Union für
das Mittelmeer in Paris beschlossen und sieht vor, dass bis 2020 zusätzliche 20 GW EE
Anlagen in der Mittelmeerregion installiert sein sollen. Hiervon werden 13 bis 16 auf
Solarenergie entfallen. Als eine notwendige Voraussetzung für die Verwirklichung
dieses Vorhabens ist die Herstellung einer physischen Verbindung zwischen Tunesien
und Italien sowie zwischen der Türkei und Griechenland.
Zusammenfassend ist festzustellen, dass es in Nordafrika ein erhebliches Solarener-
giepotenzial gibt, dessen Erschließung hohe politische Aufmerksamkeit auf vielen
Ebenen genießt. Die Umsetzung erster Pilotvorhaben ist heute allerdings noch nicht
absehbar. Insgesamt wird die Installation sehr großer Leistungen erwartet, die
erhebliche Auswirkungen auf die Struktur und den Betrieb der Elektrizitätsversorgung
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7 In der Desertec Industrial Initiative werden zunächst 12 Unternehmen Mitglied sein. Ziel ist es, die Nutzung der Solarenergiepotenziale in Nordafrika und im Mittleren Osten für die Stromversorgung Europas zu erschließen. Siehe auch: http://www.desertec.org.
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in ganz Europa haben wird. Wie diese Auswirkungen aussehen, in welchem Ausmaß
Netzerweiterungen notwendig werden und welche Transformationsprozesse anzusto-
ßen sind, wird gerade erst zum Gegenstand der Forschung und lässt sich heute noch
nicht absehen.
3.4.4 Grobe Abschätzung notwendiger Investitionen
Mit dem Konzept eines Super Grid Konzeptes sind erhebliche Investitionen verbunden.
Die wesentlichen Kostenfaktoren sind hierbei:
• Leitermaterialien;
• Konverter, insbesondere bei HVDC sowie auf See;
• Verlegearbeiten bei Kabeln, an Land und auf See.
Die konkrete Ausgestaltung eines künftigen Super Grids wird sich erst im Laufe der
Umsetzung ergeben. Detaillierte Annahmen zur Anzahl und zum Verlauf einzelner
Kabeltrassen sind im Rahmen dieses Gutachtens nicht möglich. Da außerdem jedes
Projekt einzigartig ist, ist eine Verallgemeinerung der Kosten basierend auf einzelnen
Daten höchst unzuverlässig. An dieser Stelle erfolgen also zunächst einige allgemeine
Anmerkungen und daran anschließend indikative Kostenbeispiele.
• Die Preise für Leitermaterialen hängen unmittelbar von der allgemeinen Marktsi-
tuation ab. Die Ergebnisse aller Arbeiten, die Kosten für neue Leitungstrassen
angeben, sind daher stets kritisch hinsichtlich der jeweiligen Preisannahmen zu
beurteilen. Die in den vergangenen Jahren gestiegenen Kupferpreise sind bei-
spielsweise ein wesentlicher Faktor, der die deutlich höheren spezifischen Investi-
tionen für die Netzanbindung von Offshore Windparks in Burges et al. (2009) im
Vergleich zur dena Netzstudie (dena, 2005) erklärt.
• Die Kosten der Installation vor Ort hängen jeweils von den vorhandenen Bedin-
gungen ab. So können zum Beispiel einzelne Hindernisse das Eingraben eines
Kabels verhindern. Horizontalbohrungen als Alternative sind um ein Vielfaches
teurer.
• Bei Seekabeln gibt es einen Break Even Point. Bei kürzeren Distanzen ist eine
HVAC Lösung ökonomisch effizienter, bei größeren Distanzen eine entsprechende
HVDC Lösung. In Abhängigkeit von den gewählten Rahmenparametern liegt diese
Grenze zwischen 50km (Greenpeace, 2008) und 120km (Burges et al., 2009). Aus
diesem Grund ist davon auszugehen, dass Seekabel die als Interkonnektoren
zwischen zwei Ländern dienen, auf jeden Fall auch weiterhin als Gleichspannungs-
lösung realisiert werden. Gleiches gilt für künftige küstenferne Offshore Wind-
parks. Bei küstennahen Offshore Windparks ist allerdings auch eine Wechsel-
stromlösung vorstellbar. Um die Netzanbindung solcher Windparks als Bausteine
eines Offshore Netzes begreifen zu können, sollten Anreize geschaffen werden,
auch hier bereits Gleichstromkonzepte zu wählen.
• Bei allen Technologien ist davon auszugehen, dass die spezifischen Kosten je km
Übertragungslänge und je MW Übertragungsleistung bei höheren Spannungsebe-
nen geringer sind. Darüber hinaus ist bei allen Technologien zu erwarten, dass die
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spezifischen Kosten über die Zeit aufgrund von Lerneffekten und größeren Markt-
volumina zurückgehen werden.
Eine Analyse der öffentlich zugänglichen Preisinformationen und Studien zu Netzaus-
baukosten zeigt, dass heute realisierte Freileitungen spezifische Kosten zwischen etwa
300 und 2.000 EUR je km und MW aufweisen. Für eine einzelne marktübliche
Freileitung mit einem Wechselstromsystem, einer unterstellten Übertragungsleistung
von 2 GW und einer angenommenen Länge von 1000 km bedeutet dies Kosten von
600.000 bis 4 Millionen EUR. Bereits diese Bandbreite zeigt deutlich, dass ein
umfassendes Super Grid erhebliche Kosten mit sich bringen wird, konsistente
Kostenabschätzungen aber kaum möglich sind.
Für eine Bewertung dieser Kosten ist allerdings zu beachten, dass auch ohne die
Umsetzung eines Super Grids erhebliche Investitionen in neue Netzinfrastruktur
erforderlich sind, um die zunehmende Nutzung erneuerbarer Energien zu ermöglichen
(dena, 2005). Gleichzeitig erreichen große Teile der bestehenden Infrastruktur in
absehbarer Zeit das Ende ihrer technischen und ökonomischen Nutzungsdauer, so
dass hier unabhängig von erneuerbaren Energien und Super Grids erhebliche Ersatzin-
vestitionen anfallen werden. Diese Investitionen können unter Umständen durch ein
Super Grid zumindest teilweise vermieden werden und sind daher bei einer Bewertung
der Kosten zu berücksichtigen.
In den vergangenen beiden Jahren haben die Übertragungsnetzbetreiber in Deutsch-
land jährlich etwas über 1 Mrd. EUR in die Entwicklung der Netzinfrastruktur investiert
(BNetzA, 2008). Es kann davon ausgegangen werden, dass Investitionen in einer
vergleichbaren Größenordnung auch in Zukunft für die strukurbedingte Erneuerung
und Erweiterung der Netze erforderlich sein werden. Zusätzlich kommt die dena
Netzstudie zu dem Ergebnis, dass bis ins Jahr 2020 windbedingte Netzausbaumass-
nahmen mit einem kumulierten Investitionsvolumen von 5 Mrd. EUR anfallen werden,
entsprechend etwa 500 Mio. EUR jährlich.
Die Abschätzung der nötigen Investitionen zur Schaffung eines umfassenden Overlay
Netzes auf Gleichstromtechnik ist nur schwer möglich. Basierend auf Ecofys (2009)
wird davon ausgegangen, dass der Deutschland umfassende Teil des dort vorgeschla-
genen SuperGrids eine kumulierte Übertragungsleistung von 50 GW haben wird bei
einer mittleren Trassenlänge von 700 km. Hierfür wären allein für die Leitungen
Ausgaben von etwa 40 Mrd. EUR erforderlich, die Transformatoren und Konverter sind
nicht berücksichtigt. Bei einer Abschreibungszeit von 40 Jahren entsprechen die
Investitionen vereinfacht gerechnet einem jährlichen Betrag von 1 Mrd. EUR.
Insgesamt können die jährlich notwendigen Investitionen in Netzerweiterungsmaß-
nahmen folglich auf bis zu 2,5 Mrd. EUR abgeschätzt werden, wobei mindestens
1,5 Mrd. dem weiteren Ausbau der EE zugerechnet werden können. Dies entspricht bei
dem derzeitigen Stromverbrauch von etwa 550 TWh/a zusätzlichen Kosten von etwa
0,27 EURct/kWh oder etwa einem Viertel der derzeitigen EEG Umlage.
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Korpas et al. (2008) schätzen ab, dass durch einen unterbliebenen Netzausbau und
den daraus verstärkt auftretenden Netzengpässen an internationalen Kuppelstellen
Mehrkosten von bis zu 0,03 EUR/MWh in der Stromerzeugung entstehen werden.
Zusätzliche Kosten aufgrund von Engpässen innerhalb von Regelzonen bleiben hierbei
unberücksichtigt und würden die Kosten weiter erhöhen. Weiterhin unberücksichtigt
sind mögliche negative Auswirkungen auf die Investitionsdynamik in EE Anlagen durch
eingeschränkte Absatzmöglichkeiten aufgrund von Übertragungsengpässen. Die
entstehenden Mehrkosten eines SuperGrids würden also durch positive Effekte
zumindest teilweise kompensiert werden, allerdings ist anhand der vorliegenden
Literatur nicht absehbar, dass die positiven Effekte die gesamten Kosten auffangen
können.
3.5 Wechselwirkungen der Technologien untereinander
Innerhalb der Konzepte Smart Grids und Super Grids sind bereits erhebliche Synergie-
effekte zu erwarten. Eine gemeinsame Umsetzung beider Strategien führt zu zusätzli-
chen Synergien zwischen Super Grids und Smart Grids. Diese drei Aspekte werden im
Folgenden präzisiert.
Synergien innerhalb von Smart Grids
Das Konzept der Smart Grids basiert unmittelbar auf der Nutzung von Synergieeffek-
ten zwischen den beteiligten Akteuren und den verwendeten Technologien. Bisher ist
die Nutzung von Synergien beispielsweise zwischen flexiblen Verbrauchern und
fluktuierender Erzeugung nicht nutzbar, da die nötige Kommunikationsstruktur
zwischen diesen Akteuren nicht vorhanden ist, und darüber hinaus keine entsprechen-
den Dienstleistungen angeboten werden, die zu einem Mehrwert bei den beteiligten
führen. Genau diese fehlenden Elemente werden im Rahmen von Smart Grids
bereitgestellt. Dadurch können zahlreiche Synergieeffekte erschlossen und eine
verbesserte Integration hoher dezentraler EE Anteile erreicht werden.
Synergien innerhalb von Super Grids
Aus der gleichzeitigen Nutzung von Solarkraftwerken in Nordafrika, Windenergie
insbesondere in der Nordsee ergeben sich erhebliche interregionale Ausgleichseffekte
bei der Stromerzeugung in diesen Anlagen. Durch die in den Solarkraftwerken
verwendeten Speicher ist es bei intelligenter Auslegung des gesamten Systems sogar
möglich, diese Anlagen ganz gezielt zum Ausgleich der Schwankungen in der
Windenergieerzeugung einzusetzen. Diese Ausgleichseffekte können durch eine
Einbeziehung von Speicherkraftwerken in den Alpen und in Skandinavien noch
verbessert werden. Perspektivisch wird durch ein Super Grid auch eine gemeinsame
Bereitstellung von Regelleistung in diesen Anlagen ermöglicht.
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Super Grids können somit neben einer verbesserten Integration großer EE Kraftwerke
und der Erschließung neuer potenzialreicher Standorte einen deutlichen Beitrag zur
Stabilisierung des Netzes leisten.
Synergien zwischen Smart Grids und Super Grids
Eine parallele Umsetzung beider hier diskutierter Konzepte kann zusätzliche Synergien
erschließen. Diese ergeben sich, wie in Abb. 22 dargestellt, aus der Möglichkeit, dass
durch ein Super Grid erhebliche EE Importe aus sonnen- bzw. windreichen Gegenden
nach Europa transportiert werden können, während gleichzeitig durch die in vielen
Gebieten verbreiteten intelligenten Netze, die mit dem Super Grid im Austausch
stehen, die Integration dieser EE Strommengen vor Ort deutlich verbessert wird.
SmartGridSmartGrid SmartGrid
SuperGrid
Kontinental EU
SmartGrid
Nordafrika-EU
SuperGrid
Nordsee
Offshore Grid
SmartGridSmartGrid SmartGrid
Abb. 22: Synergien zwischen Super Grids und Smart Grids.
3.6 Zusammenfassung
Aus den weiter zunehmenden EE Anteilen an der Stromversorgung resultiert die
Notwendigkeit, große Teile des heute bestehenden Elektrizitätsversorgungssystems zu
transformieren. Eine Schlüsselstellung haben hierbei insbesondere die Netze als
wesentliche Einrichtung in der Stromversorgung. Aufgrund der Altersstruktur der
vorhandenen Anlagen bietet sich gerade die Möglichkeit, die notwendigen Neuinvesti-
tionen zu nutzen, um diesen Transformationsprozess voran zu bringen.
Dabei bieten Smart Grids und Super Grids einen geeigneten Rahmen, innerhalb
dessen die Transformation dargestellt werden kann. Die beiden Konzepte erschließen
die Möglichkeit, die einzelnen Bausteine eines zukunftsfähigen Netzes miteinander zu
verbinden. Eine parallele und koordinierte Umsetzung beider Konzepte verspricht
aufgrund der zu erwartenden Synergieeffekte eine verbesserte Integration sehr hoher
Anteile aus Erneuerbaren Energien.
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OUR MISSION: A SUS TAI N ABLE ENE RGY SUPPLY FOR EVERYONE
Viele der hierfür erforderlichen Technologien sind bereits verfügbar oder werden dies
in naher Zukunft sein. Allerdings steht eine Umsetzung abgesehen von einzelnen
Pilotprojekten im Bereich Smart Grids noch aus. Hieraus ergeben sich zwei zentrale
Fragen: Welche Faktoren behindern in der derzeitigen Situation den erforderlichen
Transformationsprozess, und welche Handlungsoptionen bestehen, diese bestehenden
Hemmnisse zu überwinden? Diese Fragestellungen werden in den folgenden Kapiteln
behandelt.
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4 Hemmnisse in der Anwendung und Umsetzung
Für eine erfolgreiche Integration wachsender Anteile an EE ist ein zügiger Paradig-
menwechsel und eine Umsetzung der Konzepte Smart Grids und Super Grids erforder-
lich. Diesem Transformationsprozess wird beeinflusst und zum Teil gehemmt durch die
Interessen verschiedener Akteure. In diesem Kapitel werden die relevanten Akteure
sowie ihre jeweiligen Interessen identifiziert. Dabei wird die Rolle der Netzbetreiber
gesondert berücksichtigt. Aus diesen Interessen werden anschließend die wesentlichen
Hemmnisse, die die Umsetzung der oben diskutierten Konzepte verzögern oder
verhindern, abgeleitet.
4.1 Übersicht über Akteure und Interessen
In die notwendigen Strukturveränderungen in den Elektrizitätsnetzen, die im vorigen
Kapitel dargestellt wurden, sind zahlreiche Akteure (konventionelle Energieversorger,
neue Energieanbieter, EE-Betreiber, Händler, Netzbetreiber, Kunden, Regulierungsbe-
hörden, politische Entscheidungsträger auf Ebene von Ländern, Bund und EU)
involviert. In diesem Abschnitt werden die Positionen und Interessen der relevanten
Akteure abgeleitet.
Um für eine gewisse Übersichtlichkeit zu sorgen, sind zunächst die wichtigsten Akteure
in Abb. 23 dargestellt und nach regionalem Bezug sowie inhaltlicher Gruppe geordnet.
Anschließend wird dargestellt, welche Akteure oder Akteursgruppen an den notwendi-
gen Strukturveränderungen maßgeblich beteiligt sind.
Netzausbau und Netzbetrieb in Deutschland werden von Akteuren gestaltet, die in vier
regionalen Bezugsgrößen aktiv sind, der EU, der Bundesebene, der Landesebene sowie
teilweise auf regionaler Ebene. Im Rahmen dieses Gutachtens sind die Akteure in vier
Gruppen differenziert. Dies sind zunächst die Netzbetreiber, die die unmittelbare
Zuständigkeit für Betrieb und Ausbau der Netze haben. Diese Zuständigkeiten werden
zum Teil durch weitere Verpflichtungen ergänzt, so sind die vier deutschen Übertra-
gungsnetzbetreiber für die Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit verantwort-
lich. Detaillierte Darstellungen der Interessen der Netzbetreiber finden sich im
nachfolgenden Abschnitt. Ergänzt wird die Rolle der Netzbetreiber durch ihre Interes-
sensvertretungen. Dies ist auf nationaler Ebene der Bundesverband der Energie- und
Wasserwirtschaft, sowie auf Europäischer Ebene das European Network of Transmissi-
on System Operators for Electricity (ENTSO-E), das mit dem 1. Juli 2009 seine
Tätigkeit aufgenommen hat.
Die Aktivitäten der Regulierungsbehörden erfolgen auf drei Ebenen. Zunächst sind die
Landesregulierungsbehörden zu nennen. Diese sind zuständig für alle Netzbetreiber
mit weniger als 100.000 Kunden. Für größere Netzbetreiber liegt die Zuständigkeit bei
der Bundesnetzagentur. Diese befürwortet die Schaffung einer einheitlichen Netzge-
sellschaft (BNetzA, 2008]), hat sich hinsichtlich der Eigentümerstruktur bisher aber
nicht positioniert. Durch die Bündelung der Übertragungsnetze in einer Hand ver-
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spricht sich die BNetzA insbesondere die Hebung von Effizienzpotenzialen im Bereich
der Reserveleistung. Mit der Verabschiedung des sogenannten 3. Energiepakets der
EU wurde die Einrichtung einer europäischen Regulierungsbehörde beschlossen, die
die Zusammenarbeit und Koordination der nationalen Regulierungsbehörden verbes-
sern soll.
Die Kompetenz zur Ausgestaltung der rechtlichen Anforderungen an die Regulierung
sowie an den Netzbetrieb und den Netzausbau liegt vor allem auf der Bundesebene.
Die Kompetenzen der Landesregierungen und Landtage ist in diesem Bereich einge-
schränkt, allerdings fließen die Interessen der Bundesländer regelmäßig über den
Bundesrat mit ein. Zunehmende Kompetenzen der Regelung der Energieversorgung
sind auf europäischer Ebene angesiedelt. Grundsätzlich sind alle Regierungsorgane der
Schaffung einer sicheren, preisgünstigen, verbraucherfreundlichen, effizienten und
umweltverträglichen Energieversorgung verpflichtet. Dabei unterscheiden sich die
Positionen der einzelnen Organe zum Teil erheblich voneinander; ein Überblick über
die Einstellung der wesentlichen Ministerien hinsichtlich einer Netzgesellschaft findet
sich in Hammerstein et al. (2009).
Neben den bisher genannten Akteuren gibt es noch eine Vielzahl weiterer Stakeholder
auf allen Ebenen wie verschiedene Nichtregierungsorganisationen, Energieversor-
gungsunternehmen, Investoren. Eine explizite Diskussion der Interessen all dieser
Akteure liegt außerhalb des Rahmens dieses Gutachtens. Sofern einzelne Akteure im
Zusammenhang mit bestimmten erforderlichen Strukturveränderungen eine bedeu-
tende Rolle spielen, werden sie dort genannt und vorgestellt.
Reg
ulie
rer
Net
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reib
erÖ
ff.
Inst
itutio
nen
Sta
keho
lder
EUDeutschlandBundesländerRegional
Agency for theCooperation of
Energy Regulators
Bundesnetz-agentur
Landesregulierungs-behörden
Übertragungsnetz-betreiber
European Networkof Transmission
System Operators for Electricity
EU (Kommission, Parlament, …)
Stadt-werke
Verteilnetz-betreiber
Bundesregierung, -ministerien, -tag
Landesregierungen, -ministerien, -tage
Nichtregierungsorganisationen
BDEW
EnergieversorgungsunternehmenIndustrieInvestoren
Bundesrat
Abb. 23: Akteursübersicht, Einordnung nach regionalem Bezug und Akteursgruppe.
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Die in der Struktur der Elektrizitätsversorgung erforderlichen Strukturveränderungen,
um einen Übergang zum Netz der Zukunft zu ermöglichen, lassen sich konzeptionell
auf die zwei Bereiche Smart Grids und Super Grids teilen.
Für die Schaffung eines europaweiten Super Grids ist eine umfassende Koordinati-
on in der Planung von Netzausbau und Netzbetrieb erforderlich, die weit über die
heutige internationale Zusammenarbeit der Übertragungsnetzbetreiber hinausgeht.
Investitionen in EE Kraftwerke und in Übertragungsnetze stellen erhebliche Investitio-
nen dar. Da einerseits potenzielle Solarkraftwerke in der Wüste und Windparks auf
See auf eine adäquate Netzanbindung angewiesen sind, gleichzeitig die zu errichten-
den Netze aber auch auf die Einnahmen, die durch den Stromtransport entstehen, ist
eine koordinierte Planung von EE Kraftwerken und Netzausbaumaßnahmen erforder-
lich. Besonders für erste Projekte kann auch eine gegenseitige Verbindlichkeit der
Planung und Umsetzung sinnvoll sein, wie dies in Deutschland für den Anschluss von
Offshore Windparks bereits der Fall ist. An diesem Prozess sind insbesondere die
Übertragungsnetzbetreiber, die Regulierungsbehörden der Länder und der EU sowie
die öffentliche Institutionen zur Mitwirkung erforderlich. Zusätzlich ist bei allen
Stakeholdern eine positive Einstellung gegenüber einem solchen umfangreichen
Infrastrukturprojekt notwendig.
Zur Umsetzung regionaler Smart Grid Konzepte ist besonders die Schaffung geeig-
neter technischer und wirtschaftlicher Konzepte erforderlich, die eine Koordina-
tion der beteiligten Erzeuger und Verbraucher ermöglicht. Bei der Gestaltung solcher
technischen Konzepte ist darauf zu achten, dass die Interessen aller Beteiligten
gewahrt werden, da nur so eine aktive Mitwirkung der Akteure sichergestellt werden
kann. Von besonderer Bedeutung ist die Einbindung der regionalen Netzbetreiber und
Versorgungsunternehmen. Aufgrund der größeren Vielfalt an dezentralen Erzeugungs-
anlagen und Verbrauchern stehen hier insbesondere die Stadtwerke im Mittelpunkt der
Interesses. Sie vereinigen in den meisten Fällen außerdem die Rollen des Netzbetrei-
bers sowie des Energieversorgers unter einem Dach.
Die Entwicklung von Smart Grids und von Super Grids erfährt in der jüngeren
Vergangenheit enorme politische und gesellschaftliche Beachtung, unter anderem
durch das EEnergy Förderprogramm und die dort aktuell durchgeführten Pilotprojekte
sowie durch das Desertec-Konsortium. Die Ideen einer Neustrukturierung der
Elektrizitätsversorgung und der damit verbundenen Chancen auf eine bessere
Integration hoher Anteile Erneuerbarer Energien finden dadurch weitere Verbreitung.
Trotzdem bleiben vorerst zahlreiche Hemmnisse bestehen, die einer weiten Verbrei-
tung und Umsetzung der im Rahmen dieses Gutachtens dargestellten Konzepte im
Wege stehen. Gerade jetzt bietet sich aber die Möglichkeit, die aktuellen Entwicklun-
gen aufzugreifen und den Abbau der wesentlichen Hemmnisse, die den Strukturände-rungen derzeit noch im Wege stehen, voranzubringen. Bevor im Kapitel 5 mögliche
Handlungsmaßnahmen analysiert werden, gilt es im Folgenden, die wesentlichen
Hemmnisse zu identifizieren und darzustellen.
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4.2 Bisherige Rolle und Interessen der Netzbetreiber
Aufgrund der physischen Besonderheiten des Gutes Strom sowie der Tatsache, dass
das Netz eine „essentielle Einrichtung“ für die Teilnahme am Elektrizitätsversorgungs-
system darstellt, kommt den Eigentümern und Betreibern der Netze eine zentrale
Rolle zu. In diesem Abschnitt wird kurz das bisherige Engagement der Netzbetreiber
aufgezeigt, zum notwendigen Transformationsprozess des gesamten Systems
beizutragen. Zusätzlich werden die spezifischen Interessen und Interessenskonflikte
der Netzbetreiber heute herausgearbeitet.
Eine quantitative Bewertung, wie weit das Verhalten der Netzbetreiber ein ausreichen-
des Engagement für diesen Prozess erkennen lässt, ist aufgrund fehlender Datenver-
fügbarkeit kaum möglich. Einen Anhaltspunkt aus dem Monitoringbericht 2008 der
Bundesnetzagentur bilden Angaben zum Instandhaltungs- und Erneuerungsaufwand
der Jahre 2006 bis 2008. Dieser ging in diesen Jahren von etwa 500 Mio. EUR auf
etwa 300 Mio. EUR pro Jahr zurück, allerdings sind diese Werte unter Umständen
durch Änderungen in der zugrundeliegenden Begriffsdefinition und somit Kostenzuord-
nung verzerrt. Einen weiteren Anhaltspunkt bietet Leprich (2007). Er stellt fest, dass
auf der einen Seite die Netznutzungsentgelte der ÜNB in den vergangenen Jahren
erheblich angehoben wurden, während die Netzinvestitionen im gleichen Zeitraum
stagnierten.
Alle Netzbetreiber sind heute rechtlich, organisatorisch, informationell und buchhalte-
risch entflochten, soweit es das EnWG verlangt. Eine eigentumsrechtliche Entflechtung
ist nicht verlangt, der Netzbetrieb ist somit in den meisten Fällen weiterhin im
Eigentum vertikal integrierter EVUs. Einige Interessenskonflikte zwischen Netzbetrieb
und den weiteren Wertschöpfungsstufen in der Stromversorgung konnten mit der
bestehenden Entflechtung beseitigt werden, dennoch zeigt die Erfahrung der vergan-
genen Jahre, dass ein Teil der Interessenskonflikte weiterhin Bestand hat. Diese
Erfahrungen entsprechen weitgehend auch den wissenschaftlichen Erkenntnissen zur
Ausgestaltung natürlicher Monopole und essentieller Einrichtungen (Bausch, 2003).
Die wesentlichen fortgesetzten Interessenskonflikte, die in unmittelbaren Zusammen-
hang mit dem EE Ausbau stehen, betreffen
• Den Ausbau von Interkonnektorkapazitäten. Diese sind für die Schaffung des
europäischen Strombinnenmarktes sowie zum großräumigen Ausgleich von Leis-
tungsschwankungen insbesondere der Windenergie erforderlich. Allerdings können
zusätzliche Interkonnektorkapazitäten den Wettbewerb auf den Strommärkten
vergrößern und dadurch die Erlöse in den vertikal verbundenen Erzeugungsgesell-
schaften reduzieren.
• Den Anschluss von neuen Kraftwerken. Nach den Bestimmungen des EnWG
hat dieser diskriminierungsfrei zu erfolgen, um einen Marktzugang für neue Er-
zeuger zu gewährleisten. Allerdings führt ein Markteintritt neuer Anbieter zu Ver-
lusten von Marktanteilen bei den Erzeugungsgesellschaften, erschwert deren Ab-
satz und reduziert deren Erlöse (Canty, 2009). Daher kann ein inhärentes Interes-
se unterstellt werden, den Netzanschluss unabhängiger Erzeuger zu behindern.
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• Die Ausrichtung des Netzausbaus am Bedarf von Erneuerbaren Energien.
Die Netzplanung sollte sich deutlich am erwarteten Ausbau der EE orientieren, um
den Transport der klimafreundlich erzeugten Energie zu gewährleisten. Allerdings
reduzieren zunehmende Beiträge erneuerbarer Energien gleichfalls die Marktantei-
le vieler vertikal integrierten Erzeugungsunternehmen. Gleichzeitig haben die
Konzerne aber ein gewisses Eigeninteresse an einem ausreichenden Netzausbau,
da sie sowohl selber in unterschiedlichem Umfang in EE Anlagen investieren und
darüber hinaus ausreichende Netzkapazitäten für die eigenen Kraftwerke benöti-
gen (Hammerstein et al., 2009).
Teilweise wird diesen Interessenskonflikten mit erheblichem Aufwand bei begrenztem
Erfolg begegnet, so beispielsweise durch die Kraftwerks-Netzanschlussverordnung
(KraftNAV), die die Diskriminierung von Netzanschlusswilligen durch transparente
Anforderungen an die Ausgestaltung des Netzanschlusses Dritter erschwert.
Ein detaillierter Überblick über die Positionierung der einzelnen Übertragungsnetz-
betreiber zur Veräußerung ihrer Netzgesellschaften findet sich in Hammerstein et al.
(2009).
Zusammenfassend kann festgehalten werden, dass die Übertragungsnetzbetreiber
ihrer Aufgabe der Sicherstellung einer zuverlässigen Stromversorgung in der Vergan-
genheit nachgekommen sind, es bleibt aber unklar, ob sie ausreichend Engagement
für den notwendigen Transformationsprozess aufbringen. Darüber hinaus bestehen bei
vertikal integrierten Netzbetreibern eine Reihe immanenter Interessenskonflikte fort.
4.3 Wesentliche Hemmnisse
Ungeachtet der hohen medialen Aufmerksamkeit, die eine konzeptionelle Umgestal-
tung des Elektrizitätsversorgungssystems derzeit insbesondere in Form der Desertec-
Initiative erfährt, besteht weiterhin eine Vielzahl an Hemmnissen, die diese Umgestal-
tung verhindern oder zumindest bedeutend verzögern. In diesem Abschnitt werden die
wesentlichen Hemmnisse identifiziert, die die Umsetzung der in Kapitel 3 identifizier-
ten Konzepte bremsen. Dabei werden auch strukturelle Hemmnisse berücksichtigt, die
sich nicht eindeutig den Akteuren zuordnen lassen.
Die auftretenden Hemmnisse lassen sich in drei zentrale Aspekte gliedern. Es gibt
1 Hemmnisse auf politischer Ebene;
2 Hemmnisse auf rechtlicher Ebene; und
3 Hemmnisse auf technischer Ebene.
Diese drei Bereiche werden im Folgenden verdeutlicht und, sofern es sinnvoll möglich
ist, mit Beispielen unterlegt.
4.3.1 Hemmnisse auf politischer Ebene
Auf politischer Ebene stehen einer Umsetzung der Strategien Smart Grids und Super
Grids drei zentrale Hemmnisse im Wege.
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Die gemeinsame politische Vision ist nicht ausreichend deutlich und verbind-
lich vorhanden. Es gibt viele Vorstellungen unterschiedlicher Akteure, wie das
Elektrizitätsversorgungssystem der Zukunft aussehen kann. An einer Verständigung,
wo Gemeinsamkeiten in den Visionen liegen, und in der Folge die Ableitung einer
geteilten Vision, ist bis heute unzureichend. Dadurch wird ein gemeinsames Engage-
ment der Akteure erschwert.
Die Abstimmung und Koordinierung zwischen den Regierungen sowie den
Regulierungsbehörden der Mitgliedsstaaten sind mangelhaft. Dadurch werden
insbesondere Entwicklungen hin zu einem europäischen Super Grid und einem
einheitlichen Elektrizitätsbinnenmarkt gebremst. Durch die im 3. Energiepaket
festgelegte Schaffung einer europäischen Agentur für die Zusammenarbeit der
Regulierungsbehörden ist davon auszugehen, dass hier die Koordination in Zukunft
deutlich verbessert wird. Ein zusätzlicher Aspekt betrifft die unzureichende Koordinati-
on der Fördersysteme für Erneuerbare Energien in Europa. Eine gemeinsame Netzan-
bindung von Kriegers Flak in der Ostsee wird erschwert, da unklar ist, welche Anteile
des dort künftig erzeugten Stroms durch welche Fördersysteme gefördert werden
können und sollen und welche Art der Förderung nicht möglich ist. Dies bedeutet
allerdings nicht, dass bestimmte Fördermechanismen grundsätzlich als vorteilhaft
anzusehen sind und daher eine entsprechende Vereinheitlichung der europäischen
Fordersysteme zu fordern ist. Vielmehr geht es hier ausschließlich darum, die
Notwendigkeit internationaler Abstimmung deutlich zu machen.
Schließlich ist das Mandat der Regulierungsbehörden unzureichend. Durch die
geltende Anreizregulierung liegt der Schwerpunkt auf eher kurzfristigen Kostenreduk-
tionen, die die Netzbetreiber erreichen müssen, um eine angemessene Rendite zu
erwirtschaften. Regulatorisch herbeigeführte Kostensenkungen bei den Netzbetreibern
sind aufgrund der monopolartigen Struktur grundsätzlich zu begrüßen, allerdings ist es
den Netzbetreibern gleichzeitig nur eingeschränkt möglich, Investitionen in innovative
Smart Grid Lösungen umzusetzen. Weiterhin erfolgt heute keine zwingende Investition
von Auktionserlösen aus internationalen Stromtransfers in die Erweiterung von
Interkonnektorkapazitäten.
4.3.2 Hemmnisse auf rechtlicher Ebene
Auf rechtlicher Ebene bestehen zwei wesentliche Hemmnisse, die die notwendige
Transformation des Elektrizitätsversorgungssystems behindern, die beide insbesonde-
re für Super Grids relevant sind.
Eine Erweiterung von Interkonnektorkapazitäten bringt Kosten und Nutzen mit sich.
Die Zuweisung von Kosten und Nutzen auf Netzbetreiber und Netznutzer ist
nur teilweise geregelt. Daraus entsteht für die Netzbetreiber ein erhebliches Risiko
hinsichtlich der Refinanzierung ihrer Investitionen. Für das Seekabel zwischen
Norwegen und den Niederlanden ist dieses Hemmnis offensichtlich unerheblich, hier
wurden die erwarteten Erträge des Betreibers bereits um ein Vielfaches übertroffen.
Im Allgemeinen erfolgen Investitionen in neue Übertragungskapazitäten aber nur
selten ausschließlich aus privatwirtschaftlicher Motivation (Meeus et al., 2007). Dies
gilt auch für den durch die Windenergienutzung induzierten Netzausbau in Deutsch-
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land. In diesem Fall ist die Umlage der Kosten auf die Netzentgelte geregelt, eine
Analyse der auftretenden Nutzeneffekte ist allerdings nicht vorgesehen. Grundsätzlich
unterliegen Investitionen in neue Netzinfrastruktur, darunter auch Investitionen in den
Einsatz innovativer Technologien, in Deutschland der Genehmigung durch die
Bundesnetzagentur.
Das zweite rechtliche Hemmnis bilden die verschiedenen Genehmigungsverfah-
ren, die eine Koordination beim Netzausbau über Verwaltungsgrenzen hinweg
zusätzlich erschweren. Umweltverträglichkeitsprüfungen werden bei grenzüberschrei-
tenden Projekten innerhalb der EU grundsätzlich getrennt nach den Regelungen der
beteiligten Staaten durchgeführt. Nur Projekte, die erhebliche Auswirkungen auf die
Umwelt haben fallen unter die Regelungen der Espoo Konvention. Für diese Projekte
ist eine koordinierte Umweltverträglichkeitsprüfung durchzuführen. Infrastrukturpro-
jekte im Bereich der Elektrizitätsversorgung unterliegen aber nicht grundsätzlich den
Bestimmungen der Espoo Konvention. Verschieden Anforderungen und unterschiedli-
che Fristen können die Umsetzung von grenzüberschreitenden Projekten erheblich
verzögern.
4.3.3 Hemmnisse auf technischer Ebene
Auf technischer Ebene gibt es eine Vielzahl von Faktoren, die eine Transformation des
Elektrizitätsversorgungssystems verzögern, die sich unter die folgenden zwei zentralen
Aspekte subsumieren lassen.
Die Entwicklung der für Smart Grids und Super Grids notwendigen Technolo-
gien und Betriebskonzepte muss ausreichend weit fortgeschritten sein, so dass eine
Anwendung möglich wird. Bei Smart Grids steht bereits eine Vielzahl von Technologien
zur Verfügung, hier liegt der Schwerpunkt der nötigen Entwicklungsarbeit vor allem im
Bereich der Kommunikation und den Betriebsstrategien.
Für die Umsetzung des Smart Grid Ansatzes für Haushaltskunden sind noch eine Reihe
von Problem zu lösen. Dies betrifft zunächst das „Henne-Ei-Problem“ der Einführung
von intelligenten Stromzählern und den entsprechenden innovativen Stromtarifen, die
jeweils aufeinander angewiesen sind. Zwar ist ein flächendeckender Rollout von
intelligenten Stromzählern politisches Ziel, jedoch ist derzeit unklar, was ein
flächendeckender Rollout in der Praxis bedeutet und welche Technologien tatsächlich
eingesetzt werden sollen. Die derzeitigen gesetzlichen Anforderungen (nach EnWG)
lassen ein sehr breites Feld technischer Lösungen zu. Auch die Standardisierung der
Technologien ist sehr in den Anfängen und Hersteller von intelligenten erwarten
deutliche politische Signale, welche Konzepte eingesetzt werden sollen. Umgekehrt
sind Stromhändler derzeit nicht bereit innovative Produkte anzubieten, wenn die
technischen Voraussetzungen für Messung und Abrechnung nicht gegeben sind.
Schließlich sind die derzeitigen täglichen Strompreisdifferenzen relativ zu dem
gesamten Tarif pro Kilowattstunden nicht sehr hoch und liegen im Bereich 10% - 15%
des Strompreises. Diese Preisdifferenzen sind möglicherweise für große Kundengrup-
pen nicht hinreichend attraktiv, um das Verbrauchsverhalten zu ändern bzw. in
Technologie zur Geräteautomatisierung zu investieren. Eine Lösungsmöglichkeit hier in
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einer verstärkte zeitliche Differenzierung der Netzentgelte, um damit die
Preisdifferenzen zu verstärken.
Für Super Grids sind neben Betriebskonzepten auch noch Technologieentwicklun-
gen nötig. So sind insbesondere bei der viel versprechenden HVDC VSC Technologie
noch Entwicklungen und insbesondere Standardisierungen und Normungen erforder-
lich. Insbesondere der sichere und zuverlässige Betrieb von Super Grids erfordert
innovative und sehr komplexe Lösungen, deren Entwicklung zusätzlich gehemmt wird,
da sich Super Grids aufgrund der Dimension quasi nicht als Pilotprojekte implementie-
ren lassen.
Eine vertiefte Koordination in Planung und Betrieb von EE Anlagen und
Netzausbaumaßnahmen ist erforderlich, da Netzbetreiber und Betreiber von EE
Anlagen gegenseitig aufeinander angewiesen sind. Neben dieser unmittelbaren
Abhängigkeit ist eine Koordination internationaler Planungen zu gewährleisten. So
besteht insbesondere bei der Nutzung der Offshore Windenergie die Gefahr, dass die
Windparks einzeln an das Netz an Land angeschlossen werden und somit eine
Gelegenheit zur Schaffung eines Offshore Netzes versäumt wird.
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5 Politische Handlungsmaßnahmen
In diesem Kapitel wird analysiert, welche politischen Handlungsmöglichkeiten
bestehen, die zu einer Überwindung der aufgezeigten Hemmnisse beitragen können.
Dabei liegt der Schwerpunkt der Analyse auf der Frage, welche Rolle eine eigentums-
rechtliche Entflechtung und eine damit einhergehende Übertragung der Überragungs-
netze in eine unabhängige Netzgesellschaft unter mehrheitlicher Beteiligung der
öffentlichen Hand spielen kann.
5.1 Handlungsmöglichkeiten im Bereich der Netzregulierung
Die Liberalisierung des Elektrizitätsmarktes wird oft mit dem Begriff „Deregulierung“
beschrieben. Tatsächlich wäre der Begriff „Re-Regulierung“ richtiger, da die Einfüh-
rung des Wettbewerbs auf den Wertschöpfungsstufen Erzeugung und Vertrieb
umfangreiche Regulierungsmaßnahmen des verbliebenen Monopolbereichs Netz und
Systemführung erfordert. Wie in den vorangegangenen Kapiteln gezeigt wurde,
werden für eine Realisierung der ambitionierten Klimaschutzziele die von diesem
Monopolbereich zu bewältigenden Aufgaben gleichzeitig komplexer und strategisch
bedeutender. Einerseits wird die Einführung neuer Technologien notwendig, gleichzei-
tig steigen die Erfordernisse an den Netzbereich in Form von stärkerer Kooperation
zwischen Netzbetreibern und Koordination zwischen Netzbetrieb sowie Erzeugung und
Verbrauch.
Mit der steigenden Bedeutung der Funktionen von Netzbetreibern steigt auch die
Bedeutung ihrer Regulierung. Die Netzregulierung erhält damit eine Schlüsselfunktion
da sie das Anreizsystem für den Netzbetreiber so gestalten muss, dass seine Handlun-
gen des Netzbetreibers in die richtige Richtung gelenkt werden. Dabei befindet sie sich
in dem Dilemma, einerseits Vorgaben mit dem notwendigen Detaillierungsgrad zu
machen um Fehlentwicklungen auszuschließen – andererseits aber die nicht selbst die
Verantwortung für den Netzbetrieb zu übernehmen.
In diesem Abschnitt wird analysiert, welche Handlungsmöglichkeiten im Bereich der
Netzregulierung bestehen. Da die Regulierung weitestgehend in die Zuständigkeiten
der EU und des Bundes fällt, werden hier diese beiden Ebenen betrachtet.
Im Fokus der Untersuchungen stehen dabei die relevanten Organisationen auf EU-
Ebene sowie die Bundesnetzagentur. Die Handlungsmöglichkeiten in Bezug auf die
Zukunftsfähigkeit der Elektrizitätsversorgung werden anhand konkreter Beispiele der
jüngsten Vergangenheit illustriert.
5.1.1 Europäische Netzregulierung
Wie in Kapitel 4 geschildert wurde, besteht ein wesentliches Hemmnis der Realisierung
von europäischen Netzkonzepten wie dem Super Grid in der nationalen Ausrichtung
der Netzbetreiber und ihrer Regulierung. Dieses Hemmnis wurde auch von der
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Europäischen Kommission erkannt und zunächst in Form der Richtlinien zur Förderung
der Trans-European Networks „TEN-E Guidelines“ im Jahr 1996 implementiert. In
diesen Richtlinien werden die Grundlagen für die finanzielle Förderung von Projekten
zum Ausbau von Interkonnektoren zwischen nationalen Übertragungsnetzen gelegt. In
den folgenden Jahren wurden diese Richtlinien mehrfach überarbeitet. Einerseits
wurde die Liste der förderfähigen Projekte erweitert, auch um der Vergrößerung der
EU Rechnung zu tragen. Andererseits wurde erkannt, dass eine Priorisierung der
Projekte nötig ist, um die Fördermittel effektiv einzusetzen.
In mehreren Evaluierungen des TEN-E Programms wurde deutlich, dass das TEN-E
Programm zwar positive Effekte hat, jedoch in seiner Wirksamkeit beschränkt ist. Zum
einen sind die zu Verfügung stehenden Mittel beschränkt. Das TEN-E Budget für die
Jahre 2000-2006 betrug für den Strom- und Gasbereich zusammen 148 Millionen
Euro. Dies erlaubte jährlich etwa 10 bis 20 Projekte, vorwiegend Machbarkeitsstudien
zu kofinanzieren. Andererseits waren Netzbetreiber oft nicht auf die Beträge angewie-
sen, da diese Kosten auf die Netznutzungsentgelte umlegbar sind. Die Evaluationen
diagnostizierten jedoch wesentliche positive Effekte des Programms dadurch, dass im
Rahmen von TEN-E – geförderten Projekten Netzbetreiber „an einen Tisch“ gebracht
werden.
Dieser Gedanke wurde durch die TEN-E Richtlinie des Jahres 2006 weiterverfolgt, in
Folge derer vier europäische Koordinatoren eingesetzt wurden. Diese Koordinatoren
sollen für besonders bedeutende Projekte mit wesentlichen Schwierigkeiten ihrer
Umsetzung eine vermittelnde Funktion zwischen den nationalen Interessen haben.
Die genannten Handlungsansätze der TEN-E Richtlinien haben jedoch keinen rechtlich
bindenden Charakter, sondern die Netzbetreiber verbleiben in ihrer jeweils nationalen
Regulierung. Eine europäische Regulierung der Netzbetreiber befindet sich derzeit
noch in den Anfängen. So ist ACER als „Agency for the Co-operation of Energy
Regulators” gerade in der Aufbauphase und tritt die Nachfolge von den Kooperations-
foren der nationalen Regulierungsbehörden (CEER und ERGEG) an. Diese europäische
Agentur wird im Rahmen des dritten Energiepakets der Europäischen Union gegrün-
det. Sie wird im Rahmen einer europäischen Verordnung operieren, die gegenwärtig in
einer Entwurfsfassung vorliegt. Die Entscheidungsgewalt dieser Agency muss noch
genauer ausdefiniert werden. Es erscheint aber bereits jetzt deutlich, dass sie stark
durch nationale Interessen und auf wenige Bereiche begrenzt sein wird. Diese
Begrenzung durch nationale Interessen bildet insbesondere auch bei der Anerkennung
und der Zuordnung von Kosten und Nutzen grenzüberschreitender Netzerweiterungs-
vorhaben dar. Es ist ein Verfahren zu entwickeln, mit dem auf europäischer Ebene die
Verteilung der Kosten und Nutzeneffekte verbindlich geregelt wird.
Angesichts der erheblichen Herausforderungen zu Schaffung einer europäischen
Infrastruktur und zur Harmonisierung von technischen Optionen und der unzureichen-
den Wirkung bisheriger Koordinierungsmaßnahmen ist ACER mit weit reichenden
Kompetenzen auszustatten. Diese Kompetenzen sollten vor allen Dingen Fragen
der strategischen Netzplanung und, damit einhergehend, der Anerkennung von Kosten
für die Infrastruktur betreffen. Dabei ist die Kompetenz nicht auf wenige Interkonnek-
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toren zu beschränken, sondern es sind strategische Vorgaben für das Netz der Zukunft
zu definieren. Da die Kompetenzen der nationalen Regulierungsbehörden unterschied-
lich sind, muss auch hier eine Harmonisierung erfolgen, damit ACER über diese
Behörden auf die Netzbetreiber zugreifen kann. Andernfalls sollte erwogen werden,
ACER mit Kompetenzen auszustatten, die einen direkten Zugriff auf die Netzbetreiber
ermöglichen.
Die europaweite Netzausbauplanung ist in einer Organisation auf supra-nationaler
Ebene anzusiedeln, deren Resultate von den nationalstaatlichen Akteuren verbindlich
zu übernehmen sind. So könnte die ENTSOE mit einer weiter reichenden Aufgabenstel-
lung ausgestattet werden, da hier die erforderlichen Planungskompetenzen bereits in
einer Organisation vorhanden sind. Für einen solchen Schritt müsste allerdings die
Unabhängigkeit der ENTSO von den Partikularinteressen der einzelnen Netzbetreiber
erreicht werden. Gleichzeitig ist eine effiziente Koordination zwischen der Planung und
der Regulierung auf europäischer Ebene zu gewährleisten.
Um die Effektivität und Transparenz der Ausbauplanung sowie ihrer Regulierung
sicherzustellen sind Daten, die Planungsgrundlagen darstellen sowie die auf
dieser Grundlage basierenden Studien zu veröffentlichen. Das Fehlen von
öffentlich verfügbaren Netzdaten ist ein wesentlicher Faktor dafür, dass Studien, die
im akademischen Bereich zu Themen der europäischen strategischen Netzausbaupla-
nung entstehen, nur begrenzte Aussagekraft haben. Außerdem kann nur durch
transparente Prozesse gewährleistet werden, dass die Planungsergebnisse aus einer
fundierten Analyse hervorgehen und nicht Ergebnis von politischen Verhandlungen
darstellen.
Zusammenfassend ergeben sich damit insbesondere die folgenden Handlungsmöglich-
keiten:
• Eine europäische Regulierungsbehörde (z.B. ACER) ist mit weitreichenden
Regulierungskompetenzen auszustatten. Dabei sind insbesondere
o Eine Unabhängigkeit von nationalstaatlichen Interessen sowie
o Eine strategische Ausrichtung des Regulierungsansatzes zu gewährleisten.
• Eine Harmonisierung der Strategien und Regulierungsansätze nationaler Regulie-
rungsbehörden ist anzustreben, um eine effiziente Zusammenarbeit untereinander
und mit ACER zu erreichen.
• Eine europaweite Netzausbauplanung ist in einem geeigneten supra-nationalen
Gremium zu verankern, das unabhängig von den Interessen der einzelnen Netz-
betreiber agieren kann
• Eine Verpflichtung zur Veröffentlichung von Netzkennzahlen, Netzmodellen und
Ausbauplanungen ist an geeignetem Ort zu verankern.
• ACER und ENTSOE wären damit auch die richtigen Organe, bei denen die
Diskussion um Planung und Regulierung eines europäisches SuperGrids anzusie-
deln wäre.
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5.1.2 Deutsche Netzregulierung
Das Energiewirtschaftsgesetz sowie die nachgelagerten Verordnungen bilden das
Kernstück des deutschen Regulierungsregimes. Weitere wesentliche Bestimmungen
insbesondere zu den Netzausbauverpflichtungen sind im EEG verankert sowie im
kürzlich im Bundesgesetzblatt veröffentlichten Gesetz zur Beschleunigung des Ausbaus
der Höchstspannungsnetze. Zentrales Element dieses Gesetzes ist das Energielei-
tungsausbaugesetz (EnLAG). Mit diesem Gesetz werden die Planungs- und Geneh-
migungsverfahren für 24 vordringliche Leitungsbauvorhaben im Höchstspannungs-
Übertragungsnetz (380 kV) beschleunigt. Dabei wird auch im Rahmen von vier
Pilotprojekten die Erdverkabelung von 380kV-Leitungen getestet. Dieses Gesetz ist als
Schritt in die richtige Richtung zu werten – da hier konkrete und verbindliche Vorga-
ben für Netzbetreiber gemacht werden. Es muss gleichzeitig sichergestellt werden,
dass die im EnLAG beschriebenen vier Pilotprojekte keinen Hinderungsgrund dafür
darstellen, dass bei Bedarf weitere Netzausbauten im Höchstspannungsbereich Form
von Verkabelungen erfolgen können. Die im Genehmigungsverfahren dieser Trassen
gesammelten Erfahrungen sind auszuwerten. Falls deutlich wird, dass eine deutliche
Beschleunigung der Verfahren erreicht werden kann, sind weitere Netzausbauprojekte
anzuschließen. Besonders hervorzuheben ist die Tatsache, dass im EnLAG ein
Mechanismus zur Verteilung der durch Erdkabel im Höchstspannungsnetz entstehen-
den Mehrkosten angelegt ist. Grundsätzlich birgt eine gesetzliche Vorgabe von
Pilotprojekten, deren Refinanzierung über Netzentgelte vorgesehen ist, die Gefahr,
dass die Netzentgelte einzelner Netzbetreiber überproportional angehoben werden
müssen. Dieser Möglichkeit wird durch ein vorgesehenes Umlageverfahren Rechnung
getragen.
Die Logik des Gesetzes ist jedoch auf weitere Bereiche zu übertragen. So werden die
weiteren Möglichkeiten zur Optimierung des Höchstspannungsnetzes wie der
Einsatz von Hochtemperatur-Leiterseilen oder des Temperaturmonitoring von
Leitungen bislang nur zögerlich in Anspruch genommen. Zwar bedeuten diese
Optionen höheren betrieblichen Aufwand und höhere Netzverluste bei höheren
Betriebstemperaturen der Leiterseile, jedoch sind diese Mehraufwendungen gegenüber
möglichen Abregelungen von Windkraftanlagen abzuwägen. Schließlich sind Konzepte
für die Weiterführung des Offshore-Gleichstromnetzes weiter zu prüfen (Overlay-
network). Gemäß dem Schema des EnLAG könnten diese Vorhaben zunächst in Form
von Pilotvorhaben vorangetrieben werden. Bestandteil gesetzlicher Regelungen
muss eine Umsetzungsverpflichtung durch die Netzbetreiber und die entsprechende
Anerkennung von Mehrkosten durch die Bundesnetzagentur sein.
Auch die Diagnose von Fehlentwicklungen durch die Regulierungsbehörde bezüglich
des Netzbetriebs unterliegt aufwendigen Mechanismen. Zwar hat der Regulator
inzwischen ein umfangreiches Kontrollinstrumentarium aufgebaut, um missbräuchli-
ches Ausnutzen der Monopolmacht durch die Netzbetreiber zu verhindern. Anderer-
seits ist er bei vielen dieser Mechanismen auf interne Informationen der Netzbetreiber
angewiesen. Gleichzeitig bleibt es oft anderen Marktteilnehmern überlassen über
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Beschwerdeverfahren auf regulatorische Maßnahmen zu drängen. Diese muss der
Regulator wiederum untersuchen um daraus eventuell Schlussfolgerungen abzuleiten.
Die Informationsasymmetrie trägt dazu bei, dass Regulierung in ihrer Effektivität
eingeschränkt ist.
Diese Nachteile der Regulierung treffen alle für die Transformation des Elektrizitäts-
systems hin zu einer leistungsfähigen Infrastruktur und ihrem Betrieb kritischen
Bereiche:
• die Netzausbauplanung (Genehmigung der notwendigen Investitionsmittel)
• die Anwendung von (zunächst teueren) notwendigen neuen Technologien für den
Netzausbau
• die Einführung von neuen und zunächst aufwendigen Maßnahmen zum Betrieb des
Netzes mit einer hohen Penetration von variablen, bzw. stochastischen Erzeu-
gungstechnologien.
Es ist zwar möglich, dass Regulierungsansätze auch innovative Maßnahmen der
Netzbetreiber unterstützen, in dem sie die Erlösobergrenzen so anpassen, dass für die
Netzbetreiber ein wirtschaftlicher Spielraum entsteht diese Maßnahmen durchzufüh-
ren. Allerdings ist müssen klare Regelungen geschaffen werden, welche
Technologien kostenmäßig anerkennungsfähig sind. Beispielsweise ist derzeit im
deutschen Rechtsrahmen unklar, welche Kosten für die Einführung von welchen
intelligenten Stromzählern anerkennungsfähig sind, die ab 2010 in Neubauten und im
Rahmen größerer Renovierungen einzuführen sind. Es ist daher zu befürchten, dass
sich die Marktakteure nur auf minimale, kostengünstige Lösungen beschränken
werden, die künftigen Anforderungen möglicherweise nicht gerecht werden.
Eine Handlungsmöglichkeit der Regulierung ist daher, Vorgaben für die Einführung der
intelligenten Zähler zu machen, in dem beispielsweise technische Mindestanforderun-
gen definiert werden. Parallel dazu können administrative Mindestvorgaben gemacht
werden, die sich auf die Einführung von zeit- und lastvariablen Tarifen beziehen. Die
Bundesnetzagentur klärt derzeit im Rahmen von zwei Gutachten, ob die Forcierung
der Einführung intelligenter Stromzähler sowie von zeit- und lastvariablen Tarifen
angemessen erscheint. Beim positiven Ergebnis des Gutachtens sind klare Vorgaben
seitens der Gesetzgebung bzw. der Regulierungsbehörde zu treffen, um eine zügige
Implementierung der Technologien bzw. Tarife zu erreichen.
Neben eindeutigen Regeln der Kostenanerkennung ist die zeitnahe Einführung
technologischer Mindestvorgaben sowie die weitgehende Standardisierung von
Schnittstellen und Offenlegung dieser Standards unerlässlich. Die derzeit langsam
beginnende Entwicklungsdynamik zahlreiche Komponenten und Konzepte von Smart
Grids, so beispielsweise im eEnergy Programm, erfolgt ohne intensive Abstimmungen
zwischen den Projekten. Daher besteht die Gefahr, dass derart spezifische Lösungen
entwickelt werden, die im Rahmen anderer Projekte kaum nutzbar sein werden, oder
an die Weiterentwicklungen kaum anschließen können. Vorbild kann hier der Standar-
disierungsprozess sein, der in Computernetzwerken stattgefunden hat.
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Eine Umsetzung der Smart Grid und Super Grid Konzepte führt zu höheren Investitio-
nen im Netzbereich. Diesen steht ein mittel- und langfristig erhebliches Nutzenpoten-
zial gegenüber. Um die mit diesen Konzepten und den wachsenden EE Anteilen
einhergehende Transformation des Elektrizitätssystems voran zu bringen, sind diese
Kosten bei der Netzregulierung zu berücksichtigen. Bei der Ausgestaltung der
Anreizregulierung ist verstärkt darauf abzustellen, dass insbesondere auch heute
entstehende Mehrkosten anerkennungsfähig sind, sofern sie mittelfristig zu sinkenden
Netznutzungsentgelten beitragen werden. Eine Fokussierung der Regulierung auf
kurzfristige Absenkungen der Netzentgelte durch unmittelbare Kostensenkungen kann
zu einem Investitionsstau führen und ist somit der erforderlichen Umstrukturierung
des Elektrizitätsversorgungsnetzes potenziell abträglich.
Zusammenfassend ergeben sich damit insbesondere die folgenden Handlungsmöglich-
keiten:
• Das EnLAG stellt einen wichtigen Schritt in die richtige Richtung dar, sollte aber
um einige wesentliche Punkte erweitert werden:
o Es muss gewährleistet werden, dass die Erdverkabelung nicht auf die vier
Pilotprojekte beschränkt bleibt.
o Die Logik des Gesetzes sollte auf innovative Konzepte wie das Temperatur-
monitoring von Leiterseilen und die Neubeseilung mit Hochtemperaturleiter-
seilen ausgeweitet werden.
o Erste Bausteine eines Gleichstrom-SuperGrids als Overlay Netz könnten
analog zu den Erdkabelvorhaben in Form von Pilotprojekten vorangetrieben
werden.
o Die Erfahrungen mit dem Einsatz von Erdkabeln sind auszuwerten. Der
Schwerpunkt sollte hier neben dem Genehmigungsverfahren auf dem Me-
chanismus zur Kostenverteilung liegen. Hierfür können die Berichtspflichten
nach §3 EnLAG angemessen ergänzt werden, wobei das Berichtsintervall
ggf. verkürzt werden sollte.
• Strategische Aspekte, die unter Umständen heute auch zu höheren Kosten im
Netzbereich führen, sind vermehrt im Regulierungsauftrag der BNetzA zu berück-
sichtigen.
• Intelligente Stromzähler bilden eine zentrale Voraussetzung für die Schaffung
intelligenter Verteilnetze. Daher ist ihre flächendeckende Einführung wie im EnWG
vorgesehen zu gewährleisten. Um eine Interoperabilität zu gewährleisten, ist
durch geeignete Instrumente für die Einhaltung technischer Mindestanforderungen
zu sorgen.
• Eine Standardisierung und Veröffentlichung von Schnittstellen ist dringend
geboten, um die Entwicklung aufeinander abgestimmter Bausteine zu ermögli-
chen.
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• Das systematische Defizit der Informationsasymmetrie lässt sich durch detaillier-
te rechtliche Vorgaben zu den Informationspflichten der Netzbetreiber zwar redu-
zieren, aber nicht vollständig beseitigen.
• Die in Abschnitt 4.2 dargelegten Interessenskonflikte vertikal integrierter
Netzbetreiber lassen sich ohne eigentumsrechtliche Entflechtung schwierig auflö-
sen.
Die genannten Punkte sind dabei als Anregungen zu verstehen und erheben keinen
Anspruch auf Vollständigkeit oder Umsetzbarkeit.
5.1.3 Netzregulierung der Bundesländer
Nach den Regelungen des Energiewirtschaftsgesetzes obliegt den Landesregulierungs-
behörden die Regulierung von Netzbetreibern mit unter 100.000 Kunden, größere
Netzbetreiber unterliegen der Regulierung durch die Bundesnetzagentur. Mehrere
Länder diese Zuständigkeit allerdings auf dem Wege der Organleihe an die Bundes-
netzagentur übertragen. Dadurch werden zum einen Synergieeffekte genutzt, zu
anderen stimmen sich Landesregulierungsbehörden und die Bundesnetzagentur
hinsichtlich ihrer Vorgehensweise eng ab. Die individuellen Handlungsspielräume der
Länder sind somit stark eingeschränkt.
Allerdings bieten sich für die Bundesländer Handlungsspielräume um die Umsetzung
der Konzepte Super Grid und Smart Grid voran zu bringen, die nicht unmittelbar im
Bereich der Netzregulierung angesiedelt sind. Insbesondere für die weitere Entwick-
lung der Smart Grids sollten auf lokaler Ebene weitere Pilotprojekte durchgeführt und
wissenschaftlich begleitet werden. Aufgrund des regionalen Bezugs erscheint es
sinnvoll, dass die einzelnen Bundesländer bei der Ausgestaltung solcher Projekte eine
zentrale Funktion übernehmen. Dabei können regionale Besonderheiten wie die
Verfügbarkeit bestimmter erneuerbarer Energien (Geothermie, kleine Wasserkraftan-
lagen, Biomasse) besonders berücksichtigt werden. Gleichzeitig ist aber zu beachten,
dass eine übergeordnete Abstimmung der Entwicklungsziele erfolgt. Diese ist insbe-
sondere hinsichtlich der notwendigen Einhaltung (ggf. noch zu entwickelnder)
technischer Standards wichtig, um die Interoperabilität der einzelnen Pilotprojekte und
der dabei entwickelten Geräte und Prozesse sicherzustellen.
Daneben sind die Bundesländer für zahlreiche raumordnerische und raumplanerische
Belange verantwortlich. Diese haben einen erheblichen Einfluss auf die Entwicklung
neuer Kraftwerksstandorte sowohl für konventionelle Kraftwerke als auch für EE-
Anlagen (Ausweisung von Windeignungsgebieten). Hier kann folglich innerhalb des
gesetzlich möglichen Handlungsspielraumes eine gewisse Steuerungswirkung
ausgeübt werden. Darüber hinaus gilt dieser Einfluss auch für die Planung und
Genehmigung neuer Leitungstrassen, sowohl als Erdkabel als auch als Freileitungen.
Neben einer weiter verbesserten Koordination der Genehmigungsverfahren bei
Planungsverfahren über Landesgrenzen hinweg, erscheint es möglich, im Rahmen des
Genehmigungsprozesses deutliche Akzente zu setzen, indem die Installation der in Abschnitt 3.4.1.2 vorgestellten innovativen Konzepte zur Erhöhung der Übertragungs-
kapazitäten, insbesondere die Neubeseilung mit HTS-Leiterseilen, aber auch die
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Zubeseilung mit weiteren Leitungssystemen und die Spannungserhöhung, vorrangig
behandelt werden. Dadurch kann auf jeden Fall kurzfristig ein wichtiger Beitrag zur
verbesserten Integration von EE in das Elektrizitätssystem geleistet werden.
5.2 Bedeutung einer unabhängigen Netzgesellschaft
In diesem Abschnitt wird analysiert, inwieweit eine unabhängige Netzgesellschaft
unter mehrheitlicher Beteiligung der öffentlichen Hand dazu beitragen kann,
1 Die Zugangsbedingungen für unabhängige Erzeuger zu den Netzen zu verbessern,
2 Die notwendigen Investitionen in Netzerweiterungen rechtzeitig sicherzustellen,
und
3 Die Anwendung von innovativen Technologien zu beschleunigen.
Im vorangegangenen Kapitel wurde bereits aufgezeigt, dass der Regulierung von
Netzbetreibern eine besondere Bedeutung zukommt.
Hier soll dargelegt werden, dass die Regulierung von Netzbetreibern schwierig
ist, die sich in privatem Eigentum befinden und nicht eigentumsrechtlich nicht voll
von Erzeugung und Verbrauch getrennt sind.
Eine Überführung von wesentlichen Teilen des Netzes in staatliche Hand könnte die
Regulierungsmechanismen erleichtern in dem die Kräfte die im gegenwärtigen System
gegeneinander wirken (Gewinnmaximierung der Netzbetreiber versus Sicherstellung
von notwendigen Investitionen) neutralisiert werden. Netzbetreiber in staatlicher Hand
würden sich einfacher durch politische Vorgaben des staatlichen Eigentümers lenken
lassen und damit regulierungsbedingte Ineffizienzen und insbesondere auch Zeitver-
zögerungen vermeiden.
Ein weiteres wichtiges Argument für die Überführung von wesentlichen Teilen des
Netzes in staatliche Hand bezieht sich auf die notwendige Kooperation zwischen
Netzbetreibern. Die Notwendigkeit einer Kooperation ist in den vergangenen Jahren
bereits auf nationaler Ebene deutlich geworden. Themen wie die Vermeidung des
ineffizienten Gegeneinander-regelns der Netzbetreiber beim Einsatz von Reserveleis-
tung, der gemeinsamen Strategie für die Bereitstellung von Regelleistung und ihre
gemeinsame Beschaffung, die Kooperation bei der Untersuchung von notwendigen
Netzausbaumaßnahmen in gemeinsamen Untersuchungen haben es deutlich gemacht,
dass die gegenwärtige, historisch gewachsene Aufteilung Deutschlands in vier
Regelzonen zu zahlreichen Ineffizienzen führt. Diese Ineffizienzen werden umso
deutlicher, je stärker der Anpassungsdruck des Elektrizitätsversorgungssystems wird
Das gemeinsame Interesse der Netzbetreiber musste auch hier entweder durch
Regulierungsmaßnahmen (Vorgaben der Bundesnetzagentur) oder durch staatlich
getriebene Untersuchungen (dena-Netzstudien 1 und 2) erst aufwändig hergestellt
werden. Ein gemeinsamer Eigentümer der vier Teile des deutschen Übertragungsnet-
zes würde diese Ineffizienzen vermeiden helfen und eine Kooperation bzw. Integration
der Strategien deutlich vereinfachen.
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Dieses Argument gilt auch auf supranationaler Ebene. Wie aufgezeigt wurde, ist die
Verwirklichung von großräumigen Konzepten wie das Super Grid mit einem Höchstmaß
an notwendiger internationaler Koordination verbunden. Diese internationale Koordi-
nation wird erschwert, wenn auf nationaler Ebene mehrere Akteure verantwortlich
sind. Dies gilt insbesondere, da Deutschlands Lage in der Mitte Europas die Koordina-
tion mit sehr vielen angrenzenden Netzbetreibern notwendig macht. Bis heute ist der
Blick der Netzbetreiber wesentlich auf ihr eigenes Netzgebiet und auf ihre eigene
wirtschaftliche Leistungsfähigkeit gerichtet.
Eine einheitliche nationale Strategie bezüglich dieser Kooperationen bzw. Koordination
zur Verwirklichung der ambitionierten Pläne ist wünschenswert und mit einem
gemeinsamen Eigentümer der Netze einfacher zu verwirklichen als mit einzelnen
Akteuren.
Schließlich sind weitere, bereits von der Europäischen Kommission in ihrer Sector
Inquiry (EU Kommission, 2007) festgestellten Probleme der unzureichenden Trennung
von Netz- und Versorgungsinteressen zu nennen. Dies betrifft vor allem die Probleme
des Netzzugangs für neue und unabhängige Lieferanten. Für den Ausbau erneuerba-
rer Energien sind hier insbesondere die Genehmigungsverfahren und die Transparenz
für den Netzanschluss von erneuerbaren Energien relevant. Hier ist die anwachsende
Regelungsdichte in den letzten Jahren ein Indikator dafür dass das Konfliktpotential
erheblich ist. Besonders deutlich wurde dies im Bereich des Erzeugungs- bzw.
Einspeisemanagements zur vorübergehenden Netzentlastung v.a. von Windenergie zu
Zeiten mit netzkritischen Zuständen. Die teilweise ineffiziente und intransparente
Abregelung von Windenergie hatte negative Auswirkungen auf die Investitionsbereit-
schaft in den betroffenen Regionen. Es ist anzunehmen, dass ein staatlicher Netz-
betreiber, der die politischen Ziele des Ausbaus erneuerbarer Energie als Unterneh-
mensziel führt, in diesen Situationen verträglichere Lösungen gefunden hätte.
Insgesamt erscheint eine Überführung der Übertragungsnetze in eine unabhängige
Netzgesellschaft der öffentlichen Hand als Möglichkeit, mit der mehrere zentrale
konzeptionelle Schwierigkeiten und Schwächen der bisherigen Netzregulierung
überwunden werden können. Ein solcher Eigentumsübergang müsste allerdings
vorsichtig gestaltet werden, da aus einer nicht-freiwilligen Übernahme langwierige
Rechtsstreitigkeiten folgen können, die dringend erforderliche Investitionen bis zum
Abschluss des Verfahrens verzögern könnten. Hammerstein et al. (2009) diskutieren
verschiedene Modelle einer unabhängigen Netzgesellschaft unter diversen Eigentümer-
strukturen und stellt gleichzeitig ein mögliches Szenario des Eigentumsüberganges
dar.
5.3 Weitere Handlungsmöglichkeiten im Bereich der Fördersysteme
In diesem Abschnitt wird analysiert, ob der notwendige Transformationsprozess des
Elektrizitätssystems durch spezielle staatliche Förderinstrumente beschleunigt werden
kann. Hier werden alle Ebenen angesprochen, von der EU über den Bund bis zu den
Bundesländern.
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Im Kapitel 3.1.3 angesprochen wurde die Möglichkeit, Elektrizitätsspeicher einzusetzen
und damit die Abregelung von Erneuerbaren Energien bei unzureichenden zu verrin-
gern. Zwar ist der Netzausbau grundsätzlich kostenmäßig effizienter und energetisch
günstiger als verlustbehaftete Speichertechnologien – dennoch sollten technologische
Entwicklungen in die Richtung weiter verfolgt werden. Hier sind auch Pilotvorhaben
zu entwickeln. Für den Super Grid Ansatz erreichen Druckluftspeicherkraftwerke und
Pumpspeicherkaftwerke relevante Größenordnungen. So könnte ein Druckluftspeicher-
kraftwerk in Norddeutschland im Rahmen eines Demonstrationsprojektes mit einem
Investitionszuschuss gefördert werden. Alternativ können die im EEG 2009 vorgese-
henen Verordnungsermächtigungen genutzt werden, um eine Förderung der Betriebs-
weise von Speichern zu erreichen (vgl. BMU Projekt zum Integrationsbonus).
Obwohl Pumpspeicherkraftwerke den derzeit energetisch effizientesten Energiespei-
cher darstellen, ist bei ihrem Bau mit erheblichen ökologischen Auswirkungen zu
rechnen. Dennoch ist das Potential für weitere Pumpspeicherkraftwerke zu ermitteln
und innovative Lösungsansätze (z.B. Nutzung von ehemaligen Braunkohleabbauflä-
chen) einzubeziehen.
5.4 Handlungsmöglichkeiten in weiteren Bereichen
In den vorangegangenen Kapiteln wurde auch deutlich, dass die Umsetzung der Vision
Stromnetze 2020plus von der Bevölkerung mitgetragen werden muss. Akzeptanzprob-
leme ergeben sich vor allem Dingen im Bereich Leitungsneubau (auch für Verkabelun-
gen), wie auch für die Akzeptanz von neuen Technologien im Bereich Smart Grids (vor
allem intelligente Stromzähler und zeit-/lastvariable Tarife). Die Akzeptanz wird
erleichtert, wenn Verständnis für die, teilweise nicht trivialen, Zusammenhänge in
einem Elektrizitätsversorgungssystem geschaffen werden. Verbreitete falsche
Vorstellungen wie „neben jedes Windrad muss ein Schattenkraftwerk gebaut werden“
reduzieren die Akzeptanz.
Eine Förderung der Kommunikation über den regionalen Fokus der Energiever-
sorgung und die parallele Etablierung von breit angelegten Bildungs- und Informati-
onskampagnen sind geeignet die Akzeptanz durch die Bevölkerung zu verbessern.
Die in den vorherigen Abschnitten beschriebenen eEnergy Projekte oder auch die
100% EE-Projekte haben einen regionalen Fokus und sensibilisieren die lokale
Bevölkerung für die in der jeweiligen Region befindlichen Ressourcen. Die in diesen
Projekten gesammelten Erfahrungen müssen überregional verbreitet werden. Dabei
darf allerdings nicht der mögliche Eindruck bestärkt werden, dass eine „Inselbildung“
im Energieversorgungssystem die Lösung der zukünftigen Herausforderungen
darstellt. Vielmehr muss deutlich werden, dass nur eine Kombination aus regionalen
Lösungen und großräumigen überregionalen Netzen ein zukunftsfähiges Konzept
darstellt. Die Balance zwischen Regionalisierung und Rückgriff auf das überregionale,
europäische Übertragungssystem ist dabei regional sehr unterschiedlich und kann
daher nicht als einheitliche Strategie kommuniziert werden.
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Die Finanzierung von Mehrkosten bei der Transformation des Elektrizitätssystems
hin zur Vision Stromnetze 2020plus ist verlässlich und langfristig zu gewährleisten, um
den Netzbetreibern die erforderliche Investitionssicherheit zu vermitteln. Darüber
hinaus sind adäquate Mechanismen zur Refinanzierung dieser Kosten zu entwickeln.
Hier sind unterschiedliche Optionen denkbar:
• Die Refinanzierung kann über Netznutzungsentgelte erfolgen. Dies erscheint
sachlich angemessen und kompatibel mit dem bisherigen Regulierungsansatz
sowie den europarechtlichen Vorgaben. Allerdings können hieraus regional unglei-
che Belastungen für die Netzbetreiber und mithin für die Netznutzer entstehen.
Beispielsweise sind heute die NNE im Übertragungsnetz von Vattenfall Europe
Transmission vergleichsweise hoch, die Ursache liegt hier insbesondere im wäh-
rend der 1990er Jahre abgearbeiteten Investitionsstau. Eine Möglichkeit zur Ver-
meidung solcher regional ungleichen Mehrkosten ist die Schaffung eines verbindli-
chen Wälzungsmechanismus, wie er im EnLAG bereits angelegt ist. Nach einer
Evaluierung dieses Mechanismus sollte er ggf. angepasst und anschließend auf
weitere Projekte ausgeweitet werden. Darüber hinaus könnte dieser Mechanismus
die Grundlage für Kostenzuweisungen bei grenzüberschreitenden Netzausbauten
bilden.
• Alternativ können die Kosten auf die Strompreise umgelegt werden. Dies
widerspricht zunächst der Kostenzuordnung im herrschenden Regulierungsregime,
erscheint allerdings trotzdem möglich. Hierfür könnte ein ähnlicher Wälzungsme-
chanismus wie im EEG geschaffen werden. Dadurch kann eine Verteilung der
Kosten über alle Netznutzer proportional zu ihrer Netznutzung gewährleistet wer-
den.
• Beide vorgeschlagenen Mechanismen führen zu ähnlichen Kostenbelastungen der
Netznutzer. Die rechtlichen Aspekte unterscheiden sich jedoch deutlich voneinan-
der. Eine konkrete Ausgestaltung bedarf intensiver rechtlicher Prüfung.
• Beide Mechanismen zur Kostenverteilung werden bei der stromintensiven
Industrie zu besonderen Härten und unter Umständen zu Wettbewerbsnachteilen
führen. Hier wäre eine Härtefallregelung zu erwägen, durch die die Belastung
entsprechender Unternehmen begrenzt wird.
• Eine Kofinanzierung durch projektspezifische Fördermaßnahmen erscheint
sinnvoll. So wird aktuell bereits eine Ausweitung des im Rahmen der TEN-E ver-
fügbaren Fördervolumens von ca. 20 Mio. € auf 500 Mio. € pro Jahr diskutiert.
Auch bei Ausweitung der Förderung kann sie immer nur eine kleine Teilfinanzie-
rung darstellen, gleichwohl ist sie von erheblicher, bei Pilotprojekten teilweise von
entscheidender Bedeutung. Bei einer derart projektspezifischen Förderwirkung ist
zu gewährleisten, dass sie konform ist mit den künftig auf Europäischer Ebene
entwickelten Netzausbauplanungen.
Die bis heute unzureichende Verfügbarkeit von Daten erschwert die unabhängige
Begutachtung und Bewertung der Tätigkeit von Netzbetreibern. Zunächst fehlt es an
gesetzlichen Vorgaben, durch die ein umfassendes Modell des deutschen und europäi-
schen Stromnetzes frei verfügbar gemacht wird. Darüber hinaus kommen die
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Übertragungsnetzbetreiber ihren vorhandenen Veröffentlichungspflichten nach EnWG
zum Teil nur zögerlich nach, und Änderungen in den Datenformaten sowie schlechte
Zugänglichkeit erschweren eine Analyse der Daten. Auch die Veröffentlichungen der
BNetzA beinhalten bis heute kaum umfassende und systematische Statistiken,
insbesondere die Kosten der Netzinfrastruktur sind auch in den Monitoringberichten
der BNetzA unzureichend wiedergegeben, einzig Ausgaben für die Netzinfrastruktur
sind in den Berichten enthalten. Hier ändert sich die zugrunde liegende Begriffsdefini-
tion jedoch über die Zeit, eine Vergleichbarkeit der Daten ist somit nicht möglich.
Die zu verbessernden gesetzlichen Vorgaben sollten direkt an einer künftigen
Veröffentlichungspflicht auf europäischer Ebene orientiert sein und dafür Sorge tragen,
dass die zu veröffentlichenden Daten in einem einheitlichen, für die weitere Nutzung
geeigneten Format vorliegen. Dabei sind den Interessen der Netzbetreiber hinsichtlich
der Schutzwürdigkeit sensibler Unternehmensdaten angemessen Rechnung zu tragen.
Zusammenfassend ergibt sich damit insbesondere folgender Handlungsbedarf:
• Verbesserte Kommunikation der regionalen und zentralen Aspekte eines zukünfti-
gen Energiesystems zur Verbesserung der Akzeptanz vor Ort.
• Schaffung verbindlicher Finanzierungsoptionen in zwei Schritten, zunächst durch
eine Kostenumlage zwischen den Netzbetreibern und anschließend eine Umlage
auf die Verbraucher zur Refinanzierung
• Schaffung von umfassenderen Veröffentlichungspflichten aller Netzbetreiber,
vorzugsweise auf europäischer Ebene.
Die genannten Punkte sind dabei als Anregungen zu verstehen und erheben keinen
Anspruch auf Vollständigkeit oder Umsetzbarkeit.
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6 Zusammenfassung
Vision
Weiter wachsende EE Anteile an der Stromversorgung bis hin zu einer vollständig CO2
neutralen Energieversorgung – das ist das Ziel von Bündnis 90/Die Grünen. Aufgrund
der besonderen Eigenschaften von elektrischem Strom hat das Netz dabei eine
Schlüsselrolle inne. Um eine sichere, preisgünstige, effiziente und umweltverträgliche
Energieversorgung mit hohen EE Anteilen gewährleisten zu können, ist ein Transfor-
mationsprozess des gesamten Netzes erforderlich.
Für diesen Prozess sind die Konzepte des Smart Grid und des Super Grid vielverspre-
chend. Anhand dieser Konzepte ist möglich, die nötigen Änderungen strukturiert
darzustellen. Bei Smart Grids stehen dabei eine intensive regionale Kooperation aller
Akteure entlang der gesamten Wertschöpfungskette in der Energieversorgung im
Vordergrung. Super Grids verfolgen das Ziel, den Transport großer Strommengen über
weite Distanzen zu erleichtern. Naturgemäß gibt es zwischen diesen beiden Konzepten
eine Vielzahl an Berührungspunkten und Überschneidungen, wodurch eine umfassende
strategische Netzplanung erforderlich wird.
Maßnahmen
Der nötige Transformationsprozess wird von zahlreichen Akteuren seit langem
anerkannt. Trotzdem ist es in der Vergangenheit nicht im erforderlichen Maß zur
Weiterentwicklung der europäischen Stromnetze gekommen. Eine zentrale Ursache
hierfür wird in den anhaltenden Interessenskonflikten der vertikal integrierten
Netzbetreiber vermutet. Um die beobachtete Trägheit zügig und zielgerichtet zu
überwinden, wird eine Reihe von wichtigen Maßnahmen vorgeschlagen. Diese
umfassen
• Die Schaffung einer europäischen Regulierungsbehörde mit weitreichenden
Regulierungskompetenzen. Diese Behörde sollte unabhängig von nationalstaatli-
chen Einzelinteressen operieren können und gleichzeitig strategisch ausgerichtet
sein.
• Eine Harmonisierung der nationalen Regulierungsbehörden ist anzustreben.
• Die strategische Ausbauplanung der europäischen Netze sollte in einem unabhän-
gigen, supra-nationalen Gremium verankert werden.
• Alle europäischen Netzbetreiber sollten zur umfassenden Veröffentlichung aller
relevanten Daten verpflichtet werden.
• Die Erweiterung des Ansatzes, der dem EnLAG zugrunde liegt: Die Erdverkabelung
sollte nicht auf vier Pilotprojekte beschränkt bleiben; weitere innovative Konzepte
wie das Leiterseilmonitoring sollten explizit gefordert werden; die Förderung erster
Bausteine eines Super Grids auf Gleichstromtechnik kann durch Pilotprojekte vo-
rangetrieben werden.
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• Der Auftrag der BNetzA ist anzupassen, so dass strategische Aspekte verstärkt in
der Regulierung und der Kostenanerkennung mit Blick auf den Ausbau von EE
berücksichtigt werden. Gleichzeitig muss die Finanzierung und die Kostenerstat-
tung strategischer Netzausbauprojekte unter Anwendung innovativer Konzepte
klarer geregelt werden.
• Für eine verstärkte Einbindung lokaler Akteure ist eine verbesserte Kommunikati-
on der regionalen und zentralen Aspekte eines zukünftigen Energiesystems vor
Ort unerlässlich.
Bündnis 90/Die Grünen favorisieren die Schaffung einer unabhängigen Netzgesell-
schaft unter Beteiligung der öffentlichen Hand. Durch eine solche Maßnahme werden
viele der genannten Handlungsmaßnahmen obsolet oder deutlich vereinfacht.
Gleichzeitig würde dadurch die systematischen Interessenskonflikte vertikal integrier-
ter Netzbetreiber aufgelöst. Daher erscheint eine Überführung der Übertragungsnetze
in eine unabhängige Netzgesellschaft als eine vielversprechende Möglichkeit, den
notwendigen Transformationsprozess des Elektrizitätssystems zu gewährleisten.
Gleichzeitig ist zu erwarten, dass ein solches Vorgehen auf erheblichen Widerstand bei
einigen Akteuren führen würde und darüber hinaus unter Umständen neue Herausfor-
derungen, beispielsweise hinsichtlich der Effizienz eines solchen Netzbetreibers,
entstehen könnten. Diese Politikoption sollte zeitnah vorangetrieben werden, damit die
aktuelle Dynamik, die aus den Verfahren der Kommission und den Verkaufserklärun-
gen von E.On und Vattenfall resultiert, genutzt werden kann.
Zeitschiene
Nachfolgend ist eine mögliche Zeitschiene für die Umsetzung der Konzepte Super Grid
und Smart Grid zusammen mit den zentralen Handlungserfordernissen dargestellt. Es
ist deutlich zu erkennen, dass
• Die Umsetzung des Super Grid Konzeptes vor einem längeren Zeithorizont
stattfinden wird als die Umsetzung des Smart Grid Konzeptes. Dies ist insbeson-
dere dadurch begründet, dass für Super Grids erheblich umfangreichere Infra-
strukturinvestitionen durchzuführen sind.
• Wesentliche Schritte hin zu einer erfolgreichen Transformation des Elektrizitäts-
versorgungssystems bereits heute umgesetzt werden können und auch umgesetzt
werden sollten. Nur so können die Gestaltungsspielräume, die sich aus dem aktu-
ellen Investitionsbedarf auf zahlreichen Ebenen des Versorgungssystems ergeben,
zielführend genutzt werden.
Wird das Ziel der Überführung der Übertragungsnetze in die Hand eines unabhängigen
Netzbetreibers unter mehrheitlicher Beteiligung der öffentlichen Hand angestrebt, ist
auch hier der Spielraum zu nutzen, der aktuell besteht: E.On hat sich zur Veräußerung
der Netze gegenüber der EU verpflichtet, auch Vattenfall hat seine Bereitschaft zu
einem solchen Vorgang deutlich gemacht. Die europäischen Anforderungen an die
Entflechtung von Netz und sonstigen Bereichen lassen einen derartigen Ansatz zu.
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Gleichwohl bestehen erhebliche Vorbehalte in der deutschen Politik und auch bei den
deutschen Netzbetreibern gegen ein solches Vorgehen.
Umsetzung Konzept „Smart Grids“
Umsetzung Konzept
„Smart Grids“
Technologie-entwicklung
Technologie-entwicklung
PilotvorhabenPilotvorhaben
BegleitforschungBegleitforschung
Entwicklung von Betriebskonzepten
Entwicklung von
Betriebskonzepten
Unabhängiger EU-
Regulator
Unabhängiger EU-
Regulator
Modifikation Auftrag BNetzA
Modifikation Auftrag BNetzA
Harmonisierung der
Regulatoren
Harmonisierung der
Regulatoren
Harmonisierte Netzplanung
Harmonisierte Netzplanung
Einheitliche Netzplanung
Einheitliche Netzplanung Umsetzung Konzept
„Super Grids“
Umsetzung Konzept „Super Grids“
Schaffung unabhängiger NetzbetreiberSchaffung unabhängiger Netzbetreiber
Veröffentlichungs-pflichten
Veröffentlichungs-
pflichten
Schnittstellen-standardisierung
Schnittstellen-standardisierung
PilotvorhabenPilotvorhaben
2010 2020 2030 2050Zeit
2040
Abb. 24: Zeitschiene zur Transformation des Elektrizitätsversorgungssystems.
Kosten
Eine zuverlässige Abschätzung der mit den Konzepten Smart Grids und Super Grids
verbundenen Kosten ist nur unter großen Unsicherheiten möglich.
Smart Grids setzen sich immer aus einer Kombination zahlreicher Akteure, technischer
Infrastruktureinrichtungen und innovativen Dienstleistungen zusammen. Die mit dem
Konzept Smart Grids verbundenen Kosten lassen sich daher nicht allgemeingültig
abschätzen, sie hängen stark von den lokalen Gegebenheiten ab. Darüber hinaus sind
bis heute nur einige Pilotprojekte in der Umsetzungsphase, für die die Kosten noch
nicht feststehen. Dies erschwert eine qualifizierte Kostenabschätzung zusätzlich.
Zunächst ist von Anfangsinvestitionen in erheblichem Umfang auszugehen, denen
langfristig zu erwartende Einsparungen gegenüberstehen, die bei zahlreichen Akteuren
anfallen werden.
Mit dem Konzept eines Super Grid Konzeptes sind erhebliche Investitionen verbunden.
Die wesentlichen Kostenfaktoren sind hierbei:
• Leitermaterialien;
• Konverter, insbesondere bei HVDC sowie auf See;
• Verlegearbeiten bei Kabeln, an Land und auf See.
Die konkrete Ausgestaltung und Technologiewahl eines künftigen Super Grids wird
sich erst im Laufe der Umsetzung ergeben. Detaillierte Annahmen zur Anzahl und zum
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Verlauf einzelner Kabeltrassen sind im Rahmen dieses Gutachtens folglich nicht
möglich. Die Einzigartigkeit jedes Projektes verbietet gleichzeitig die Verallgemeine-
rung von Kostendaten aus Einzelvorhaben. Öffentlich zugängliche Preisinformationen
und Studien zu Netzausbaukosten weisen eine Bandbreite von 300 bis 2.000 EUR je
km und MW auf. Ein Super Grid wird also erhebliche Kosten mit sich bringen,
konsistente Kostenabschätzungen sind aufgrund der Bandbreite aber kaum möglich.
Im Rahmen der vorliegenden Studie wurde eine erste Abschätzung der Kosten
einer flächendeckenden Einführung intelligenter Zähler sowie eines Super Grids in
Deutschland getroffen. Durch die Einführung intelligenter Zähler ergeben sich jährliche
Mehrkosten von etwa 0,1 ct/kWh oder 550 Millionen EUR. Die Kosten für ein Super
Grid konnten mit 0,27 ct/kWh oder 1,5 Milliarden EUR jährlich veranschlagt werden.
Für eine Bewertung dieser Kosten ist zu beachten, dass durch die Alterung der
bestehenden Anlagen und den Ausbau der EE auch unabhängig von der nötigen
Transformation des Systems erhebliche Investitionen in die Netzinfrastruktur erforder-
lich werden. Darüber hinaus führt ein adäquater Netzausausbau zu positiven Effekten.
So schätzen beispielsweise Korpas et al. (2008), dass allein durch vermiedene
Engpässe an Kuppelstellen Einsparungen von 0,03 EUR/MWh Stromerzeugungskosten
eingespart würden. Hierbei sind noch keine weiteren Kosten, beispielsweise durch
Engpässe an sich, berücksichtigt. Hier sind weitere erheblich kostensenkende Effekte
zu erwarten, die durch zukünftige Forschungsarbeiten ermittelt werden müssten.
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