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Stromnetze 2020plus

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Nils Brodersen

Dr. Christian Nabe

September 2009

PEGEDE084162 / © Ecofys 2009

Stromnetze 2020plus

Im Auftrag von:

Bundestagsfraktion Bündnis 90/Die Grünen

1/97



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

3/97


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


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

5/97


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


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.

7/97


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.


• 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.

0

100

200

300

400

500

600

2005/06 2020 2030

Str

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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

9/97


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.


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

11/97


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.


Abb. 3: Angestrebte Netzerweiterungsmaßnahmen im deutschen Übertragungsnetz ein-

schließlich Interkonnektoren. Farbgebung deutet unterschiedliche Quellen an,

Größe der Markierungen unterscheidet Ausbau und Neubau von Trassen.

13/97


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


Last-management

KW-Einsatz-planung

Lastfluss-prognosen

Verbrauchs-prognosen

KW-Dispatch


Last-management

HorizontaleKoordination

Abb. 4: Koordinierungsaufgaben im Elektrizitätsversorgungssystem.


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.

15/97


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.


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


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


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.

19/97


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.


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.

21/97


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.


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

23/97


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-


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.

25/97


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


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.

27/97


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.


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


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.


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.

31/97


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/


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-

33/97


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


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-

35/97


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


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.

37/97


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.


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.

39/97


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.


Abb. 13: Potenziale von Offshore Windenergie (oben) und Solarenergie (unten). Quellen:

Risø National Laboratory5 und Center for Global Development (2008).

40/97

5 Verfügbar unter: http://www.windatlas.dk/Europe/oceanmap.html.

41/97


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

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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.


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.

43/97


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.

43/97

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.


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).

45/97


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.


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.

47/97


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.


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.

49/97


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.


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.

51/97


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).


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).

53/97


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.


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

55/97


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


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

56/97

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.

57/97


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


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.

59/97


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.


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.

61/97


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.


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-

63/97


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

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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.


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.

65/97


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.


• 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.

67/97


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-


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

69/97


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.


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-


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


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.

75/97


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.


• 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

77/97


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.


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.


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

81/97


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.


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.


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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