Dieses wird unabhängig durch das Deutsche Forschungsinstitut für öffentliche Verwaltung Speyer (FÖV) erhoben. (externe Internetseite).
Aktuelles und Beteiligung am Netzentwicklungsplan 2035 (2021)
Zusammenfassung des 2. Entwurfs des Netzentwicklungsplans (NEP 2035 (2021))
Die vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) Deutschlands (50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW) haben am 26. April 2021 den zweiten Entwurf des Netzentwicklungsplans (NEP) für den vorgesehenen Ausbau des Stromübertragungsnetzes bis 2035 veröffentlicht. Wie der wiederkehrende Prozess für eine fortlaufend transparente und koordinierte Netzausbauplanung für das deutsche Höchstspannungsnetz funktioniert, erklären wir im Artikel „Mitreden beim Stromnetzausbau“. Technische Begriffe aus diesem Artikel werden unter Definitionen erläutert.1
Die Grundlage für die Ermittlung des Netzausbaubedarfs bis 2035 bildet der im Vorfeld erarbeitete sogenannte Szenariorahmen Strom zum NEP 2035 (Version 2021). Darin treffen die ÜNB in vier verschiedenen Szenarien Annahmen über die künftige Entwicklung der Energieversorgung bis 2035 und 2040. Denn der Ausbau der Windenergie in Ost- und Norddeutschland einerseits und der Rückbau von Atom- und Kohlekraftwerken in West- und Süddeutschland andererseits treiben den Leitungsausbau an. Die letzten Kernkraftwerke werden 2022 abgestellt und bis spätestens 2038 wird der schrittweise Ausstieg aus der Kohleverstromung abgeschlossen sein. Erneuerbare-Energien-Anlagen vor Ort allein können den Ausbaubedarf nicht decken.
Die ÜNB gehen im zweiten Entwurf des NEP 2035 (2021) davon aus, dass der Strombedarf gegenüber heute deutlich steigen wird: Neben der Elektrifizierung des Wärme- und Verkehrssektors wird die Industrie strombasiert dekarbonisiert werden. Die Digitalisierung erfordert außerdem mehr IT-Rechenleistung. Zudem nehmen die ÜNB an, dass der Strom bis 2050 weitestgehend klimaneutral erzeugt werden wird und sie berücksichtigen die klimaschutz- und energiepolitischen Ziele der Europäischen Union und Deutschlands. Die am 24. Juni 2021 vom Bundestag beschlossene Novellierung des Klimaschutzgesetzes ist darin noch nicht enthalten.
Die ÜNB zeigen im NEP 2035 (2021) konkret auf, welche Netzoptimierungs-, Netzverstärkungs- und Netzausbaumaßnahmen die hohe Sicherheit und Zuverlässigkeit des Übertragungsnetzes in Deutschland langfristig gewährleisten können. Im Plan definieren die ÜNB keine konkreten Trassenverläufe, sondern nur Anfangs- und Endpunkte künftiger Leitungsverbindungen. Sie gehen davon aus, dass das Netz gegenüber dem vorhergehenden NEP bis 2030 stärker ausgebaut werden muss. Denn zunehmende Strommengen erhöhen den Transportbedarf. Der Plan berücksichtigt auch Faktoren, die den Netzausbaubedarf reduzieren. Dazu zählen innovative Technologien und Hochtemperaturleiterseile.
In allen vier Szenarien (diese werden auf Basis ihrer Zieljahre und der unterschiedlichen Annahmen als A 2035, B 2035/B 2040 und C 2035 bezeichnet)1 sehen die ÜNB – zusätzlich zu den bereits im aktuell gültigen Bundesbedarfsplangesetz (BBPlG) 2021 vorgesehenen Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen (HGÜ) – Bedarf für eine weitere HGÜ-Leitung mit einer Übertragungskapazität von zwei Gigawatt und einer Länge von ca. 210 Kilometern. Sie soll zwischen der Westküste Schleswig-Holsteins (Heide/West) und Klein Rogahn in Mecklenburg-Vorpommern verlaufen. Daneben definieren sie in den Szenarien B 2035 und C 2035 eine weitere HGÜ-Verbindung mit zwei Gigawatt als erforderlich. Diese soll Niedersachsen (Rastede) und Hessen (Bürstadt) verbinden.
Im aktuell vorliegenden zweiten Entwurf des NEP 2035 schätzen die ÜNB das Gesamtinvestitionsvolumen für Netzausbaumaßnahmen an Land auf 75 bis 79 Milliarden Euro. Darin sind rund 39 Milliarden Euro für das „Startnetz” enthalten. Dazu gehören die Maßnahmen, die sich bereits in Planung und Bau befinden. Hinzu kommt das „Zubaunetz“ mit einer Länge von 5.595 bis 6.245 Kilometern: Das Zubaunetz ist Gegenstand des Beteiligungsverfahrens. Beim Zubaubedarf des Offshore-Netzes mit einer Länge von 3.210 bis 3.860 Kilometern schätzen die ÜNB das Investitionsvolumen bis 2035 auf 33 bis 38,5 Milliarden Euro.
Nächste Schritte
Basierend auf den Annahmen des Szenariorahmens haben die ÜNB im NEP 2035 also den konkreten Bedarf für neue Netzausbauvorhaben ermittelt. Im weiteren Verlauf des Prozesses, in den erneut die Öffentlichkeit eingebunden wird, wird der NEP konkretisiert, bevor er von der BNetzA bestätigt wird. Welche dieser Vorhaben für eine langfristig sichere Versorgung dann tatsächlich realisiert werden, legen erst die nächste Novelle des BBPlG und die dazu notwendigen Beschlüsse von Bundesrat und Bundestag genau fest.
Abbildung 1 beschreibt den gesamten Ablauf von der Erstellung des Szenariorahmens über die Erstellung des Netzentwicklungsplans bis hin zur Festschreibung der geplanten Leitungsausbauvorhaben im Bundesbedarfsplangesetz. Dieser Prozess wiederholt sich alle zwei Jahre.
Abbildung 1: Der Gesamtprozess
BürgerInnen können sich aktiv einbringen
BürgerInnen konnten den ersten Entwurf des NEP bis Anfang März 2021 kommentieren. Viele der eingegangenen Stellungnahmen betonten, wie wichtig es ist, die Pariser Klimaschutzziele zu erreichen. Auf Basis dieser Kommentare erstellten die ÜNB den zweiten Entwurf des NEP, den sie Ende April 2021 an die BNetzA zur Prüfung übergaben. Auch hier können BürgerInnen sich wieder aktiv einbringen, indem sie ihre Hinweise im Zuge der öffentlichen Konsultation postalisch oder digital an die BNetzA übermitteln. Die Konsultation wird voraussichtlich noch in der zweiten Jahreshälfte 2021 stattfinden. Die BNetzA prüft alle eingegangenen Anmerkungen sowie den Entwurf des NEP ausführlich. Aufgrund der Vielzahl der Anmerkungen, die sie im Zuge der Konsultationen erhält, kann die BNetzA die Stellungnahmen nicht individuell beantworten. Mit einer Bestätigung des NEP durch die BNetzA für den Stromübertragungsnetzausbau bis 2035 ist bis Ende 2021 zu rechnen.2
1Definitionen
Grundlagen der Stromübertragung
Es gibt zwei Varianten des elektrischen Stromflusses: Gleichstrom und Wechselstrom. Elektrischer Stromfluss liegt vor, wenn Ladungsträger (Elektronen, Protonen, Ionen) eine gerichtete Bewegung ausführen. Bleibt die Bewegungsrichtung über die Zeit konstant, spricht man von Gleichstrom. Ändert sich die Bewegungsrichtung periodisch, handelt es sich um Wechselstrom.
Elektrische Energie wird in Kraftwerken fast immer durch Synchron-Generatoren als Dreiphasenwechselstrom der Frequenz 50 Hz oder 60 Hz erzeugt. Daher ist das deutsche Stromnetz hauptsächlich ein Wechselstromnetz auch bekannt als Drehstromnetz. Die Übertragung großer Leistung (ab etwa 1 GW) über größere Entfernungen (über 100 km) unter Nutzung ökonomischer und technisch handhabbarer Leitungsdurchmesser erzwingt hohe elektrische Spannungen. Die Hochspannung wird hierzu mit sehr gutem Wirkungsgrad durch Leistungstransformatoren erzeugt und am Ende der Stromleitungen in Umspannwerken auf niedrigere Spannungen (z. B. 110 kV bis 20 kV) heruntertransformiert.
Eine der Voraussetzungen für diese Übertragung mit Wechselströmen ist jedoch, dass die Kapazität sowohl zwischen den Leitungen als auch zum Erdpotential ausreichend klein bleibt, um die Blindleistung gering zu halten. Bei Freileitungen wird dies durch entsprechende Abstände erreicht, bei Erd- oder Seekabeln erlaubt deren kapazitiver Belag jedoch keinen wirtschaftlichen Betrieb mit Wechselspannung bei Längen von mehr als einigen 10 Kilometern. In diesem Fall bringt die Übertragung mit Gleichstrom Vorteile, weil sich hierbei der Leitungsverlust allein auf den Ohmschen Widerstand des Wirkstroms beschränkt. [3]
Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ)
Die HGÜ ist ein Verfahren der Energieübertragung durch Gleichstrom mit hoher Spannung.
Da die die neuen Übertragungsleitungen von Nord- nach Süd- und Westdeutschland erstmals sehr lange Strecken überwinden müssen, planen die ÜNB diese als HGÜ. Denn die Stromverluste bei der Übertragung auf langen Distanzen sind geringer als bei Hochspannungs-Drehstrom-Übertragungs-(HDÜ)-Leitungen, die in Deutschland bislang überwiegend für den Stromtransport eingesetzt wurden. Zudem bringen die HGÜ-Leitungen Vorteile für die Netzführung und die Versorgungssicherheit. Gleichstromleitungen lassen sich verglichen mit Wechselstromleitungen besser steuern und regeln. Denn hier kann die Netzführung die Richtung des Stromflusses steuern, um Netzengpässe zu vermeiden. Im Wechselstromnetz ist oft die physikalische Eigenschaft des Wechselstroms, sich immer den Weg des geringsten Widerstands zu suchen, für Netzüberlastungen verantwortlich. Beim Gleichstrom hingegen können die Leistungsflüsse gesteuert werden.
Zur Einbindung der HGÜ-Technik ins deutsche Stromnetz werden allerdings am Anfangs- und Endpunkt der Trasse sogenannte Konverter benötigt, um den Gleichstrom wieder in Wechselstrom umzuwandeln. Diese sind teuer und haben ebenfalls Verluste. Deshalb ist die HGÜ-Technik nur dann am wirtschaftlichsten, wenn Strom über weite Entfernungen transportiert wird. Deshalb wird sie bislang nur auf langen Strecken eingesetzt. [3]
Wechselstrom
Elektrische Energie wird in Kraftwerken fast immer durch Synchron-Generatoren als Dreiphasenwechselstrom der Frequenz 50 Hz oder 60 Hz erzeugt. Daher wird in Deutschland hauptsächlich Wechselstrom für die Verteilung benutzt.
Um Verluste zu vermeiden, werden für den Stromtransport über weitere Entfernungen hohe Spannungen verwendet. Die Kopplung mit den Verteilnetzen erfolgt über regionale Umspannwerke, wodurch ein insgesamt vermaschtes Netz entsteht; ein Wechsel der Spannungsebenen, z. B. von 380 auf 110 Kilovolt, ist in einem Wechselstromnetz über Transformatoren vergleichsweise leicht möglich. Wechselstrom ändert innerhalb einer Sekunde einhundert Mal die Fließrichtung. Dies ergibt eine Frequenz von 50 Hertz. Hinsichtlich der konkreten Ausführung im „normalen“ Stromnetz spricht man umgangssprachlich auch von Drehstrom (technisch zumeist Dreiphasenwechselstrom). Die Übertragungsleitungen mit Wechselstrom werden deshalb als Hochspannungs-Drehstrom-Leitungen bezeichnet. [3]
Szenarien des Netzentwicklungsplans 2035 (2021)
Szenario Abeschreibt eine Transformation des Stromsektors. Darin spielen die Sektorenkopplung (stromgetriebene Anwendungen wie Elektroautos, Wärmepumpen und Power-to-Gas-Anlagen) und das stromnetzorientierte Einsatzverhalten von ErzeugerInnen und VerbraucherInnen nur eine untergeordnete Rolle. Der Stromsektor trägt in diesem Szenario mäßig zur Dekarbonisierung der anderen Sektoren bei. Dennoch liegt der Bruttostromverbrauch über dem heutigen Niveau. In diesem Szenario ist der Kohleausstieg im Jahr 2035 noch nicht vollständig abgeschlossen, sodass noch knapp 8 GW Energie aus Braunkohlekraftwerken im Erzeugungsmix enthalten sind.
Szenario B beschreibt eine Transformation des Stromsektors, in der die Sektorenkopplung und das stromnetzorientierte Einsatzverhalten von ErzeugerInnen und VerbraucherInnen eine relevante Rolle spielen. Auch die zunehmende Elektrifizierung von Industrieprozessen führt zu einem gegenüber heute deutlich steigenden Stromverbrauch. Der Kohleausstieg wird im Szenario B bereits bis 2035 als vollzogen angenommen.
Szenario C beschreibt eine Transformation des Stromsektors, in der die Sektorenkopplung und das stromnetzorientierte Einsatzverhalten von ErzeugerInnen und VerbraucherInnen eine entscheidende Rolle spielen. Der Stromverbrauch steigt hier auf Basis aller Annahmen deutlich an.
Da durch den Zubau von Offshore-Windenergieanlagen in der Nordsee zusätzliche Netzbelastungen im Übertragungsnetz zu erwarten sind, wird der Zubau von Onshore-Windenergieanlagen im Nordwesten verlangsamt. Dies vermehrt das Flächenpotenzial im Süden und Nordosten. Auch in diesem Szenario gehen die ÜNB von einem Kohleausstieg bis spätestens 2035 aus. [4]
