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    Auf den folgenden Seiten beantworten wir die häufigsten Fragen zum Stromnetzausbau. Ihre Frage ist nicht dabei? Wenden Sie sich an info@netzausbau.de.

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    Netzausbaubedarf

    Es gib mehrere Gründe für den Netzausbau. Einerseits gibt es immer mehr erneuerbare Energien. Vor allem große Windparks stehen im Norden Deutschlands, die größten Verbraucher befinden sich aber in der Mitte und im Süden des Landes. Um die großen Energiemengen transportieren zu können, benötigt das Netz neue Leitungen. Denn beim Umstieg auf erneuerbare Energien soll das Stromnetz weiterhin so sicher bleiben wie bisher. Außerdem ist Deutschland keine Insel. In Europa gibt es einen regen Handel mit Strom - auch über Ländergrenzen hinaus. Das sorgt für niedrigere Preise. Außerdem kann der europäische Strom-Binnenmarkt die Versorgungssicherheit erhöhen.

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    Ausbaubedarf

    Das Energiewirtschaftsgesetz schreibt ein mehrstufiges Verfahren vor, um den künftigen Bedarf an Höchstspannungsleitungen zu ermitteln. Es beginnt alle zwei Jahre mit dem sogenannten Szenariorahmen. Er bildet in mindestens drei Szenarien die Bandbreite wahrscheinlicher Entwicklungen für ein Zieljahr in zehn bis 15 Jahren ab. Der Szenariorahmen dient als Grundlage für den Netzentwicklungsplan (NEP). Der NEP enthält die Ausbaumaßnahmen, die für einen sicheren und zuverlässigen Betrieb des Höchstspannungsstromnetzes erforderlich sind. Die Ermittlung dieser Maßnahmen erfolgt nach dem sogenannten NOVA-Prinzip. Es kommen festgelegte Prüfkriterien zum Einsatz und es werden Berechnungen mittels eines Simulationsprogrammes durchgeführt.

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    Ausbaubedarf

    Dafür müsste die Stromerzeugung mit dem -verbrauch zusammenfallen - zeitlich und räumlich. Alternativ müssten Speicher vor Ort für einen Ausgleich sorgen. Ein solches Modell erscheint in einigen kleinen Gemeinden realistisch. Diese haben oft keine Industrie oder größere Gewerbegebiete mit besonders hohem Stromverbrauch. Private Haushalte tragen zum Beispiel mit Photovoltaikanlagen viel zu einer dezentralen Stromerzeugung bei.

    Die Industrie und Ballungszentren brauchen aber viel mehr Strom. Diesen Bedarf können dezentrale Stromerzeugungsanlagen und Speicher auf absehbare Zeit nicht decken. Speichermöglichkeiten sind noch nicht wettbewerbsfähig. Dezentral versorgte Regionen benötigen daher konventionelle Reservekraftwerke. Diese müssten subventioniert werden und würden zusätzliches CO2 verursachen.

    Wie sieht das in der Praxis aus? Eine Metropolregion mit 3,5 Millionen Einwohnern bräuchte 3.000 Windräder der 3-Megawatt-Klasse. Damit könnte sie ihren Energiebedarf decken - rund 19 Terawattstunden (TWh) pro Jahr. Bei einer dreiwöchigen Flaute ergäbe sich im Jahresmittel ein Speicherbedarf von 1,1 TWh. Zum Vergleich: Das ist so viel wie 58 Millionen Elektroautos oder 130 große Pumpspeicherkraftwerke speichern können. Das Beispiel zeigt: Typische Ballungsräume in Deutschland können derzeit nicht ausschließlich dezentral versorgt werden.

    Auch wirtschaftlich ist ein solches Szenario unrealistisch. In einer zugleich dezentralen und verbrauchsnahen Erzeugungsstruktur würden erneuerbare Erzeugungsanlagen nicht an den dafür günstigsten wind- beziehungsweise sonnenreichen Standorten gebaut. Dies würde dazu führen, dass insgesamt wesentlich mehr Flächen gebraucht würden. Daher ist der Ausbau des Stromnetzes die beste Lösung.

    Es ist ein Mythos, dass konventionell erzeugter Strom die Netze verstopft. Richtig ist, dass konventionelle Kraftwerke das Recht haben, ihren Strom am Markt anzubieten. Dieses Recht darf und kann die Bundesnetzagentur nicht beschneiden. Allerdings kommen die konventionellen Anlagen nur dann zum Zuge, wenn sie zu wettbewerbsfähigen Preisen anbieten. Vorrang haben zunächst erneuerbare Energien.

    Erneuerbare-Energien-Anlagen dürfen bei einem Netzengpass nur abgeregelt werden, wenn zuvor alle konventionellen Anlagen mit Einfluss auf den Engpass heruntergefahren wurden.

    In der Praxis kommt es vor, dass Erneuerbare-Energien-Anlagen abgeregelt werden, obwohl noch Stromerzeugung auf Basis fossiler Energieträger betrieben wird. Das kann etwa daran liegen, dass fossil befeuerte Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen Strom einspeisen. Solche Anlagen genießen ebenfalls einen Einspeisevorrang.

    Die Bundesnetzagentur überwacht die Einhaltung dieser Rangfolge. Dazu nutzt sie die regelmäßig vorgelegten Daten der Netzbetreiber über solche Sicherheitsmaßnahmen. Die Bundesnetzagentur wertet die Daten im Rahmen der Quartalsberichte zu den Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen aus und veröffentlicht sie, um größtmögliche Transparenz zu gewährleisten.

    Hinzu kommt, dass zukünftig ohnehin die Einspeisung von konventionellen Energien stetig sinken wird. 2022 geht in Deutschland das letzte Kernkraftwerk vom Netz. Der Kohleausstieg ist beschlossen und soll bis zum Jahr 2038 abgeschlossen sein. Diese Bedingungen fließen in den Netzentwicklungsplan ein. Der Kernenergieausstieg wird seit dem ersten Netzentwicklungsplan im jeweiligen Zieljahr berücksichtigt. Seit dem Netzentwicklungsplan 2019-2030 findet auch der Kohleausstieg Berücksichtigung. Der Bedarf für das auf Basis dieser Eingangsdaten ermittelte zukünftige Übertragungsnetz ergibt sich demnach nicht aus dem Transport von Kern- und Kohleenergie.

    Was es genau kostet, das Übertragungsnetz auszubauen, ist schwer vorherzusagen. Im Netzentwicklungsplan (NEP) schätzen die Netzbetreiber die Kosten regelmäßig für das jeweilige Zieljahr. Als Grundlage nehmen sie Durchschnittskosten für Freileitung- und Erdkabelbau. Diese ergeben zusammen mit den Leitungslängen der bestätigten Maßnahmen eine erste Näherung für die anfallenden Kosten. Nach den Berechnungen im NEP liegen die Kosten für den Netzausbau bei rund 55 Milliarden Euro. Die Summe beinhaltet Maßnahmen für das Startnetz, das Zubaunetz und Anlagen zur Blindleistungskompensation.

    Abhängig von den genauen Trassenverläufen können die tatsächlichen Summen von diesen Angaben abweichen. Das liegt einerseits an der tatsächlichen Länge der Leitungen. Diese steht erst mit dem Planfeststellungs-Beschluss fest. Weiterhin stehen erst mit dem Planfeststellungs-Beschluss die genauen Maststandorte, mögliche Nebenbauwerke und bei Erdkabeln die genaue Verlegeart fest.

    Die Verbraucher zahlen die Kosten über die Netzentgelte. Diese sind Teil des Strompreises. Die Kosten legen die Netzbetreiber für die Nutzungsdauer auf alle Stromverbraucher in Deutschland um. Der Strompreis enthält noch andere Umlagen, Abgaben und Steuern sowie natürlich die Erzeugungskosten. Wie sich der Netzausbau auf den Strompreis auswirkt, lässt sich nicht genau vorhersagen. Auf der einen Seite stehen die oben genannten Kosten. Auf der anderen Seite müssen die Netzbetreiber durch Netzausbau wesentlich seltener das sogenannte Einspeisemanagement und Redispatch anwenden. Dieses ist notwendig, wenn das Netz nicht die gesamte Energie übertragen kann. Nachteil: Er ist teuer. Der Netzausbau trägt dazu bei, die Kosten für Einspeisemanagement und Redispatch zu verringern.

    Über welche Entfernung der Strom zum Verbraucher kommt, spielt seit der Liberalisierung des Strommarkts keine Rolle mehr. Kein Stromkunde ist heute vom örtlichen Stromlieferanten abhängig. Jeder kann sich frei entscheiden, von wem er Strom beziehen möchte. Das Netzentgelt ist unabhängig von dieser Wahl. Das war entscheidend für den Wettbewerb auf dem Strommarkt. Anbieter können ihre Dienstleitung in ganz Deutschland anbieten. Ohne diese Anbietervielfalt lägen die Strompreise deutlich über dem heutigen Niveau.

    Mit dem Netzentgelt erhalten die Nutzer Zugang zum Stromnetz. Sie müssen lediglich einen Vertrag mit den Betreibern von Netzen abschließen, an die sie angeschlossen sind. Physikalisch lässt sich nicht nachvollziehen, wo der Storm herkommt. Ein entfernungsabhängiges Entgelt müsste daher über eine willkürliche Zurechnung von Transportentfernungen definiert werden. Die (Wieder-)Einführung von entfernungsabhängigen Netzentgelten wäre in den eng vermaschten deutschen Stromnetzen kaum noch realisierbar. Jedenfalls bedürfte es dazu einer Änderung der gesetzlichen Regelungen.

    Stromnetze dienen allen Verbrauchern. Die Kosten tragen daher grundsätzlich alle Netznutzer. Es lässt sich trotz aller Unterschiede zwischen verschiedenen Nutzergruppen sagen, dass Großverbraucher in vielen Fällen an höhere Spannungsebenen angeschlossen sind. Anders als bei Haushalten und Gewerbekunden, die typischerweise in niedrigeren Spannungsebenen angeschlossen sind. Dadurch entstehen seltener Kosten für die Anbindung an die unteren Stromebenen. Daher tragen Großkunden in diesem Fall nur die Kosten der oberen Ebene.

    Zu erwähnen bleibt, dass der Gesetzgeber Netzentgeltreduktionen unter gewissen Voraussetzungen vorgesehen hat, von denen gerade auch Großverbraucher profitieren.

    Bei völliger Windstille produzieren Windenergieanlagen keinen Strom. Windstille tritt jedoch nicht weitflächig auf – also auch nicht überall im Norden gleichzeitig. Ein mögliches Szenario wäre, dass Windenergieanlagen weniger als fünf Prozent ihrer Leistung einspeisen. Wenn dies auf eine Zeit trifft, in der im Norden auch keine Photovoltaik-Anlagen einspeisen, bleiben 48 Winterstunden im Jahr. Hier lässt sich von einer kalten Dunkelflaute sprechen.

    Das Jahr hat aber 8.760 Stunden. Es ergeben sich viele Stunden, in denen Strom aus Windkraft in den Süden der Republik transportiert werden muss. Hierfür brauchen wir ein gut ausgebautes Übertragungsnetz. In mehr als der Hälfte der Stunden kommt es zu einer Windeinspeisung von mehr als 10 GW im Norden. Diese muss das Netz über große Leitungen zu den Verbrauchern transportieren.

    Die benötigte Energie im Norden hängt von der Nachfrage nach Strom ab. Diese schwankt mit den herrschenden Wetterverhältnissen. Die Last abzüglich aller erneuerbarer Einspeisungen ergibt die sogenannte Residuallast, die konventionelle Kraftwerke oder Stromimporte decken. Im Falle einer kalten Dunkelflaute im Norden ergibt sich dort eine maximale Residuallast von etwa 7,2 GW. In 48 Stunden Dunkelflaute im Jahr ergäben sich etwa 220 GWh zu deckende Arbeit. Zum Vergleich: Der Gesamtjahresverbrauch im Norden liegt im zweistelligen Terawattstunden-Bereich (1 TWh = 1.000 GWh).

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