Fragen und Antworten

Sie benötigen weitere Informationen zum Thema Stromnetzausbau? Auf den folgenden Seiten beantworten wir die häufigsten Fragen aus den Bereichen Allgemeines, Umwelt und Technik. Falls Ihr Anliegen noch nicht dabei ist, wenden Sie sich bitte an info@netzausbau.de.

Fragen & Antworten-Symbol. Im Hintergrund Menschen im Gespräch. Foto: Bundesnetzagentur

Bedarfsermittlung 2017-2030

Mit wie viel installierter Windkraftleistung rechnet die Bundesnetzagentur bis 2025 und bis 2030 im Einzugsgebiet des SuedLink?

Ein Einzugsgebiet des SuedLink zu definieren, führt in die Irre. Das Über­tragungs­netz dient als Ganzes dazu, in Deutschland jederzeit und überall einen Ausgleich von Stromverbrauch und -erzeugung zu ermöglichen. Dabei haben erneuerbare Energien Vorrang. Die Funktion von SuedLink besteht nicht nur darin, Strom aus Anlagen in Schleswig-Holstein oder in der Nordsee zu bestimmten Verbrauchern zu bringen. SuedLink beseitigt – im Zusammen­spiel mit anderen HGÜ-Leitungen und dem Wechselstromnetz – in ganz Deutschland Nord-Süd-Engpässe. Wenn der Windstrom aus dem Norden nicht mehr allein durch das bestehende Wechselstromnetz geleitet werden muss, ermöglicht das dann auch Wind­energie­anlagen im südlichen Niedersachsen oder in Brandenburg, den Verbrauchern in ganz Deutschland ihre Erzeugung anzubieten. Daher ist es nicht sinnvoll, den SuedLink isoliert zu betrachten und einem konkreten Einzugsgebiet zuzuordnen.

Im Norden Deutschlands (Schleswig-Holstein, Mecklenburg-Vorpommern, Niedersachsen, Hamburg und Bremen) stehen bereits heute Onshore-Windkraft­anlagen mit fast 20 GW installierter Leistung. Im Jahr 2030 geht die Netz­entwicklungs­planung je nach Szenario von 22 bis 26 GW aus. Diese Anlagen sowie die Offshore-Anlagen in Nord- und Ostsee (mit 15 GW installierter Leistung bis 2030) können über das Übertragungsnetz Strom für ganz Deutschland zur Verfügung stellen – über den SuedLink, über den sogenannten Korridor A, über das auszubauende Wechselstromnetz und auch noch über den SuedOstLink.

Im Jahr 2030 werden allein im Norden mehr als 50 Tera­watt­stunden (TWh) Onshore-Windenergie und 64 TWh Offshore-Windenergie produziert. Im Süden (Bayern und Baden-Württemberg) fehlen hingegen 70 bis 80 TWh. Daraus resultiert ein notwendiger Nord-Süd-Transport, zu dem der SuedLink mit 23 TWh einen maßgeblichen Beitrag leistet.

Die Frage nach einem Einzugsgebiet von SuedLink suggeriert, es ließe sich exakt abgrenzen, welche Strom­erzeugung über den SuedLink abtransportiert würde. Eine solche Abgrenzung ist netztechnisch nicht möglich. Im Gegenteil: Die Über­tragungs­netz­betreiber beginnen sogar durch ihre Ad-Hoc-Maßnahmen, die Flüsse auf den Leitungen bewusst noch stärker vom Produktionsort des Stroms zu entkoppeln und so gleichmäßig auf die vor­handenen und geplanten Leitungen zu verteilen, dass diese möglichst hoch ausgelastet und zusätzliche Neu­bauten vermieden werden.

Eine hohe Auslastung des SuedLink ist jedenfalls schon durch die in Schleswig-Holstein für 2025 zu erwartende Onshore-Winderzeugung in Höhe von über 7 GW und Offshore-Winderzeugung in Höhe von 1,7 bis 2,5 GW gewährleistet sowie durch die Interkonnektoren nach Skandinavien (NordLink, Baltic Cable) mit einer Leistung von zusammen 2 GW. Diese Zahlen der Offshore-Winderzeugung sind abhängig vom Ausgang der zweiten Ausschreibung für Offshore-Windenergie im Jahr 2018.

Welche Windkraftkapazität steht bei einer mehrtägigen kalten Dunkelflaute wirklich zur Verfügung?

Bei völliger Windstille produzieren betroffene Windkraft­anlagen natürlich keinen Strom. Ein solches Phänomen tritt jedoch nicht weitflächig, also auch nicht überall im Norden gleichzeitig auf. Definiert man eine Flaute als eine Windeinspeisung von weniger als fünf Prozent der installierten Kapazität und berücksichtigt man nur Stunden ohne Photovoltaik-Einspeisung im Norden, bleiben 48 Winterstunden des Jahres, in denen von einer kalten Dunkelflaute gesprochen werden kann.

Über den Lauf des gesamten Jahres mit 8.760 Stunden betrachtet ergeben sich jedoch erhebliche Mengen an Strom aus Windkraft, für deren Transport es eines gut ausgebauten Übertragungsnetzes bedarf. In mehr als der Hälfte der Stunden kommt es beispielsweise zu einer Windeinspeisung mehr als 10 GW im Norden, für die geeignete Leitungen erforderlich sind.

Wie viel elektrische Arbeit wird bei einer mehrtägigen kalten Dunkelflaute im Norden benötigt?

Die benötigte Energie im Norden hängt in erster Linie von der jeweils zu deckenden Last ab, also der Nachfrage nach Strom. Diese schwankt wiederum mit den herrschenden Wetterverhältnissen. Aus der Last abzüglich aller erneuer­barer Einspeisungen ergibt sich die sogenannte Residual­last, die durch konventionelle Kraftwerke oder durch Energiebezug aus benachbarten Gebieten gedeckt werden muss. Im Falle einer kalten Dunkelflaute im Norden ergibt sich dort eine maximal zu deckende 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).

An wie vielen Stunden könnten die für SuedLink geplanten vier Gigawatt tatsächlich über die Leitung fließen? An wie vielen Stunden wäre es Windkraftstrom?

Die Jahresrechnungen zum Netzentwicklungsplan 2030 zeigen, dass beide Maßnahmen des SuedLinks, also Vorhaben 3 und 4, in allen untersuchten Szenarien in einem Drittel aller Stunden eines Jahres mit zusammen vier Gigawatt voll ausgelastet sind. Hinzu kommen viele weitere Stunden mit immer noch hoher Auslastung. In all diesen Stunden würde je nach Angebot auch Strom aus Wind­energie­anlagen über den SuedLink in den Süden Deutschlands fließen.

Welche Stromleitungskapazitäten (380 kV und 220 kV) gibt es von Hessen und Thüringen nach Bayern?

Die im Startnetz enthaltenen Leitungen von Hessen und Thüringen nach Bayern haben zusammen eine thermische Kapazität von mehr als zwölf Gigawatt. Die thermische Kapazität steht dem Netz jedoch nie voll für den Trans­port zur Verfügung. Denn das Netz muss jederzeit Ausfälle von Betriebsmitteln verkraften können. Das bezeichnet man als n-1-Sicherheit. Sollen die Leitungen dieser Sicherheit entsprechen, lassen sich nur fünf bis sechs Gigawatt nach Bayern übertragen. Denn zu welchem Anteil die Summe der thermischen Kapazitäten genutzt werden kann, hängt von der Verteilung der Leistungs­flüsse auf die einzelnen Leitungen ab. Kommt es zu einer Leistungskonzentration auf eine oder wenige Leitungen, können die freien Kapazitäten der übrigen Leitungen nicht ausgenutzt werden. Hinzu kommt, dass nicht immer alle Leitungen an einem gedachten Schnitt durch das Netz Leistung in dieselbe Richtung trans­portieren. So kann es passieren, das jede einzelne Leitung hoch ausgelastet ist, in Summe jedoch nur wenig Leistung in eine Richtung fließt.

Welche Stromleitungskapazitäten gibt es von Österreich nach Bayern?

Die im Startnetz enthaltenen Leitungen von Österreich nach Bayern haben zusammen eine thermische Kapazität von mehr als sechs Gigawatt (GW). Die thermische Kapazität steht dem Netz jedoch nie voll für den Trans­port zur Ver­fügung. Denn das Netz muss jederzeit Aus­fälle von Betriebsmitteln verkraften können. Erst nach Durchführung entsprechender Ausfallrechnungen und Lastfluss­simulationen kann man die praktisch nutzbare Kapazität von Leitungen bestimmen.

Vor diesem Hintergrund ist zwischen Deutschland und Österreich eine Engpass­bewirtschaftung vereinbart, nach der insgesamt 4,9 GW Austauschkapazität von Deutsch­land nach Österreich zur Verfügung stehen müssen. Diese 4,9 GW resultieren nicht nur aus den bayerischen, sondern auch aus den baden-württem­bergischen Ver­bindungen nach Österreich. Deutschland und Österreich haben sich auf diese Handelskapazität auf Basis ein­gehender Berechnungen verständigt, die darlegen, wie leistungsfähig das vermaschte Netz in den Grenzregionen ist.

Wie groß sind die sicher verfügbaren Strom-Erzeugungskapazitäten in Bayern?

Im Jahr 2016 sind es noch 11,9 Gigawatt (GW) installierte Leistung, Kernkraftwerke eingeschlossen. Für das Jahr 2030 geht die Bundesnetzagentur von folgenden sicher verfügbaren Kapazitäten aus: 6,6 GW im Szenario A 2030, 9,2 GW im Szenario B 2030 und 9,1 GW im Szenario C 2030. Der im Juni 2016 veröffentlichte Abschluss­bericht des Energiedialogs Bayern ging für das Jahr 2023, also nach Abschaltung des letzten Kernkraftwerks, von einer gesicherten Leistung von 6 bis 8 GW aus.

Weiterführende Informationen:

Szenariorahmen 2017-2030

Von welcher Lebensdauer geht die Bundesnetzagentur bei der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) aus, die für manche Vorhaben geplant ist?

Für Erdkabel-Komponenten ist nach heutigen Erkenntnissen von einer Lebensdauer von etwa 40 Jahren auszugehen. Bei Freileitungs­abschnitten werden aufgrund der gesetzlichen Vorgaben in der Stromnetz­entgelt­verordnung Ab­schreibungs­dauern von 40 bis 50 Jahren angesetzt. Bei guter Wartung und Pflege kann eine Freileitung aber auch bis zu 80 Jahre halten.

Verstopfen Atom- und Kohlekraftwerke die Stromnetze, sodass Windräder abgeschaltet werden müssen? Wenn ja, was unternimmt die Bundesnetzagentur dagegen?

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

Erneuerbare-Energien-Anlagen dürfen im Falle von Netz­engpässen nur dann ab­geregelt werden, wenn zuvor alle konventionellen Anlagen heruntergefahren wurden. Allerdings gilt dies natürlich nur dann, wenn die abzu­regelnden Anlagen überhaupt einen entsprechenden Einfluss auf den Netzengpass haben. Ein konventionelles Kraftwerk abzuregeln, ohne dass dadurch die Menge des trans­portierbaren erneuerbaren Stroms steigt, ergäbe keinen Sinn.

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 zumindest hinsichtlich des so­genannten KWK-Stroms einen mit den Erneuerbare-Energien-Anlagen gleichrangig gestellten gesetzlichen Einspeisevorrang.

Der Abschaltung von Windkraftanlagen kann man letzten Endes nur entgegen­wirken, indem man sie durch aus­reichend ausgebaute Stromnetze in die Energie­versorgung integriert.

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

Warum werden die Kosten der Stromleitungen nicht entfernungsabhängig auf den Börsenpreis aufgeschlagen?

In Deutschland sind Netzentgelte für Stromnetze traditionell ausschließlich von Letztverbrauchern zu entrichten. Die Stromeinspeisung ist netzentgeltfrei. Diese eingespielte Praxis wird in der öffentlichen und fachlichen Diskussion inzwischen infrage gestellt. Auch Einspeiser sollten sich demnach an der Finanzierung der Netzkosten beteiligen. Die sich dabei stellenden Fragen sind jedoch höchst komplex und vielgestaltig. Sie gehen weit über die Frage der Verursachungsgerechtigkeit hinaus. Und schon diese ist nicht mit einer Entfernungs­abhängigkeit gleichzusetzen. Über welche Entfernung der Strom durchgeleitet wird, spielt seit der Liberalisierung des Strommarkts in den Neunzigerjahren keine Rolle mehr. Kein Stromkunde ist heute mehr vom örtlichen Stromlieferanten abhängig. Jeder kann sich frei ent­scheiden, von wem er Energie beziehen möchte, ohne dass die Höhe seines zu leistenden Netzentgelts hiervon beeinflusst wird. Dies war entscheidend für das Entstehen eines Wettbewerbs auf dem Strommarkt. Ohne die damit verbundene Anbieter­vielfalt lägen die Strompreise mit Sicherheit deutlich über dem heutigen Niveau.

Mit dem heutigen entfernungs­unabhängigen Netz­nutzungs­entgelt werden beim jeweiligen Netzbetreiber die Nutzung der Spannungsebene, an die der Netznutzer angeschlossen ist, und aller überlagerten Spannungs­ebenen abgegolten. Damit erhalten alle Netznutzer Zugang zum gesamten Netz und sie müssen lediglich einen Netznutzungsvertrag mit denjenigen Elektrizitäts­versorgungs­unternehmen ab­schließen, aus deren Netzen Elektrizität entnommen wird. Die genaue Herkunft des Stroms, die sich nicht aus den Handelsgeschäften, sondern physikalisch ergibt, kann per se nicht mehr nach­vollzogen werden. Ein entfernungs­abhängiges Entgelt müsste daher über eine willkürliche Zurechnung von Transport­entfernungen künst­lich definiert werden. Die (Wieder-)Einführung von entfernungs­abhängigen Netz­entgelten wäre in einem eng vermaschten Netz kaum noch realisierbar. Jedenfalls bedürfte es dazu einer Änderung der gesetzlichen Regelungen.

Auch Verbraucher mit dezentraler Stromerzeugung profitieren vom vermaschten Übertragungs- und Verteilernetz. Denn selbst wenn es diesen Verbrauchern gelingt, sich durch vorhandene dezentrale Erzeugung vorübergehend vom überregionalen Stromnetz zu lösen, steht dieses im Bedarfsfall und bei Störungen stets als Rück­fall­position voll zur Verfügung.

Müssen die Kosten der Stromleitungsnetze nicht hauptsächlich die Geringverbraucher tragen statt die Großverbraucher?

Stromnetze dienen allen Verbrauchern und werden grund­sätzlich von allen Netz­nutzern getragen. Richtig ist, dass der Gesetzgeber für Großverbraucher ver­schiedene Erleichterungen geschaffen hat, um ihre Wettbewerbs­fähigkeit und die daraus folgende Wert­schöpfung zu erhalten. Über alle Netzebenen hinweg ist die Verteilung der zu zahlenden Netzentgelte aber längst nicht so einseitig, wie manchmal unterstellt wird. Knapp zwei Drittel aller Netzkosten werden von Netznutzern mit Leistungsmessung getragen, die einen Verbrauch von mehr als 100.000 kWh pro Jahr aufweisen. Das restliche Drittel wird von nahezu allen Haushalts- und Millionen von Gewerbekunden getragen, die in der Nieder­spannungs­ebene angeschlossen sind und bei denen aufgrund ihres geringen Verbrauchs (weniger als 100.000 kWh pro Jahr) keine Leistungsmessung erfolgt.