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06 | 2019

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Energietransport und

Energietransport und -verteilung GWh 3 000 2 000 1 000 0 -1 000 -2 000 -3 000 -4 000 -5 000 -6 000 Braunkohle -5 207 Trend 2019 3 Erdgas -493 2 374 Kernenergie -373 Öl 3 76 Pumpspeicher trizitätsversorgungssystems durch netzund marktbezogene Maßnahmen (zum Beispiel Regelenergie, Engpassmanagement usw.) beziehungsweise durch den Einsatz von Reservekraftwerken nicht oder nicht rechtzeitig beseitigen, so können Übertragungsnetzbetreiber Stromeinspeisungen und -abnahmen nach § 13 Abs. 2 EnWG anpassen. Nach Angaben der BNetzA [30] kam es zu Anpassungen von Stromeinspeisungen von insgesamt 34,5 GWh (2016: 14,4 GWh). Die abgeregelten Energieträger waren zu rund 68 % Erdgas und zu 32 % Abfall. Anpassungsmaßnahmen sind nach § 13 EnWG Notfallmaßnahmen und erfolgen damit entschädigungslos. Die Bundesregierung plant, ein sogenanntes Klimaschutzgesetz auf den Weg zu bringen. Mit dem Gesetz sollen die Ziele des Klimaschutzplans sowie notwendige Maßnahmen bis zum Jahr 2030 rechtsverbindlich fixiert werden. Dies beinhaltet auch die Festlegung eines Fahrplans für den Ausstieg aus der Kohleverstromung. Ob das Gesetz neben den bereits vielen bestehenden Verordnungen und anderen Gesetzen seine erwartete Wirkung entfalten kann, bleibt abzuwarten. Der von der Bundesnetzagentur (BNetzA) initiierte Bau von Kraftwerken zur Erbringung von Netzstabilität stellt in der langjährigen Geschichte der Stromversorgung ein Novum dar. Er zeigt, dass vom Strommarkt derzeit keinerlei Investitionsanreize zur Absicherung der Netzstabilität gesetzt werden. Am Standort Irsching werden zukünftig vier Kraftwerksblöcke mit unterschiedlichen Versorgungsaufgaben betrieben, die nicht am Strommarkt teilnehmen. Ob die strikte Trennung der Versorgungsaufgaben von Netzstabilität und Reserveaufgaben sinnvoll und kosteneffizient ist, wird derzeit kontrovers diskutiert. Mit der Empfehlung der Kohlekommission, spätestens bis zum Jahr 2038 aus der Kohleverstromung auszusteigen, ist das Ende der Kohleverstromung in Deutschland eingeleitet. Dies bedeutet, dass über 80 Kraftwerksblöcke stillgelegt werden müssen und mehr als ein Drittel der heutigen Stromerzeugung ersetzt werden muss. Die Bundesregierung hat nun die Aufgabe, die Empfehlungen der Kommission in Recht und Gesetz umzusetzen. Darüber hinaus gilt es, mit den Braunkohlekraftwerksbetreibern entsprechende Entschädigungsre - gelungen auszuhandeln beziehungsweise für Steinkohlekraftwerke entsprechende Stilllegungsregelungen zu implementieren. Da der Wegfall der Kohleverstromungsmenge nicht vollständig durch Erneuerbare substituiert werden kann, ist der Bau von Gaskraftwerken notwendig. Derzeit reizt der Markt den Bau von Gaskraftwerken nicht in dem Umfang an, wie er gebraucht wird. Hierdurch dürfte die Diskussion um eine Modifizierung des Strommarktes neu entfacht werden. Der zwischen den EU-Mitgliedsstaaten ausgehandelte Kompromiss zur Gasbinnenmarktrichtlinie ermöglicht erst einmal den Weiterbau der Nord-Stream-2-Pipeline. Wie die BNetzA die vorgeschriebene Entflechtung von Lieferant und Transport umsetzen wird, ist derzeit völlig offen. -41 521 119 Sonstige Speicherwasser 2 -1 760 Steinkohle Bild 9 Verteilung der Kraftwerkseinsätze im Redispatch nach Energieträgern im Jahr 2017 [30]. 2 312 Unbekannt 849 -744 Bedarf an Netzstabilitätsanlagen Gemäß § 13k EnWG sieht die BNetzA die Notwendigkeit des Zubaus neuer Netzstabilitätsanlagen in Süddeutschland in Höhe von 1,2 GW [1; 31]. Sogenannte Netzstabilitätsanlagen dürfen ausschließlich für die Sicherstellung der Netzstabilität eingesetzt werden. Sie dürfen weder am Strommarkt teilnehmen noch Aufgaben von Reservekraftwerken übernehmen. Am 29. Juni 2018 gaben die Übertragungsnetzbetreiber die technologieoffene Ausschreibung besonderer netztechnischer Betriebsmittel (nach § 11 Abs. 3 EnWG) in Höhe von 1 200 MW auf der europäischen Vergabeplattform TED (Tenders Electronic Daily) bekannt. Interessenten hatten in einem ersten Schritt ihre Eignung nachzuweisen und sollten Anlagen sowie Standorte benennen. Die endgültige Zuschlagserteilung soll im April dieses Jahres erfolgen. Die Inbetrieb nahme der Kraftwerke ist ab dem 1. Oktober 2022 vorgesehen. Die ersten beiden Kraftwerksprojekte stehen nunmehr fest. So soll am Kraftwerksstandort Irsching des Unternehmens Uniper ein gasgefeuerter 300-MW-Block gebaut werden. Am Standort Irsching befinden sich derzeit bereits zwei hocheffiziente GuD-Kraftwerksblöcke sowie ein älterer ölbefeuerter Kraftwerksblock. Alle drei Blöcke wurden vom Betreiber zur Stilllegung angezeigt. Sie wurden aber von der BNetzA als systemrelevant eingestuft und dienen als Reservekraftwerke. Ein zweiter Gasturbinenkraftwerksblock wird am Standort Mahrbach in Baden-Württemberg errichtet und von der EnBW betrieben werden. Hierbei handelt es sich um eine mit leichtem Heizöl befeuerte Gasturbine, wobei die bestehende Erdölversorgungsinfrastruktur am Kraftwerksstandort genutzt werden soll. Der Baubeginn soll im Herbst 2020 sein. Netzausbaumaßnahmen entsprechend EnLAG und Bundesbedarfsplan (BBPl) Bereits in den Vorjahren bestand bei den EnLAG-Vorhaben ein erheblicher Zeitverzug, der sich auch im vergangenen Jahr fortsetzte. Die Gesamtlänge der Leitungen aus dem EnLAG (Energieleitungsausbaugesetz) beträgt aktuell 1 800 km und umfasst 22 Ausbauvorhaben. Nach Angaben der BNetzA [32] wurden etwa 1 200 km Leitungslänge genehmigt und hiervon 800 km realisiert, was einem Anteil von etwa 45 % entspricht. Gegenüber dem Vorjahr entspricht dies einem Leitungszubau von etwa 50 km, der deutlich unter dem Vorjahreswert (2017: etwa 100 km) liegt. Rund 20 km Leitungslänge befinden sich nach Angaben der BNetzA [33] in laufenden Raumordnungsverfahren und rund 550 km in Planfeststellungsverfahren. Wie bereits im Vorjahr ist keine der Pilotstrecken für AC-Erdkabel vollständig in Betrieb. Lediglich das Erdkabelprojekt in Raes feld ist derzeit im Testbetrieb. Vor dem Hintergrund der anstehenden Novellierung des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (Nabeg) erfolgte von den Übertragungsnetzbetreibern für den 4. Quartals- 56 BWK Bd. 71 (2019) Nr. 6

Energietransport und -verteilung bericht keine Aktualisierung der Termine für Fertigstellungen beziehungsweise Inbetriebnahmen. Das Bundesbedarfsplangesetz (BBPlG) wurde 2013 erlassen und enthält Netzausbaumaßnahmen, die energiewirtschaftlich notwendig und für einen sicheren Netzbetrieb unerlässlich sind. Das Gesetz ist Grundlage für die weitere Bundesfachplanung und enthält die von der BNetzA bestätigten Vorhaben des Netzentwicklungsplans. Das Gesetz sieht vor, dass eine kontinuierliche Fortschreibung des Bundesbedarfsplans auf der Grundlage der jeweils bestätigten Vorhaben des Netzentwicklungsplans zu erfolgen hat. Die letzte Aktualisierung erfolgte am 31. Dezember 2015. Die Bundesregierung geht davon aus, dass auf der Grundlage des NEP 2030 (Version 2019) eine Anpassung des Bundesbedarfsplans in der zweiten Jahreshälfte 2019 erfolgen wird, vorbehaltlich einer Zustimmung von Bundestag und Bundesrat. Dies bedeutet, dass der aktuelle Bundesbedarfsplan gegenüber dem Vorjahr unverändert ist. Er umfasst nach wie vor 43 Vorhaben, von denen 16 als länderübergreifend oder grenzüberschreitend im Sinne des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes gekennzeichnet sind. Die Gesamtlänge der im BBPlG erfassten Leitungen beträgt aktuell 5 900 km. Es ist davon auszugehen, dass bei Kenntnis der genauen Verläufe sich die tatsächliche Netzlänge von der geplanten Netzlänge unterscheiden wird. Nach Angaben der BNetzA [32] sind 3 050 km im NEP als Netzverstärkung zu verstehen. Etwa 3 600 km Leitungslänge fallen in die Zuständigkeit der BNetzA, wovon sich aktuell 2 750 km in der Bundesfachplanung und 200 km vor dem Planfeststellungsverfahren befinden. Eine Leitungslänge von 2 200 km fällt in die Zuständigkeit der Landesbehörden. Hiervon befanden sich zum Ende des Jahres 2018 etwa 40 km im Raumordnungsverfahren und 1 100 km vor oder im Planfeststellungsverfahren. Die restlichen für die Offshore-Anbindung vorgesehenen Leitungen mit einer Länge von 100 km wurden bereits vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie genehmigt. Von den insgesamt genehmigten Trassenkilometern in Höhe von 600 km wurden bislang 250 km gebaut. Gegenüber dem Vorjahr (2017: 50 km) lag der Zubau BBPl-Vorhaben im vergangenen Jahr mit 100 km doppelt so hoch [32]. Ausgewählte Strom- Infrastrukturprojekte Der geplante NordLink-Interkonnektor verbindet Deutschland (Wilster/Schleswig Holstein) und Norwegen (Vollesfjord) über eine Leitungslänge von 623 km. Die HGÜ- Leitung besteht aus den Abschnitten Vollesfjord – Tonstad (Freileitung: 53 km), Vollesfjord – Büsum (Seekabel: 516 km) sowie Büsum – Wilster (Erdkabel: 54 km). Die Leitungskapazität beträgt 1 400 MW (± 525 kV). Der Interkonnektor schafft eine Verbindung zu Speicherkapazitäten im Ausland und ermöglicht es, Engpässen im deutschen Übertragungsnetz von Nordnach Süddeutschland entgegenzuwirken. Die technische Konzeption ermöglicht ebenfalls, den Stromfluss auch in Richtung Deutschland zu steuern, um in Fällen einer zu geringen Einspeisung in Deutschland handeln zu können. Das Projekt, das auch in der PCI-Liste der Europäischen Kommission (Projects of common interests) gelistet ist, wird zu jeweils 50 % vom norwegischen Übertragungsnetzbetreiber Statnet und der DC Nordseekabel Gmbh & Co. KG getragen. An der DC Nordseekabel halten TenneT und die KfW jeweils 50 % der Anteile. Die Gesamtinvestitionen werden auf 1,5 bis 2 Mrd. € geschätzt. Der Bau des Interkonnektors durch die norwegischen Hoheitsgewässer ist mittlerweile abgeschlossen. Der Bau der Freileitung erfolgt im Laufe dieses Jahres. Mit der Inbetriebnahme der HGÜ-Leitung wird im nächsten Jahr gerechnet [34; 35]. Neuer Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan NEP 2019 bis 2030 Am 15. Juni 2018 genehmigte die Bundesnetzagentur den neuen Szenario - rahmen 2019 bis 2030 [36], der die Grundlage für die Erstellung des neuen Netzentwicklungsplans 2030 (Version 2019) ist. Ein erster Entwurf des NEP [37] wurde am 5. Februar 2019 zur Konsultation veröffentlicht. Der Szenariorahmen dient als wichtige Grundlage zur Aufstellung des Netzentwicklungsplans (NEP) und des Offshore- Flächenentwicklungsplans. Gegenüber der Vorgängerversion [38] ergeben sich für die Version 2019 des Szenariorahmens signifikante Veränderungen, die bei der Netzplanung zu berücksichtigen sind. Die drei unterschiedlichen Szenarien A bis C dienen, unter Berücksichtigung von Entwicklungswahrscheinlichkeiten, der Abbildung einer Bandbreite von zukünftigen Entwicklungen im Stromsektor bis 2030. Gegenüber dem vorherigen Szenariorahmen umfasst der aktuelle Rahmen insgesamt fünf Szenarien. Dabei stellt Szenario A einen konservativen Entwicklungspfad dar, in Szenario C wird ein besonders progressiver Pfad in Bezug auf erneuerbare Energien beschrieben, und Szenario B umfasst einen Mittelweg. Für Szenario B werden zudem die Jahre 2025 und 2035 analysiert. Die installierten Erzeugungsleistungen, der Nettostromverbrauch sowie die prognostizierte Anzahl der Haushaltswärmepumpen und Elektroautos aus dem neuen Szenariorahmen für das Jahr 2030 sind in Tabelle 3 aufgeführt. Als Referenz ist zudem der Status quo aus dem Jahr 2017 dargestellt. In Klammern sind die absoluten Veränderungen gegenüber der letzten Version des Szenariorahmens angegeben. Hierbei fällt auf, dass insbesondere bei den Prognosen zu erneuerbaren Energien ein deutlich schnellerer Ausbau angenommen wird als noch in der Vorgängerversion. Im Fall der Onshore-Windenergie übersteigt die angenommene Leistung von 74,3 GW aus dem konservativen Szenario 2019 sogar deutlich die Leistung aus dem progressiven Szenario 2017, die mit 62,1 GW angegeben war. Insgesamt erhöht sich die erwartete Leistung der Onshore-Windkraftanlagen in den Szenarien um 20,1 bis 23,4 GW. Ein ähnlich starker Anstieg der prognostizierten installierten Leistung ist für die Photovoltaik festzustellen. Je nach Szenario wurde diese um 14,2 bis 27,7 GW nach oben korrigiert. In Summe erhöhen sich die Annahmen bezüglich des Ausbaus regenerativer Erzeugungskapazität um 41,3 GW (auf 180,1 GW) in Szenario A bis 51,5 GW (auf 219,9 GW) in Szenario C. Dem steht ein leichter Rückgang in den Erwartungen der Entwicklung konventioneller Kraftwerkskapazitäten gegenüber. Die Korrekturen belaufen sich auf – 5,4 GW (auf 69,1 GW) in Szenario C bis – 5,9 GW (auf 74,7 GW) in Szenario A. Diese entfallen vor allem auf Steinkohle- und Gaskraftwerke. Hierbei ist anzumerken, dass die Ergebnisse der Kohlekommission noch nicht berücksichtigt sind. Jedoch entsprechen die Annahmen für das Jahr 2030 in Scenario C in etwa den Vorschlägen der Kommission, die für Braunkohlekraftwerke eine Kapazität von maximal 9 GW und für Steinkohlekraftwerke von maximal 8 GW vorsehen [14]. Auf der Nachfrage- beziehungsweise Verbrauchsseite gibt es ebenfalls Veränderungen gegenüber dem Szenariorahmen 2017. Trotz der Annahme, dass die Anzahl an zusätzlichen Verbrauchern zunimmt, liegen die Nettostromverbräuche gegenüber dem vorherigen Szenariorahmen niedriger. Während die Anzahl der Haushaltswärmepumpen in allen Szenarien auf einem konstanten Wert bleibt, steigt die Zahl der erwarteten Elektroautos in den Szenarien B und C deutlich an. In Szenario A bleibt es bei einer Million Elektro-Pkw, in Szenario BWK Bd. 71 (2019) Nr. 6 57

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