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Timestamp: 2020-06-02 16:07:43+00:00

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Stromnetze für 65 Prozent Erneuerbare bis 2030 / Litz, Philipp - intranda GmbH
Stromnetze für 65 Prozent Erneuerbare bis 2030 / Litz, Philipp
Litz, Philipp
Ropenus, Stephanie
Stromnetze für 65 Prozent Erneuerbare bis 2030 : zwölf Maßnahmen für den synchronen Ausbau von Netzen und Erneuerbaren Energien / erstellt von Agora Energiewende ; Autoren Philipp Litz, Dr. Stephanie Ropenus, Dr. Gerd Rosenkranz
Berlin: Agora Energiewende, Juli 2018
1 Online-Ressource (64 Seiten)
Datum des Herunterladens: 19.11.2018
urn:nbn:de:kobv:109-1-15358100
Strom­netze für
­Erneuerbare bis 2030
Zwölf Maßnahmen für den synchronen Ausbau
von Netzen und Erneuerbaren Energien
Strom­netze für 65 Prozent E
­ rneuerbare
Anna-Louisa-Karsch-Straße 2 | 10178 Berlin
T +49 (0)30 700 14 35-000
F +49 (0)30 700 14 35-129
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Titel: photocase.de/Stefan Pütz-Cordes
Agora Energiewende (2018): Strom­netze für
65 Prozent E
­ rneuerbare bis 2030. Zwölf Maßnahmen für den synchronen Ausbau von Netzen und
die seit Frühjahr 2018 amtierende Bundesregierung
will die Erneuerbaren Energien weiterhin zielstrebig,
effizient, netzsynchron und zunehmend marktorientiert ausbauen. Unter dieser Voraussetzung soll sich
deren Beitrag zur Deckung unseres Strombedarfs bis
2030 auf etwa 65 Prozent erhöhen und damit gegenüber heute fast verdoppeln.
Was bedeuten 65 Prozent Erneuerbare Energien
im Stromsektor bis 2030 für den Ausbaubedarf der
zentralen Technologien Photovoltaik, Onshore- und
Offshore-Windkraft? Und: Welcher jährliche Zubau
der einzelnen Technologien muss zugrunde gelegt
werden, damit das Ziel zuverlässig eingehalten werden kann? Das ist der erste Fragenkomplex, dem sich
dieses Impulspapier widmet.
Der zweite befasst sich mit einem Bündel kurz- und
mittelfristig wirksamer Maßnahmen, die angesichts
des aktuell verzögerten Ausbaus der Stromnetze helfen können, mehr Strom aus Erneuerbaren Energien
in ein modernisiertes Bestandsnetz zu integrieren,
ohne die Versorgungssicherheit zu gefährden. Im
Kern geht es dabei um teils bereits eingeführte, teils
vor der Anwendungsreife stehende Technologien, die
eine höhere Auslastung des Bestandsnetzes erlauben. Die vorgestellten Maßnahmen wirken einerseits
als Brücke, bis der bereits beschlossene Ausbau der
Stromnetze abgeschlossen ist; andererseits treffen sie
Vorsorge für den Zubau der Erneuerbaren Energien
über 2030 hinaus.
Direktor Agora Energiewende
Das 65-Prozent-Ziel der Bundesregierung zum Ausbau Erneuerbarer Energien erfordert fast
400 Terawattstunden Strom aus den sauberen Quellen im Jahr 2030. Dafür müssen jährlich mindestens fünf Gigawatt Photovoltaikleistung und vier Gigawatt Onshore-Windkraft neu installiert werden. Für die Photovoltaik bedeutet dies eine Verdoppelung des Zubaus, für Onshore-Windkraft das
Halten des hohen Niveaus der letzten Jahre. Bei Offshore-Windkraft muss das Ausbauziel für 2030
von 15 Gigawatt auf 20 Gigawatt angehoben werden, gleichbedeutend mit einer Wiederannäherung
an die Offshore-Ausbauziele früherer Bundesregierungen.
Bei Umsetzung eines Zwölf-Punkte-Programms zur Netzmodernsierung kann das deutsche Stromnetz bis 2030 etwa 65 Prozent Erneuerbare Energien aufnehmen. Eine Kombination aus technischen Neuerungen, Regionalsteuerung beim Zubau der Erzeugungsanlagen und intelligenter Verteilung der Stromflüsse erlaubt eine gegenüber heute wesentlich höhere Auslastung bestehender
Bis 2030 wird das bestehende Stromnetz vom heutigen „Handbetrieb“ auf einen zunehmend automatisierten Netzbetrieb umgestellt. Der schrittweise Übergang Richtung Netzsteuerung in Echtzeit
erlaubt ebenfalls eine bessere Auslastung vorhandener Netze, ohne Einschnitte bei der Netzsicherheit in Kauf nehmen zu müssen. Die zunehmende Digitalisierung ebnet hierfür den Weg.
Die im Bundesbedarfsplangesetz (BBPlG) geplanten Gleichstromautobahnen (HGÜ) sollten so
dimensioniert werden, dass weitere Großprojekte weder bis 2030 noch danach bis zur Vollendung
der Energiewende erforderlich werden. Dies bedeutet entweder eine Aufstockung der Übertragungsleistung der geplanten Trassen oder die Verlegung von Leerrohren in diesen Trassen, in die
später bedarfsgerecht zusätzliche Kabel eingezogen werden können.
Agora Energiewende | Strom­netze für 65 Prozent ­Erneuerbare bis 2030
Zusammenfassung7
Einleitung
2	Was das 65-Prozent-Ziel zum Ausbau Erneuerbarer Energien
im Stromsektor bis 2030 bedeutet
2.1	Entwicklung des Bruttostrom­verbrauchs
2.2	Entwicklung des Ausbaus der ­Erneuerbaren Energien
2.3	Zwischenfazit: Zubau Erneuerbarer Energien für das 65-Prozent-Ziel 
3	Maßnahmenkatalog Stromnetze: Handlungsnotwendigkeiten für
die Integration von 65 Prozent Erneuerbare Energien bis 2030
3.1	Sofortprogramm für eine verbesserte Auslastung bestehender
­Übertragungstrassen
3.2 	Nutzen statt abregeln
Den Zubau Erneuerbarer Energien ohne zusätzliche Abregelung
und Redispatch organisieren 
Regionale Ausgewogenheit beim Ausbau der Windenergie fördern
Jetzt die Netze und den Netzbetrieb der Zukunft vorbereiten
5.1	Schrittweise Integration von ­Online-Assistenzsystemen
in die Netzführung
5.2	Mittelfristig die weitgehend automatisierte Systemführung vorbereiten
5.3	Die Übertragungsnetze auf künftige Entwicklungen vorbereiten,
zusätzliche Leitungsgroßprojekte vermeiden
6	Aufgabenteilung zwischen Übertragungs- und Verteilnetzen auf
das neue Energiesystem a
­ usrichten
Anhang: 65 Prozent Erneuerbare Energien bis 2030 – Annahmen und Kosten
Literaturverzeichnis
Die Große Koalition hat sich im Rahmen ihres Koalitionsvertrags vom März 2018 zum Ziel gesetzt,
den Anteil Erneuerbarer Energien im Stromsektor
bis 2030 auf 65 Prozent am Bruttostromverbrauch
anzuheben. Das Vorhaben bedeutet eine erhebliche Beschleunigung gegenüber dem Ausbauziel der
Vorgängerregierung für dasselbe Jahr, das bei „mindestens 50 Prozent“ lag. Auch gegenüber dem im EEG
2017 genannten Ziel (55 bis 60 Prozent bis 2035)
ergibt sich eine erhebliche Steigerung.
Binnen 13 Jahren soll sich der Anteil Erneuerbarer
Energien von rund 36 Prozent im Jahr 2017 auf fast
zwei Drittel des Bruttoverbrauchs erhöhen. Das neue
Ziel reflektiert erstmals die Tatsache, dass der Klimaschutzvertrag von Paris auch Deutschland ein höheres Ambitionsniveau im Klimaschutz aufgibt.
Skepsis herrscht nicht in erster Linie wegen des
geplanten schnellen Aufwuchses von Wind- und
Sonnenenergie in Deutschland. Zweifel gibt es vor
allem bezüglich der Frage, ob das bestehende Stromnetz, dessen Anpassung an das neue Energiesystem
langsamer vorankommt als geplant, in der Lage sein
wird, die Beschleunigung des Erneuerbaren-Ausbaus
mitzugehen. Die Skepsis wird dadurch verstärkt, dass
die Große Koalition selbst in ihrem Koalitionsvertrag
„die Aufnahmefähigkeit der entsprechenden Netze“
zur Voraussetzung des beschleunigten Zubaus Erneuerbarer Energien macht und einen „weiter zielstrebigen, effizienten, netzsynchronen und zunehmend
marktorientierten Ausbau“ der Erneuerbaren Energien fordert.
Das vorliegende Impulspapier geht in seinem ersten
Teil der Frage nach, welcher Zubau notwendig ist, um
das 65-Prozent-Ziel zuverlässig zu erreichen. Danach
widmet es sich ausführlich den kurz- und mittelfristigen Maßnahmen, die umgesetzt werden müssen,
um das bestehende beziehungsweise im Aus- und
Umbau befindliche Übertragungsnetz für die zusätzliche Einspeisung sauberer Energien fit zu machen.
Um das Ergebnis vorwegzunehmen:
→→ Das deutsche Stromnetz kann bis 2030 die zur
Einhaltung des 65-Prozent-Ziels der Bundesregierung erforderliche Menge Strom aufnehmen und
an die Verbraucher verteilen.
→→ Die Zielerreichung funktioniert nicht von allein,
sondern sie bedarf der proaktiven Politik vor allem
der Bundesregierung und eines zwölf Punkte
umfassenden Maßnahmenbündels zur grundlegenden Modernisierung der Netzinfrastruktur, mit
dessen Umsetzung sofort begonnen werden muss.
Was 65 Prozent Erneuerbare Energien im
Stromsektor bis 2030 bedeuten
Realistisch betrachtet verharrt der Bruttostromverbrauch in Deutschland bis 2030 etwa auf dem
heutigen Niveau von 600 Terawattstunden. Dies gilt
auch dann, wenn die traditionellen Stromverbräuche aus den Sektoren Industrie, Gebäude und Verkehr bis 2030 im Zuge einer ambitionierten Effizienzstrategie um etwa 60 Terawattstunden (zehn
Prozent) reduziert werden können. Denn gleichzeitig sind zur Einhaltung der Klimaschutzziele im Zuge
der Sektorintegration zusätzliche Stromverbräuche
in den Bereichen Wärme und Verkehr zu erwarten. Im Ergebnis bedeutet das, dass die Erneuerbaren
Energien zur Erreichung des 65-Prozent-Ziels etwa
390 Terawattstunden Strom produzieren müssen. Der
Einfluss neuer Verbraucher aus den Sektoren Wärme
und Verkehr auf der einen und Erfolge bei der Umsetzung von Effizienzanstrengungen gleichen sich im
Um eine Überschätzung des notwendigen Zubaus
Erneuerbarer Energien (EE) zu vermeiden, wurden andere Annahmen für die Abschätzung des
IMPULS | Strom­netze für 65 Prozent ­Erneuerbare bis 2030
Stromverbrauchs (Entwicklung der Volllaststunden
neuer EE-Anlagen, Betriebsdauern nach Ende der
EEG-Förderung) optimistisch gewählt. Auch wurde
unterstellt, dass keinerlei Stromerzeugungsanlagen
abgeregelt werden müssen.
Analog zu den Regelungen des EEG 2017 wurde weiterhin angenommen, dass auch der künftige Zubau
der EE-Erzeugung auf die kostengünstigsten Technologien zur Erzeugung von Wind- und Solarenergie
fokussiert. Im Ergebnis erfordert die Zielerreichung
bis 2030 für Onshore-Windkraft einen jährlichen
Bruttozubau von etwa vier Gigawatt, für Photovoltaik
von etwa fünf Gigawatt pro Jahr. Bei Offshore-Windkraft sollte das bisherige Ziel für 2030 von 15 auf
20 Gigawatt Gesamtkapazität angehoben werden.
Die zusätzlichen Kosten durch den schnelleren Aufwuchs der Erneuerbaren Energien halten sich aufgrund der sinkenden Vergütungszahlungen in engem
Rahmen. Insbesondere steigt die EEG-Umlage aufgrund des zusätzlichen EE-Ausbaus gegenüber dem
im EEG 2017 bereits vereinbarten Ausbau über den
gesamten Zeitraum bis 2030 im Mittel um lediglich
0,4 Cent pro Kilowattstunde.
Der notwendige EE-Ausbau könnte jedoch bei
konsequenterer Umsetzung einer ambitionierten
Effizienzpolitik auch geringer ausfallen. Würde es
etwa gelingen, den Bruttostromverbrauch bis 2030
auf ein Niveau von 580 statt 600 Terawattstunden
zu begrenzen, wäre 2022 lediglich ein Ausbau der
Onshore-Windkraft von 3,5 Gigawatt und ein Photovoltaikzubau von 4,7 Gigawatt pro Jahr notwendig. Ein höheres Effizienzniveau bedeutet immer
auch eine Absicherung gegen Preisschwankungen
und andere Unwägbarkeiten aufseiten der weltweit
gehandelten Energieträger. Das erhöht die Flexibilität der Handlungsoptionen und die Möglichkeiten einer technologieoffenen Weiterentwicklung
der Energiewende bei gleichzeitig rascher steigenden Anteilen Erneuerbarer Energien am Strom- und
Mit einem Zwölf-Punkte-Programm das
Bestandsnetz modernisieren, besser
auslasten und innovativ ausbauen
Der Schwerpunkt dieses Impulspapiers widmet
sich den vielfältigen Möglichkeiten, das bestehende
Übertragungsnetz grundlegend zu modernisieren und
im Ergebnis erheblich besser auszulasten. Seit der
Ausbau der Erneuerbaren Energien aufgrund ihrer
sinkenden Kosten einerseits und steigender Ambitionsniveaus beim nationalen und internationalen Klimaschutz andererseits Fahrt aufgenommen hat, sind
die Stromnetze ins Zentrum der Diskussion gerückt.
Denn weil der Aus- und Umbau der Netze dem Veränderungstempo des Systems hinterherhinkt, fallen
hohe Zusatzkosten durch zunehmende Netzengpässe
an. Über die langfristige Aus- und Umbaudiskussion
wurden teilweise die Chancen übersehen, die vielfältige neue Technologien für eine umfassende Modernisierung und bessere Nutzung der Bestandsnetze
auch schon kurz- und mittelfristig bieten.
Dieses Papier listet die wesentlichen Möglichkeiten auf, mit denen sich die Übertragungskapazität der Bestandsnetze signifikant erhöhen lässt. Es
beschreibt die Herausforderungen sowie den Status
quo und unterbreitet Handlungsvorschläge für eine
beschleunigte Umsetzung der vorgeschlagenen Maßnahmen. Es unterscheidet zwischen Maßnahmen,
die kurzfristig umgesetzt werden können, weil die
entsprechenden Technologien anwendungsreif zur
Verfügung stehen, aber noch nicht flächendeckend
zum Einsatz kommen, und Maßnahmen, die noch
einen längeren Vorlauf benötigen, jedoch mittelfristig,
jedenfalls bis 2030, zunehmend praktische Relevanz
Das zwölf Punkte umfassende Maßnahmenbündel
(siehe Abbildung Z1) beginnt mit der Forderung nach
einem Sofortprogramm für eine verbesserte Auslastung der bestehenden Übertragungsnetze. Freileitungsmonitoring, ein Instrument der Netzoptimierung, soll beschleunigt flächendeckend umgesetzt
werden, ebenso moderne Hochtemperaturleiter-
Zwölf-Punkte-Programm zur Netzmodernisierung
Abbildung Z1
Regionalisierung von Erneuerbare-Energien-Anlagen
ab 2018 Regionalquote bei Windausschreibungen
Systemdienstleistungen von fossiler Stromeinspeisung entkoppeln
Reduzierung Bedarf an gesicherter Leistung
2019 Forschung und Entwicklung
Reduktion des sogenannten
„Must-Run“-Sockels
2018 Forschung, Erprobung und kontinuierliche Umsetzung
2030 Umsetzung
Öffnung der Regelenergiemärkte für Erneuerbare Energien
Senkung des Wärmebedarfs, Flexibilisierung von KWK-Anlagen, Wärmespeicher, Wärmepumpen
3 Reform Abgaben
Netzdienliche Flexibilität*
4 Power-to-Heat in
Netzausbaugebieten
2025 Smart Markets für netzdienliche Flexibilität
6 Netzbooster gegen
Redispatch u. EinsMan
Stufenweise Automatisierung der Systemführung
2018 Forschung zur Umsetzung und Integration mit Online-DSA
Online-Assistenzsysteme (Online-Dynamic Security Assessment)
2018 Roadmap Umsetzung Online-DSA
Bis 2023 Pilotphase, dann: vollständige Integration in Systembetrieb
Reduktion Redispatch + EinsMan
Einbettung in weitergehende Automatisierung d. Systemführung
2018 Rollout-Plan
2018 Gutachten für Rollout
Eigene Darstellung 
Flexible Kapazität geplanter Trassen
Erhöhung Übertragungskapazität / Leerrohre
*Flexible Nachfrage, Speicher, etc.
seile (HTLS), eine netzverstärkende Maßnahme im
Bestandsnetz, wo immer dies sinnvoll ist. Die effektive Lastflusssteuerung sorgt dafür, dass der Strom
im Netz mit Phasenschiebern und anderen lastflusssteuernden Elementen gleichmäßiger verteilt wird
und so Netzengpässe entschärft. Vergleichsweise neu
ist die Diskussion über sogenannte Netzbooster als
Bestandteile des Übertragungsnetzes. Dabei handelt es sich um steuerbare Batteriesysteme, zentrale
zusätzliche Lasten wie Power-to-Heat-Systeme und
flexible Gasturbinen, die dem Übertragungsnetzbetreiber ebenfalls zur Verfügung stehen, um Engpässe
im Übertragungsnetz kurzfristig entlasten zu können.
Andere Vorschläge adressieren den zunehmenden
Redispatch und die ebenfalls zunehmende Abregelung von Erneuerbare-Energien-Anlagen. Statt den
Strom – wegen bestehender Netzengpässe – nicht
zu produzieren, soll er zum Beispiel zur Wärmebereitstellung eingesetzt werden (Power-to-Heat). Die
rechtliche Möglichkeit im sogenannten Netzausbaugebiet mit viel Abregelung Erneuerbarer Energien
und viel Redispatch besteht bereits. Die regulatorischen Anreize, solche Power-to-Heat-Anlagen zu
errichten, reichen derzeit aber offenbar nicht aus. Ab
2025 sollten Smart Markets für netzdienliche Flexibilität etabliert werden.
Ein ganzes Bündel von Maßnahmen wird vorgeschlagen, um die immer noch viel zu hohe Mindesterzeugung (Must-Run) konventioneller Kraftwerke
zu reduzieren und so in den Netzen Platz zu schaffen
für mehr klimaschonenden Strom aus Erneuerbaren
Energien. Ebenfalls zur Entlastung des Hauptengpasses im deutschen Stromnetz entlang der „Mainlinie“
dient der Vorschlag, bei Ausschreibungen für Onshore-Windenergieanlagen eine regionale Quote einzuführen, um so für einen gleichmäßigeren Ausbau der
Windenergie in Deutschland zu sorgen. Seit der Einführung von Ausschreibungsverfahren zur Errichtung von Windkraftanlagen kommen weit überwiegend norddeutsche Standorte zum Zuge, was ohne
Korrektur des Ausschreibungsdesigns den Netzengpass entlang des Mains immer weiter verschärft.
Mittelfristig geht es darum, die Stromnetze mithilfe
der neuen Informations- und Kommunikationstechnologien (IKT) grundlegend zu modernisieren
und so bei gleichbleibender Systemsicherheit eine
viel höhere Auslastung der bestehenden Trassen zu
ermöglichen. In einem ersten Schritt werden dazu
digitale Assistenzsysteme im Netz eingerichtet, um
den Netzzustand – inklusive des netzdynamischen
Verhaltens und der Stabilitätslimits – von den Leitwarten der Netzbetreiber aus zu jeder Zeit in Echtzeit
beurteilen zu können. Damit wurde teilweise bereits
begonnen. Im zweiten Schritt sollen die Netze stufenweise auf eine weitgehend automatisierte Systemführung umgestellt werden.
Die fundamentale Umstellung des Energiesystems von wenigen Großkraftwerken auf viele kleine
Strom­erzeuger und das Auftreten neuer, ebenfalls
kleinteiliger Stromverbraucher wie Elektroautos und
Wärmepumpen erfordern in Zukunft einen engeren
Austausch zwischen den verschiedenen Netzebenen
und damit den Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern. Auch hierzu werden Vorschläge zum Einstieg
in eine intensivere Koordination des Netzbetriebs
und eine neue Rollenteilung zwischen den Akteuren
Schließlich wird auch die Frage behandelt, ob vor oder
nach 2030 und bis zur Vollendung der Energiewende
über die geplanten Nord-Süd-Stromautobahnen hinaus weitere Trassengroßprojekte gebraucht werden.
Der Vorschlag lautet: möglichst keine neuen Trassengroßprojekte über die bereits geplanten hinaus. Wenn
in Zukunft tatsächlich noch weitere Übertragungsleistung im – bis dahin – modernisierten Übertragungsnetz benötigt wird, sollte dies durch Integration in die
bereits bestehenden Planungen der großen Gleichstromtrassen geschehen. Dazu können diese Vorhaben entsprechend aufgestockt werden. Als alternative
Lösung wird diskutiert, bei der Realisierung der aktuell
schon geplanten Trassen Leerrohre zu integrieren, in
die dann später bedarfsgerecht zusätzliche Leitungen eingezogen werden können. Weitere Höchstspannungstrassen würden dann nicht mehr benötigt.
In ihrem Koalitionsvertrag vom 12. März 2018 bekennen sich CDU/CSU und SPD zu den national, europäisch und im Rahmen des UN-Klimaschutzabkommens von Paris vereinbarten Klimazielen für 2020,
2030 und 2050. Die Bestätigung der Ziele umfasst
übergreifend alle Sektoren, in denen Treibhausgase
emittiert werden. Zur Umsetzung hat sich die Große
Koalition für die laufende 19. Legislatur­periode vorgenommen, die Handlungslücke zur Erreichung des
Klimaziels 2020 so schnell wie möglich zu schließen
und das Minderungsziel für 2030 „auf jeden Fall“ zu
erreichen. Als eine zentrale Maßnahme will die Koalition dazu den Anteil der Erneuerbaren Energien im
Stromsektor bis 2030 auf 65 Prozent erhöhen.
Wörtlich heißt es im Energiekapitel des Koalitionsvertrages: „Eine Voraussetzung für eine erfolgreiche
Energiewende und Klimaschutzpolitik ist ein weiterer zielstrebiger, effizienter, netzsynchroner und
zunehmend marktorientierter Ausbau der erneuerbaren Energien. Unter diesen Voraussetzungen streben wir einen Anteil von etwa 65 Prozent erneuerbarer Energien bis 2030 an und werden entsprechende
Anpassungen vornehmen. Der Ausbau der erneuerbaren Energien muss deutlich erhöht werden, auch
um den zusätzlichen Strombedarf zur Erreichung der
Klimaschutzziele im Verkehr, in Gebäuden und in der
Industrie zu decken.“1
Allerdings wird in dieser und anderen Passagen des
Vertragstextes „die Aufnahmefähigkeit der entsprechenden Netze“ zur Voraussetzung des beschleunigten Zubaus Erneuerbarer Energien gemacht. Dazu will
die Koalition auch „Anstrengungen zum Ausbau und
zur Modernisierung der Energienetze unternehmen“.
Namentlich soll es um „einen ambitionierten Maßnahmenplan zur Optimierung der Bestandsnetze“
gehen. Mit neuen Technologien und auf Grundlage
einer stärkeren Digitalisierung, aber auch mit einer
besseren Zusammenarbeit der Netzbetreiber sollen die vorhandenen Netzkapazitäten künftig höher
ausgelastet werden.2
Im Licht dieser Vorgaben und des Ziels der Bundesregierung, den Anteil der Erneuerbaren Energien im
deutschen Strommix bis 2030 auf etwa 65 Prozent
zu erhöhen, stellen sich zu Beginn der 19. Legislatur­
periode zwei Leitfragen:
→ Welcher Zubau Erneuerbarer Energien und welche flankierenden Maßnahmen sind notwendig,
um das 65-Prozent-Ziel der Großen Koalition bis
2030 zuverlässig zu erreichen?
→ Welche Maßnahmen müssen kurz- und mittelfristig ergriffen werden, damit die im Koalitionsvertrag formulierten sonstigen Voraussetzungen für
einen entsprechend beschleunigten Zubau Erneuerbarer Energien eingehalten werden können?
Konkret und kurzfristig werden im Koalitionsvertrag
für den beschleunigten Ausbau Erneuerbarer Energien zusätzliche Sonderausschreibungen von je vier
Gigawatt Onshore-Windenergie und Photovoltaik
angekündigt, außerdem ein in der Höhe nicht spezifizierter Beitrag zusätzlicher Offshore-Windenergieleistung. Die Sonderausschreibungen sollen je zur
Hälfte in den Jahren 2019 und 2020 wirksam werden,
um dem Klimaschutzziel für 2020 möglichst schnell
möglichst nahe zu kommen.
Auf diese Fragen gibt das hier vorliegende Impuls­
papier eine kompakte Antwort. Es gründet auf dem
bei Agora Energiewende und anderen Expertenorganisationen aktuell und in den vergangenen Jahren
erarbeiteten Stand des Wissens. Es knüpft aber auch
an die Vorgaben an, die sich die Bundesregierung
ausweislich des Koalitionsvertrags von CDU/CSU und
SPD selbst gegeben hat.
KoaV (2018)
Dem Maßnahmenplan für die Stromnetze in
Deutschland zur verlässlichen Umsetzung des
65-Prozent-Ziels vorangestellt wird eine Abschätzung des dazu real notwendigen Zubaubedarfs
Erneuerbarer Energien im Stromsektor bis 2030.
2	Was das 65-Prozent-Ziel zum Ausbau Erneuerbarer Energien im Stromsektor bis 2030 bedeutet
2.1	Entwicklung des Bruttostrom­
Im Jahr 2017 lag der Bruttostromverbrauch in
Deutschland bei 600 Terawattstunden. Dieser setzt
sich zusammen aus 518 Terawattstunden Endenergieverbrauch der Sektoren Industrie, Gebäude und
Verkehr und 82 Terawattstunden Verlusten, die etwa
als Eigenbedarf für den Betrieb der konventionellen Kraftwerke benötigt werden oder beim Stromtransport im Übertragungs- und Verteilnetz verloren
Diese Stromverbrauchsmengen haben sich – sowohl
was ihre absolute Höhe als auch die Verteilung zwischen den Sektoren betrifft – in den letzten Jahren
kaum verändert: So pendelt der Endenergieverbrauch
für Strom trotz Effizienzmaßnahmen nahezu durchgängig zwischen 500 und 520 Terawattstunden, und
auch die Verluste liegen in diesem Zeitraum stets
zwischen 81 und 97 Terawattstunden.
Hinsichtlich der zukünftigen Entwicklung des
Brutto­stromverbrauchs erscheinen bis 2030 im Kern
zwei Szenarien realistisch:
→→ Business-as-usual-Szenario: Bis 2030 werden
nur wenige zusätzliche Effizienz- und Klimaschutzmaßnahmen zu den bereits beschlossenen
Maßnahmen ergriffen. Das hätte zur Folge, dass
erwartete Verbrauchssenkungen durch technische Effizienzgewinne – wie in den letzten Jahren regelmäßig zu beobachten – weitgehend von
Rebound-Effekten etwa durch die Nutzung neuer
technischer Anwendungen kompensiert würden.
Gleichzeitig würden in einem solchen Szenario
keine zusätzlichen Maßnahmen zur Erhöhung der
Sektorintegration ergriffen, sodass keine maßgeblichen Mehrverbräuche durch den Wärme- und
Verkehrssektor zu erwarten wären. Im Ergebnis
bliebe der Bruttostromverbrauch in diesem Szenario bis 2030 in etwa konstant auf heutigem Niveau
von 600 Terawattstunden.
→→ Klimaschutzszenario: Die Bundesregierung verfolgt bis 2030 eine deutlich ambitioniertere Effizienzstrategie, um das Klimaschutzziel von minus
55 Prozent bis 2030 möglichst kostengünstig zu
erreichen. Das würde bedeuten, dass der traditionelle Endenergieverbrauch in den Sektoren Industrie, Gebäude und Verkehr bis 2030 um
etwa 10 Prozent gegenüber dem heutigen Niveau
gesenkt werden könnte. Auch der Eigenbedarf der
Kraftwerke würde in einem solchen Szenario durch
die notwendige Minderung der Kohleverstromung
reduziert, jedoch zum Teil durch höhere Übertragungsverluste im Verteilnetz durch die Einspeisung von mehr dezentralen Erzeugungsanlagen
kompensiert. Gleichzeitig würden im Wärme- und
Verkehrssektor verstärkt Maßnahmen zur Elektrifizierung unternommen, was ebenfalls einen
entsprechenden Mehrverbrauch zur Folge hätte.
Im Endergebnis ergäbe sich für das Jahr 2030 auch
hier ein in etwa mit dem heutigen Niveau vergleichbarer Bruttostromverbrauch in Höhe von
rund 600 Terawattstunden.
Für die weiteren Berechnungen wird für das Jahr
2030 entsprechend ein stabiler Bruttostromverbrauch in Höhe von 600 Terawattstunden angesetzt.
Entwicklung des Bruttostromverbrauchs im Szenario bis 2030
Verluste: -12 TWh
Verbrauch: +60 TWh
Verbrauch: -48 TWh
* eigene Schätzung für die Verteilung auf Basis des gesamten Bruttostromverbrauchs
AG Energiebilanzen (2018); Agora Energiewende (2017)
2.2	Entwicklung des Ausbaus der
­Erneuerbaren Energien
Geht man davon aus, dass der Bruttostromverbrauch
im Jahr 2030 bei 600 Terawattstunden liegt, so entspricht ein EE-Anteil von 65 Prozent einer Brutto­
stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien von
390 Terawattstunden (Abbildung 2).
Damit der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien
so kosteneffizient wie möglich erfolgt, wurde für die
Berechnungen des notwendigen EE-Zubaus an der
derzeit bereits im EEG 2017 angelegten Fokussierung
auf die kostengünstigsten Technologien Windkraft
und Solarenergie festgehalten.
Für den jährlichen Bruttoausbau der einzelnen Technologien bedeutet das konkret (Abbildung 3):
→→ Wasserkraft: Ein weiterer Ausbau der Wasserkraft
erfolgt wegen der nahezu ausgeschöpften, natur-
schutzrechtlich vertretbaren Potenziale nur in sehr
engen Grenzen. Das bedeutet, dass jährlich von
einem Bruttozubau in Höhe von 10 Megawatt ausgegangen wird.
→→ Biomasse: Der jährliche Bruttozubau von Biomasse bleibt wegen der hohen Vergütungskosten,
der beschränkten nationalen Anbaupotentiale und
der im Ausland mit dem Anbau einhergehenden
Landnutzungskonflikte auf 200 Megawatt pro Jahr
→→ Offshore-Windkraft: Das bisherige Ausbauziel für
Offshore-Windkraft wird von 15,0 auf 20,0 Gigawatt im Jahr 2030 angehoben. Die derzeit bis 2023
vorgesehenen Zubaumengen werden entsprechend der bisher vereinbarten Ausschreibungen
beibehalten. Der im Koalitionsvertrag vorgesehene
Zubau durch Sonderausschreibungen in Höhe von
1,0 Gigawatt wird in den Jahren 2024 und 2025 in
Höhe von jeweils 0,5 Gigawatt realisiert. Ab dem
Jahr 2026 sind pro Jahr 1,7 Gigawatt an jährlichem
Zubau vorgesehen.
→→ Onshore-Windkraft: Der jährliche Bruttozubau
von Onshore-Windkraft folgt bis 2021 der Mittelfristprognose der Übertragungsnetzbetreiber.
Zusätzlich werden die im Koalitionsvertrag vereinbarten Sonderausschreibungen in Höhe von
4,0 Gigawatt berücksichtigt, deren Realisierung auf
die Jahre 2019 (0,7 Gigawatt), 2020 (1,1 Gigawatt)
und 2021 (1,8 Gigawatt) verteilt wird. Ab dem Jahr
2022 ist schließlich ein jährlicher Bruttozubau von
insgesamt 4,0 Gigawatt notwendig.
→→ Photovoltaik: Der jährliche Bruttozubau von
Photo­voltaik folgt in seiner Logik dem weiteren
Ausbau von Onshore-Windkraft. Das bedeutet,
dass bis 2021 die Mittelfristprognose der Übertragungsnetzbetreiber sowie zusätzlich die Sonder­
ausschreibungen (Zubau 2019: 0,75 GW; 2020:
1,25 GW; 2021: 2,0 GW) berücksichtigt werden.
Ab dem Jahr 2022 müssen jährlich 5,0 Gigawatt
zugebaut werden.
Um diesen Zubau zu realisieren, sind gegenüber dem
EEG 2017 die folgenden Änderungen notwendig:
→→ Offshore-Windkraft: Durchführung einer Sonderausschreibung mit den Realisierungsjahren 2024
und 2025 in Höhe von 0,5 Gigawatt sowie Erhöhung der jährlichen Ausschreibungsmengen für die
Jahre 2026 bis 2030 auf 1,7 Gigawatt pro Jahr.
→→ Onshore-Windkraft: Durchführung von Sonderausschreibungen für die Realisierungsjahre 2019
(0,75 GW), 2020 (1,25 GW) und 2021 (2,0 GW) sowie
eine Erhöhung der Ausschreibungsmengen auf 4,5
Gigawatt für die Realisierungsjahre 2022 bis 2030.
→→ Photovoltaik: Durchführung von Sonderausschreibungen für die Realisierungsjahre 2019
(0,75 GW), 2020 (1,25 GW) und 2021 (2,0 GW)
sowie eine Erhöhung der Ausschreibungsmengen
auf 4,0 Gigawatt für die Realisierungsjahre 2022
Notwendige Entwicklung der Bruttostromerzeugung aus Erneuerbaren Energien zur
Einhaltung des 65-Prozent-Ziels bis 2030 
Bruttostromverbrauch:
390 TWh
eigene Berechnungen auf Basis Öko-Institut (2017)
Notwendiger jährlicher Ausbau der Stromerzeugungskapazitäten der Erneuerbaren Energien
zur Einhaltung des 65-Prozent-Ziels bis 2030
Entwicklung der installierten Leistung der Erneuerbaren Energien auf Basis des
vorgeschlagenen Ausbaupfades bis 2030
*inkl. biogenem Hausmüll und Sonstige
Biomasse*
bis 2030. Dabei sollten im Sinne des Naturschutzes
jedoch nur rund 2,5 Gigawatt als Freifläche und die
übrigen 1,5 Gigwatt für große Dachanlagen ausgeschrieben werden.
Werden die Erneuerbaren Energien entsprechend
diesem Vorschlag bis 2030 zugebaut, so steigt
die installierte Nettokapazität der ErneuerbareEnergien-­Anlagen von heute 113 Gigawatt auf dann
215 Gigawatt an. Für die einzelnen Technologien
bedeutet das konkret:
→→ Wasserkraft: Wasserkraft steht heute bei 5,5 Gigawatt und bleibt entsprechend dieses Ausbauszenarios bis zum Jahr 2030 mit einer installierten Leistung von 4,8 Gigawatt in etwa konstant.
→→ Biomasse: Die installierte Leistung der Biomasse
(inklusive biogenem Hausmüll und Sonstige) geht
aufgrund des geringeren Zubaus und des Ausscheidens von Altanlagen nach Ende ihrer För-
derperiode von derzeit 8,8 Gigawatt auf dann
6,5 Gigawatt um etwa ein Viertel zurück.
→→ Offshore-Windkraft: Bis 2030 steigt die installierte Leistung von heute 5,5 Gigawatt auf dann
19,9 Gigawatt an.
→→ Onshore-Windkraft: Die Onshore-­Windkraft
erreicht bis 2030 eine Gesamtleistung von
85,7 Gigawatt. Das entspricht gegenüber dem heutigen Niveau von 50,5 Gigawatt einem Anstieg von
etwa 70 Prozent.
→→ Photovoltaik: Die installierte Leistung aller Photovoltaikanlagen wird durch einen solchen Ausbau
von heute 42,7 Gigawatt auf dann 98,0 Gigawatt
Entsprechend der Modellrechnungen steigt die Bruttostromerzeugung aus Erneuerbaren Energien in der
Folge bis 2030 auf 391 Terawattstunden. Das entspricht einem Anteil von 65,1 Prozent am Brutto-
Entwicklung der Bruttostromerzeugung aus Erneuerbaren Energien entlang des
391 TWh
90 TWh
76 TWh
176 TWh
32 TWh
17 TWh
stromverbrauch. Knapp die Hälfte des Stroms aus
Erneuerbaren Energien stammt dann aus Onshore-­
Windkraft (176 TWh), gefolgt von Photovoltaik
(90 TWh) und Offshore-Windkraft (76 TWh). Biomasse (32 TWh) und Wasserkraft (17 TWh) gehen
insgesamt zurück (Biomasse) bzw. bleiben weitestgehend stabil (Wasserkraft) und spielen mengenmäßig
nurmehr eine untergeordnete Rolle.
2.3	Zwischenfazit: Zubau Erneuerbarer
Energien für das 65-Prozent-Ziel
Das 65-Prozent-Ziel der Bundesregierung zum Ausbau Erneuerbarer Energien erfordert im Stichjahr
2030 die Produktion von etwa 390 Terawattstunden
Strom aus sauberen Quellen. Um das Ziel möglichst
kostengünstig zu erreichen, sollte der Ausbau der
Offshore-Windenergie bis 2022 von bisher geplanten
15 Gigawatt auf 20 Gigawatt erhöht werden. Ab 2022
müssten jährlich etwa 4,0 Gigawatt Onshore-Wind­
energie neu installiert werden, annähernd so viel wie
in den vergangenen Jahren. Der Zubau von Photovoltaik müsste sich auf jährlich 5,0 Gigawatt gegenüber
zuletzt praktisch verdoppeln.
es beispielsweise, den Bruttostromverbrauch bis
2030 auf 580 statt 600 Terawattstunden zu senken, so wäre ab 2022 ein jährlicher Ausbau an
Onshore-­Windkraft von nur noch 3,5 Gigawatt und
ein PV-Zubau von 4,7 GW pro Jahr notwendig. Um
solche Einsparungen zu realisieren, bedarf es jedoch
der schnellen und zielstrebigen Umsetzung konkreter
Maßnahmen.3
Ein einmal erreichtes Effizienzniveau macht das
Energiesystem jenseits der geringeren Zubaunotwendigkeiten Erneuerbarer Energien dauerhaft
weniger abhängig von hergebrachten Energieträgern
und deren Preisschwankungen und sonstigen Unsicherheiten in Krisenzeiten. Insgesamt erhöhen Energieeinsparungen die Flexibilität und die Handlungsoptionen des neuen Energiesystems.4
Die genannten Zubaumengen beruhen auf realistisch-konservativen Annahmen. Der Ausbaubedarf
kann sich noch erhöhen, wenn die hier optimistisch
getroffenen Annahmen (25 Jahre Betriebsdauer von
Onshore-Windkraft und Photovoltaikanlagen sowie
relativ hohe Volllaststunden für Onshore-Windkraft)
nicht in dieser Weise eintreten.
Die zusätzlichen Kosten für den beschleunigten Aufwuchs der Erneuerbaren Energien halten sich wegen
der insgesamt sinkenden Preise in engem Rahmen.
Die EEG-Umlage steigt gegenüber dem im EEG 2017
bereits vereinbarten Ausbau bis 2030 im Mittel um
0,4 Cent pro Kilowattstunde und ist damit verkraftbar.
Die notwendigen jährlichen Zubauraten können
geringer ausfallen, wenn eine ambitionierte Effizienzpolitik konsequent umgesetzt wird. Gelingt
Langenheld, A. und Graichen, P. (2017)
Ifeu, Fraunhofer IEE und Consentec (in Arbeit)
3	Maßnahmenkatalog Stromnetze:
Handlungsnotwendigkeiten für die Integration
von 65 Prozent Erneuerbare Energien bis 2030
Das Vorhaben der Großen Koalition, die Energiewende
auf Basis eines beschleunigten Zubaus Erneuerbarer
Energien zu forcieren, erfordert neben dem laufenden
Um- und Ausbau der Stromnetze auch ihre gegenüber
dem heutigen Betrieb höhere Auslastung. Die bestehenden Netze müssen künftig besser genutzt werden als in der Vergangenheit. Die dazu notwendigen
Technologien stehen teilweise bereits zur Anwendung
bereit oder sie können kurz- und mittelfristig zur
Anwendungsreife gebracht werden. So wird in den
Netzen Platz geschaffen für den Transport des Stroms
aus zusätzlichem Zubau erneuerbarer Kapazitäten,
insbesondere auf Basis von Wind- und Solar­energie.5
Die zuletzt deutlich gestiegenen Kosten für Maßnahmen zur Stabilisierung der Netze (Redispatch und
Einspeisemanagement) können so begrenzt werden
(siehe Abbildung 6 zu Redispatch-Kosten). Die nachfolgenden Handlungsempfehlungen dienen also dem
Ziel einer kosteneffizienten Beschleunigung der Energiewende. Sie umfassen schwerpunktmäßig Maßnahmen zur Netzoptimierung und Netzverstärkung.
Mögliche marktseitige Maßnahmen werden in diesem
Beitrag nicht behandelt.
Alle hier unterbreiteten Vorschläge müssen dringlich umgesetzt werden, damit das 65-Prozent-Ziel bis
2030 erreicht werden kann. Manche der Maßnahmen wirken kurzfristig (etwa in den nächsten drei bis
fünf Jahren), andere mittelfristig (bis 2030), teilweise
entfalten sie ihre Hauptwirkung auch erst nach 2030.
Die notwendigen Maßnahmen betreffen sowohl
das Übertragungsnetz als auch die Verteilnetze. Der
Fokus dieses Papiers liegt allerdings auf dem Übertragungsnetz, das für den weiträumigen Transport
großer Strommengen erforderlich ist.
Gleichzeitig muss der beschlossene Ausbau der Übertragungsnetze fortgesetzt, besser noch beschleunigt werden.
Die zeitgemäße und verbesserte Auslastung der
Bestandsnetze nach Maßgabe der heutigen technologischen Möglichkeiten ist das eine, eine mit
fortschreitendem Aufwuchs Erneuerbarer Energien
abgestimmte Reduzierung konventioneller Erzeugungskapazität das andere. Geht man, wie in diesem
Papier angenommen (siehe Kapitel 2), davon aus, dass
sich der deutsche Bruttostromverbrauch bis 2030
nicht wesentlich verändert, jedenfalls nicht weiter ansteigt, gilt dies umso mehr, wenn Erneuerbare
Energien im Jahr 2030 etwa 65 Prozent des Bruttostrombedarfs decken sollen.
Neben dem Aspekt eines hohen Must-run-Sockels,
der die Redispatch- und Einspeisemanagementproblematik verschärft (Kapitel 3.2.2.), belasten für die
Stromversorgung oder einen sicheren Systembetrieb nicht mehr benötigte konventionelle Kraftwerke
auch die Fähigkeit der bestehenden Netzinfrastruktur, zusätzlichen Strom aus Erneuerbaren Energien
aufzunehmen. Dieser Verstopfungseffekt gilt zwar
nicht für alle, jedoch für einen zunehmenden Teil der
konventionellen Kraftwerke, vor allem mit Standorten
entlang einer gedachten Linie nördlich von Frankfurt
Die letzten Kernkraftwerke werden 2022 abgeschaltet. Danach bilden Kohlekraftwerke den Kern des
Problems, weil sie auch nach technischer Aufrüstung weniger flexibel sind als moderne Gasturbinen, die zudem einen wachsenden Anteil des insgesamt schrumpfenden Beitrags der fossil betriebenen
Erzeugungsanlagen leisten müssen. Diese Frage liegt
allerdings nicht im Fokus dieses Impulspapiers, sondern muss anderswo verhandelt werden. Derzeit vor
allem in der Kommission Wachstum, Strukturwandel
und Beschäftigung.
­Übertragungstrassen
3.1.1 	Freileitungsmonitoring (FLM)
flächendeckend einführen
Die Übertragungsleistung einer Freileitung wird derzeit begrenzt durch die Erwärmung und die daraus
resultierende Ausdehnung des Leiterseils. Aufgrund
des in der Folge größeren Durchhangs besteht die
Gefahr, dass der Abstand des Leiterseils zum Boden,
zu Objekten oder zur Vegetation zu gering wird. Es
drohen elektrische Überschläge, die unter Umständen auch Personen gefährden können, die sich in der
Nähe aufhalten. Nicht nur bei Freileitungen, auch bei
Stromkabeln und Transformatoren spielt die Erwärmung eine begrenzende Rolle. In diesen Fällen führen
zu hohe Temperaturen zu einer verkürzten Lebensdauer des Isolationsmaterials.
DIN-Normen6 legen zur Einhaltung sogenannter
thermischer Limits fixe Werte für die Dauerstrombelastbarkeit einer Freileitung fest (siehe Abbildung 6). Die Überschreitung der thermischen Limits
ist deshalb aktuell die Hauptursache für Netzengpässe. Typischerweise liegt die Maximaltemperatur für herkömmliche Aluminium-Stahl-Leiterseile
bei 80 Grad Celsius. Die Festlegung der Werte in den
DIN-Normen fußt jedoch auf statischen Annahmen,
wie beispielsweise einer bestimmten Außentemperatur, Sonneneinstrahlung und Windanströmung.
Würden die Umgebungsbedingungen fortlaufend
gemessen, könnten Freileitungen häufig deutlich
höher ausgelastet werden. Das sogenannte Freileitungsmonitoring erlaubt eine solche bessere Auslastung der Bestandsnetze, indem gezielt installierte
Sensoren punkt- oder abschnittsweise die tatsächliche Betriebstemperatur der Leiterseile messen. Weht zum Beispiel viel Wind, wird die Leitung
naturgemäß stärker gekühlt und mehr Windstrom
kann übertragen werden. Insgesamt kann die bestehende Netzkapazität also bei Anwendung des Freilei6
vgl. DIN EN 50182 und DIN EN 50341
Maßnahmen zur Netzengpassbehebung (Kosten und betroffene Energiemengen)
Engpass ÜN (konv. KW)
Engpass ÜN (EE)
Engpass VN (EE)
Ecofys (2018) auf Basis von Quartals- und Monitoringberichten der Bundesnetzagentur
Mrd. EUR/a
tungsmonitorings besser genutzt werden als bei der
Vorabfestlegung statischer Grenzwerte der kritischen Parameter. Nach Abschätzung der dena-Netzstudie II7 können Freileitungen in küstennahen
Regionen mit Freileitungsmonitoring um bis zu
50 Prozent höher belastet werden.
Es liegt jedoch auf der Hand, dass Optimierungsmaßnahmen wie FLM grundsätzlich zur Steigerung der
Akzeptanz für den Netzausbau geeignet sind, weil
nicht neue Leitungstrassen errichtet werden müssen,
sondern lediglich die Kapazität bestehender Netze
besser ausgeschöpft wird.
Für den Netzausbau gilt in Deutschland das sogenannte NOVA-Prinzip: Netzoptimierung vor -verstärkung vor -ausbau. Es ist gemäß Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) Bestandteil der Netzplanung
und findet Anwendung im Netzentwicklungsplan,
den die Übertragungsnetzbetreiber alle zwei Jahre
erstellen. Das Freileitungsmonitoring ist eine Maßnahme zur Netzoptimierung. Die vier deutschen
Übertragungsnetzbetreiber wenden es bereits in
unterschiedlichem Maß und auf unterschiedliche Weise an: über witterungsabhängigen Betrieb
der hochbelasteten Nord-Süd-Leitungen (Amprion), über Sommer-/Winterumschaltungen der
zulässigen Strombelastbarkeiten (TransnetBW) oder
über temperaturbedingte Strombelastbarkeiten auf
bestimmten Kuppelleitungen (50Hertz)8 bis hin zur
dynamischen Anpassung der maximalen Strombelastbarkeit auf Basis aktueller Wetterdaten an der
Leitung (über eine Leitungslänge von 4.300 Kilometern bei TenneT).9
Sofortprogramm Flächendeckende Anwendung von
→→ FLM-Rollout-Plan: Erstellung eines Zeitplans
zur Umsetzung vordringlicher FLM-Maßnahmen
noch im Herbst 2018. Der Rollout-Plan identifiziert Stromleitungen mit einem besonders hohen
Nutzen­potenzial für die Anwendung von FLM.
→→ FLM-Rollout: Verpflichtung der Übertragungsnetzbetreiber, bis Ende 2021 die erforderlichen
Sensoren und Steuerelemente für ein flächendeckendes, dynamisches und echtzeitnahes Freileitungsmonitoring einzurichten. Technische und
andere Barrieren, die einer schnellen FLM-Umsetzung entgegenstehen, müssen von den Übertragungsnetzbetreibern lokalisiert und transparent
→→ Anerkennung der Zusatzkosten für die Umsetzung
der FLM-Maßnahmen in den Netzentgelten durch
die Bundesnetzagentur;
→→ Transparenzplattform für Netzausbau: Installierung einer öffentlichen Datenbank (zum Beispiel
durch die Bundesnetzagentur), die einen Überblick
über geplante und bereits realisierte NOVA-Maßnahmen bietet.
Bei der Umsetzung von FLM-Maßnahmen muss darauf geachtet werden, dass bestehende Grenzwerte
für elektrische und magnetische Felder gemäß der
26. Bundesimmissionsschutzverordnung (BImSchV)
und von Geräuschpegeln gemäß der Technischen
Anleitung zum Schutz gegen Lärm (TA Lärm) weiterhin eingehalten werden. Des Weiteren darf der mit
FLM verbundene Anstieg elektromagnetischer Felder
nicht zu einer unzulässigen Belastung etwa des Wartungspersonals von parallel verlaufenden Energieinfrastrukturen (zum Beispiel von Gasnetzen) führen.
dena (2010)
vgl. dena und BET (2017)
vgl. Meinecke, M. (2017)
→→ Freileitungsmonitoring eröffnet die Möglichkeit, wesentlich mehr Strom durch
bestehende Leitungen zu transportieren,
indem es die aktuellen Wetterbedingungen (zum Beispiel die Umgebungstemperatur) im Netzbetrieb berücksichtigt.
→→ Die Maßnahme ist effektiv und kurzfristig
→→ Ein flächendeckender Rollout-Plan mit
Umsetzungszeitpunkten für konkrete
Trassen hilft bei der Umsetzung.
→→ Begründete Restriktionen (zum Beispiel
ein Anstieg elektromagnetischer Felder)
müssen beachtet werden.
3.1.2 Rollout Hochtemperaturleiterseile
Gemäß dem NOVA-Prinzip folgt der Netzoptimierung die Netzverstärkung. Als vergleichsweise neue
Technologie stehen dafür Hochtemperaturleiterseile (HTLS) zur Verfügung. Der Austausch entsprechender Leiterseile auf bestehenden Trassen führt
zu einer wesentlich höheren Übertragungskapazität.
Herkömmliche Aluminium-Stahl-Leiterseile werden
ersetzt durch Hochtemperaturleiterseile aus einer
speziellen Aluminiumlegierung.10 So kann die thermische Grenze der Leitung – und damit die Stromtragfähigkeit – auf einer bestehenden Trasse erhöht
werden. Je nach eingesetzter Technologie steigt die
Übertragungskapazität um 50 bis 100 Prozent.11 Eine
sogenannte Umbeseilung mit HTLS setzt voraus, dass
die Statik der Strommasten für die damit verbundenen mechanischen Belastungen ausreicht. Andernfalls müssen sie entsprechend verstärkt oder ersetzt
werden. Zudem müssen – wie beim Freileitungsmonitoring – trotz höherer elektrischer Ströme die
10 weitere Informationen zu verschiedenen HTLS-Technologien,
siehe Agora Energiewende (2017a) und Agora Energiewende und
Energynautics (2018)
11 vgl. Agora Energiewende und Energynautics (2018); Gomez Exposito, A.
et al. (2007); Kavanagh, T. und Armstrong, O. (2010)
Grenzwerte der 26. BImSchV und der TA Lärm eingehalten sowie die Auswirkungen auf parallele Infrastrukturen wie Gasleitungen berücksichtigt werden.
Im Gegensatz zum Freileitungsmonitoring steht die
Anwendung von Hochtemperaturleiterseilen noch
am Anfang. Dennoch sind sie heute Stand der Technik. HTLS-Pilotabschnitte sind bei den Übertragungsnetzbetreibern Amprion (380-Kilovolt-Leitung
Hanekenfähr–Merzen), TenneT (220-Kilovolt-Leitung Abschnitt Stade–Sottrum) und TransnetBW
(220-Kilovolt-Leitung Daxlanden–Weier) bereits
im Einsatz. Zudem setzt 50Hertz HTLS auf der
380-Kilovolt-Leitung Remptendorf–Redwitz ein.12
Auch der Netzentwicklungsplan 2030 sieht einzelne
HTLS-Maßnahmen vor.
Sofortprogramm Rollout Hochtemperaturleiterseile
→→ Gutachten zur Umsetzung eines breit angelegten Einsatzes von HTLS bis Herbst 2018; darauf
fußend: Erstellung eines Plans Rollout Heißleiterseile 2023 mit Identifizierung und Konkretisierung
geeigneter Trassen, die innerhalb von fünf Jahren
realisiert werden können;
→→ bei allen weniger starken Eingriffen – wie Zu- und
Umbeseilungen13 oder anderweitigen Veränderungen bestehender Trassen und Ersatzneubauten: Verzicht auf die Bundesfachplanung, um die
Umsetzung von Netzoptimierungs- und -verstärkungsmaßnahmen zu beschleunigen;14
12 vgl. dena und BET (2017)
13 Unter Zubeseilung versteht man die Auflage weiterer Leitungen
auf bereits bestehende Trassen. Durch Umbeseilungen können auf
Bestandstrassen Seile mit höherer Übertragungsfähigkeit genutzt
14 Analog hierzu ebenfalls eine Prüfung von Maßnahmen innerhalb eines
Bundeslandes, wenn das Raumordnungsverfahren angewandt wird,
inwieweit hierauf in der Praxis verzichtet werden kann, wenn die
Konfliktpunkte ebenso im Planfeststellungsverfahren behandelt werden
→→ in diesem Zusammenhang Konkretisierung und
Erleichterung der Anforderungen des vereinfachten Verfahrens im Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) (§ 11), um dessen Anwendung in der
Praxis zu erhöhen.
→→ Eine weitere Möglichkeit zur Beschleunigung der
Umsetzung von Umbeseilungen liegt in der verstärkten Anwendung des sogenannten Anzeigeverfahrens für unwesentliche Änderungen
(§ 25 NABEG sowie §§ 43 f. EnWG).
→→ Nachweis der Unerheblichkeit einer Maßnahme:
Durch Maßnahmen zur Erhöhung der Strombelastbarkeit sind erhöhte Immissionen elektrischer,
magnetischer und elektromagnetischer Felder
programmiert. Um eine Maßnahme als unwesentliche Änderung nachzuweisen, müssen die
Übertragungsnetzbetreiber jeweils eine Immissionsberechnung vorlegen und die Einhaltung der
Vorgaben der TA Lärm prüfen.
→→ Wie das Freileitungsmonitoring ist auch
der Einsatz moderner Hochtemperaturleiterseile geeignet, die Übertragungskapazität bestehender Trassen wesentlich zu
→→ Hierfür müssen bestimmte Voraussetzungen, etwa eine ausreichende Statik der
Strommasten und die Einhaltung bestehender Immissionsgrenzwerte, erfüllt
→→ Im Rahmen einer Novellierung des NABEG
ist es wesentlich, Hemmnisse im Genehmigungsrecht bei Maßnahmen abzubauen, die nur einen unerheblichen
­Eingriff darstellen.
3.1.3 Lastflüsse effektiv steuern
Lastflusssteuerung stellt – wie das Freileitungsmonitoring – eine Netzoptimierungsmaßnahme dar. Im
Übertragungsnetz kann der Strom über unterschiedliche Leitungswege von der Erzeugung zu den Ver-
brauchern fließen. Vereinfacht gesagt bedeutet Lastflusssteuerung die „Umleitung“ des Stromflusses von
stark belasteten Leitungen auf benachbarte, weniger
belastete Leitungen. Eine solche Vergleichmäßigung
der Lastflüsse im Netz ermöglicht insgesamt eine bessere Auslastung der Betriebsmittel wie Leitungen und
Transformatoren. Lastflusssteuernde Elemente sind
beispielsweise Phasenschiebertransformatoren – wie
sie schon an der deutsch-polnischen Grenze eingesetzt
werden. Weitere Technologien, die zur Steuerung von
Lastflüssen eingesetzt werden können, sind Flexible AC
Transmission Systems (FACTS) und HGÜ-Systeme.15
Bei der Lastflusssteuerung ist zu beachten, dass eine
Vielzahl von Netzsituationen mit unterschiedlichen
Belastungen der jeweiligen Leitungen auftreten kann.
Es müssen deshalb stets ausreichend Kapazitätsreserven auf den Leitungen vorhanden sein, auf die der
Strom umgeleitet wird. Dies erfordert einen zusätzlichen Koordinationsaufwand, der sowohl benachbarte
Regelzonen der Übertragungsnetzbetreiber im Inland
als auch in europäischen Nachbarländern einschließt.
Meistens können lastflusssteuernde Elemente in
bereits bestehenden Umspannwerken oder Schaltanlagen errichtet werden, wenn diese an netztechnisch
geeigneten Standorten stehen. Diese stellen einen
vergleichsweise geringen Eingriff dar. Lastflusssteuerung kann kurz- und mittelfristig zur Netzoptimierung eingesetzt werden, um Netzengpässe und damit
Redispatch- sowie Einspeisemanagementmaßnahmen zu reduzieren. Die Übertragungsfähigkeit des
Netzes insgesamt vergrößert sich dabei nicht. Aber
die Lastflüsse werden regional umgeleitet und dabei
von stark belasteten Leitungen weg verschoben.
Primär erfolgte der Einsatz von Lastflusssteuerung –
beispielsweise mittels Phasenschieber – hierzulande
an den Grenzen zu europäischen Nachbarländern
wie Polen und Tschechien. Die innerdeutsche Nut15 Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ); weitergehende
Informationen hierzu in: Agora Energiewende und Energynautics (2018)
zung von Phasenschiebern und anderen lastflusssteuernden Elementen zur gleichmäßigeren Auslastung des bestehenden Übertragungsnetzes ist als
Kurzfristmaßnahme in den Netzentwicklungsplan
Strom 2030, Version 2017 (NEP Strom 2030)16 neu
eingegangen. Im Rahmen dieses Prozesses haben die
vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber erstmals sogenannte Ad-hoc-Maßnahmen vorgeschlagen. Sie dienen dazu, Netzengpässe für den Zeitraum
zu überbrücken, in dem die letzten Kernkraftwerke
bereits abgeschaltet, die großen HGÜ-Leitungen von Nord- nach Süddeutschland jedoch noch
nicht fertiggestellt sind. Insgesamt haben die Übertragungsnetzbetreiber in diesem Zusammenhang
16 Ad-hoc-Maßnahmen im NEP 2030, Version 2017,
vorgeschlagen, von denen neun von der Bundesnetzagentur bestätigt wurden.17 Zur Verringerung von
Netzengpässen gehören hierzu schnell realisierbare
Phasen­schieber, deren Einsatz nach einer Wirtschaftlichkeitsbetrachtung in den Jahren 2023 bis
2025 zu einem volkswirtschaftlichen Gewinn von
etwa zwei Milliarden Euro führen wird. Sofern die
Phasenschieber netzdienlich eingesetzt werden, können sie auch in den Jahren danach noch einen Nutzen
liefern.18 Entscheidend und neu bei der Anwendung
von Ad-hoc-Maßnahmen ist, dass die vermiedenen Kosten für Redispatch und Einspeisemanagement in die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung einer
Maßnahme einfließen. Zuvor hat der Netzentwicklungsplan Strom gemäß § 12a EnWG lediglich Maßnahmen für das Zielnetz für mindestens die nächsten
10 und höchstens die nächsten 15 Jahre enthalten.
Die Vorgaben des EnWG sind damit statisch und
zeitpunktbezogen, beachten jedoch nicht Maßnahmen, die zeitraumbezogen in den Übergangsjahren bis
zur Realisierung der geplanten Trassen wirtschaftlich sinnvoll sein können. Der Nutzen des Einsatzes
von Phasenschiebern und anderen lastflusssteuernden Elementen wurde im letzten NEP 2030, Version
16 BNetzA (2017a)
17 BNetzA (2017a), S. 49.
18 BNetzA (2017a), S. 50.
2017, bestätigt. Erste Maßnahmen sind auf den Weg
gebracht. Die Erschließung weiterer Potenziale im
großflächigen Einsatz steht jedoch aus.
Integration der Lastflusssteuerung in den Netzbetrieb ausweiten
Die weitere Integration der Lastflusssteuerung in den
Netzbetrieb sollte in folgenden Schritten erfolgen:
→→ zeitnahes Gutachten zur Lastflusssteuerung im
Übertragungsnetz mit a) einer Netzanalyse zur
Quantifizierung des Potenzials im deutschen
Bestandsnetz, b) der Identifizierung von Standorten,
an denen Phasenschiebertransformatoren eingesetzt werden sollen, sowie deren Dimensionierung,
c) einer Analyse der technischen Rückwirkungen
auf das Übertragungsnetz insgesamt sowie d) einer
Wirtschaftlichkeitsanalyse, insbesondere zu den
Amortisationszeiträumen gegenüber dem Einsatz
von Redispatch und Einspeisemanagement;
→→ zur mittelfristigen Integration in den Netzbetrieb:
Einführung zusätzlicher Prozesse und Algorithmen beziehungsweise Tools in den Leitwarten der
Übertragungsnetzbetreiber für eine Analyse der
erforderlichen Koordination der Stufeneinstellung
sowie einer intensiven Abstimmung mit Übertragungsnetzbetreibern in angrenzenden Regelzonen,
inklusive der Übertragungsnetzbetreiber in den
europäischen Nachbarländern. Dies ist notwendig
zur Koordination der Lastflüsse bei flächendeckendem Einsatz von Phasenschiebern, da dies grenz­
überschreitende Auswirkungen hat.
→→ Integration der Lastflusssteuerung in die Koordination der Steuerung der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber sowie zeitliche Abstimmung
bei der Umsetzung der geplanten Maßnahmen;
→→ Berücksichtigung der Lastflusssteuerung im
Regulierungsrahmen (EnWG, ARegV).
→→ Lastflusssteuerung ermöglicht eine effizientere Nutzung der bestehenden Netze
durch eine Vergleichmäßigung der Netz­
auslastung. Der Strom wird von stark
belasteten Leitungen auf weniger belastete umgeleitet.
→→ Die Maßnahme ist effektiv und schnell
umsetzbar und geeignet, an stark belasteten Leitungsabschnitten Redispatchund Einspeisemanagementmaßnahmen
→→ Mittelfristig kann der großflächige Einsatz
von lastflusssteuernden Elementen wie
Phasenschiebern den Netzbetrieb weiter
optimieren. Hierzu müssen Erfahrungen
gesammelt werden, insbesondere bezüglich der Koordination mit angrenzenden
Regelzonen.
→→ Außerdem ermöglichen lastflusssteuernde Ad-hoc-Maßnahmen eine
Reduktion von Redispatch und Einspeisemanagement. Dazu muss die Lastflusssteuerung im Netzbetrieb in der
3.1.4 Netzbooster gegen Redispatch
Eine weitere Möglichkeit, um Netzengpässe im Übertragungsnetz kurzfristig zu entlasten, wird neuerdings unter dem Begriff Netzbooster diskutiert.19
Dabei handelt es sich um den gezielten Einsatz von
zentralen steuerbaren Batteriespeichersystemen
(vornehmlich im Süden Deutschlands), von zentralen zusätzlichen Lasten, etwa Power-to-Heat (vorrangig im Norden und in der Mitte Deutschlands)
sowie von flexiblen Gasturbinen. Diese Technologien
werden nach dem Konzept als netzdienliche Flexibilität eingesetzt, die ausschließlich den Übertragungsnetzbetreibern zur Netzengpassbehebung zur
Verfügung stehen und direkt an das Übertragungs19 vgl. Consentec (2017)
netz angeschlossen sind. Bei Netzboostern handelt
es sich in diesem Sinn um zusätzliche Betriebsmittel im Übertragungsnetz. Eine Voraussetzung für die
Anwendung von Netzboostern ist, dass der zuständige Übertragungsnetzbetreiber sie im Fehlerfall sehr
schnell und direkt ansteuern kann.
Perspektivisch ermöglichen Netzbooster einen
reaktiven, fehlerbasierten Redispatch. Reaktiver
Redispatch bedeutet, dass nicht präventiv, wegen
eines drohenden Netzengpasses Maßnahmen ergriffen werden, sondern erst im Fehlerfall die netzdienliche Flexibilität schnell aktiviert wird. Hierfür ist eine
operative Einbindung des Konzeptes der Netzbooster in der Leitwarte der Übertragungsnetzbetreiber
wesentlich. Zugleich müssen hohe Sicherheitsanforderungen an die Sensor- und Schalttechnik erfüllt
sein (Stichwort: Cybersecurity), damit die Systemsicherheit bei schnellen Gegenmaßnahmen im Fehlerfall gewahrt bleibt.
Netzbooster können auch als kurzfristige Maßnahme greifen20 und sind insbesondere relevant,
um Redispatch-Maßnahmen im Zeitraum nach dem
Ausstieg aus der Kernenergie zu verringern, bis die
großen HGÜ-Leitungen fertiggebaut sind. Perspektivisch bieten sie das Potenzial, in Kombination mit
der Lastflusssteuerung (Kapitel 3.1.3) eine erste Stufe
zur Umsetzung einer automatisierten Systemführung
Der Vorteil von Netzboostern liegt unter anderem
darin, dass durch entsprechend dimensionierte Batteriespeicher an neuralgischen Punkten im Netz
größere Leistungen zur Netzengpassleistung gesteuert werden können. Der Koordinationsaufwand ist so
erheblich geringer als bei der Steuerung vieler kleiner
flexibler Lasten und Erzeuger.
Analog zur Lastflusssteuerung durch Phasenschieber
zur Reduktion von Redispatch ist auch der Einsatz
20 dann allerdings vorerst unter Verzicht auf die reaktive Ausgestaltung
von Netzboostern eine mögliche, ab 2023 wirksame
Kurzfristmaßnahme, die in die Netzentwicklungsplanung integriert werden kann. Fachleute schätzen,
dass sich die Transportkapazität ansonsten gleicher
Übertragungsleitungen um etwa 30 Prozent erhöhen lässt. Das Redispatch-Volumen würde sich sogar
um bis zu 80 Prozent verringern lassen. Die nach der
Abschaltung der letzten Kernkraftwerke im Jahr 2023
erwartete Abregelung Erneuerbarer Energien könnte
um etwa 70 Prozent reduziert werden.21 Allerdings
fehlt für das Konzept bisher ein entsprechender regulatorischer Rahmen.
Netzbooster kurzfristig einführen
→→ Um Netzbooster kurzfristig bis 2023 in das
Bestandsnetz zu integrieren, werden folgende
Schritte vorgeschlagen:
→→ Analyse des Stromnetzes auf Basis einer leitungsscharfen Netzsimulation, um Netzengpässe und
neuralgische Punkte im Netz, die sich als Standorte
von Netzboostern anbieten, zu identifizieren;
→→ Ausarbeitung von Kosten-Nutzen-Analysen, die
den Aufwand für die Errichtung von Netzboostern
ins Verhältnis setzen zu den zu erwartenden Einsparungen vermiedener Redispatch- und Einspeisemanagementkosten;
→→ Aufnahme von Netzboostern als Ad-hoc-Maßnahme in den Netzentwicklungsplanprozess und
Anerkennung der damit verbundenen Kosten im
Rahmen der ARegV;
→→ bei der Standortfestlegung von Netzboostern
Beachtung des Zusammenspiels mit Phasenschiebertransformatoren, die zur Lastflusssteuerung
eingesetzt werden, sowie mit grenzüberschreitenden Lastflüssen;
→→ Klärung von Eigentumsverhältnissen bei Einsatz
von Netzboostern, insbesondere unter Beachtung
der Entflechtungsvorgaben der EU;
→→ Festlegung technischer Spezifikationen inklusive
IKT-Anforderungen beim Einsatz von Batteriespeichern und flexiblen Lasten als Netzbooster.
21 vgl. Consentec (2017)
→→ Netzbooster sind Batteriespeichersysteme, flexible Lasten oder flexible
Gasturbinen, die von Übertragungsnetzbetreibern ausschließlich zur Netzengpassbehebung eingesetzt werden. Sie eignen sich insbesondere als
Ad-hoc-Maßnahme zur Überbrückung
von Engpässen an neuralgischen Punkten im Netz, bis die großen HGÜ-Trassen
entsprechend dem beschlossenen Übertragungsnetzausbau (EnLAG, NEP, BBPlG)
realisiert sind.
→→ Die Netzengpassbehebung erfolgt perspektivisch durch eine (teil)automatisierte
Steuerung der Netzbooster im Fehlerfall.
Dies muss entsprechend in den operativen Betrieb in die Leitwarten der Übertragungsnetzbetreiber integriert werden
und stellt eine erste Stufe bei der Einführung einer automatisierten Systemführung dar.
Den Zubau Erneuerbarer Energien
ohne zusätzliche Abregelung und
Redispatch organisieren
3.2.1 Power-to-Heat-Anlagen (PtH) in wind­
reichen Regionen effektiver anreizen
In den letzten Jahren haben infolge von Netzengpässen Redispatch- und Einspeisemanagementmaßnahmen teilweise stark zugenommen. Zuletzt meldete die
Bundesnetzagentur für das Jahr 2017 Rekordgesamtkosten von 1,4 Milliarden Euro für die Maßnahmen
zur Netzstabilisierung.22 Infolge der Heterogenität
des deutschen Übertragungs- und Verteilnetzes zeigt
sich in den verschiedenen Netzregionen eine stark
unterschiedliche Intensität dieser Eingriffe.
In Norddeutschland mit seiner intensiven Windnutzung wird besonders viel abgeregelt. Dies ist eine
Konsequenz daraus, dass der Netzausbau dem Zubau
der Erneuerbare-Energien-Anlagen nicht nachkommt und der erzeugte Windstrom zu bestimmten
Zeiten in den jeweiligen Regionen nicht genügend
Abnehmer findet. So fallen – je nach Quartal – 60 bis
über 70 Prozent der Einspeisemanagementmaßnahmen allein in Schleswig-Holstein an.23 Weitere
stärker betroffene Bundesländer sind Niedersachsen, Mecklenburg-Vorpommern und Brandenburg.
Das Erneuerbare-Energien-Gesetz 2017 hat der
regionalen Dimension von Netzengpässen Rechnung getragen durch die Einführung einer Obergrenze des Zubaus von Onshore-Windenergieanlagen in Regionen, in denen das Übertragungsnetz
bereits besonders belastet ist (§ 36c EEG). Hierfür hat die Bundesnetzagentur, basierend auf einer
Systemanalyse, ein sogenanntes Netzausbaugebiet
definiert, das gegenwärtig Schleswig-Holstein, den
nördlichen Teil Niedersachsens, Bremen, Hamburg
und Mecklenburg-Vorpommern umfasst. Als weitere Übergangsmaßnahme zur besseren Verzahnung von Netzinfrastruktur und dem Zubau von
Erneuerbare-Energien-Anlagen ist für die Übertragungsnetzbetreiber die Möglichkeit der Kontrahierung von zuschaltbaren Lasten eingeführt worden.
Das Problem: Häufig wird die Stromproduktion von
Windenergieanlagen im Norden abgeregelt, während KWK-Anlagen24 auf Basis von Kohle oder Gas
weiterhin Strom erzeugen und dabei CO2 emittieren.
Der Grund dafür ist die Inflexibilität von KWK-Anlagen, die vertraglich zur Deckung lokaler Wärmebedarfe verpflichtet sind und dabei gleichzeitig und
unabhängig vom konkreten Bedarf Strom produzieren. Hier greift § 13(6a) EnWG für zuschaltbare Lasten: Er sieht vor, dass Übertragungsnetzbetreiber mit
Betreibern von KWK-Anlagen im Netzausbaugebiet
vertraglich vereinbaren können, dass diese in den
zuvor beschriebenen Situationen ihre KWK-Stromproduktion reduzieren und stattdessen über eine
Power-to-Heat-Anlage die erforderliche Wärme
erzeugen („nutzen statt abregeln“). Insgesamt können
die Übertragungsnetzbetreiber nach der Regelung
bis zu zwei Gigawatt kumulierte Leistung kontrahieren. Die teilnehmenden KWK-Anlagen müssen
dabei kostengünstig und effizient zur Beseitigung
des jeweiligen Engpasses beitragen können. Sie profitieren von einer Erstattung der Investition in die
Power-to-Heat-Anlage, einer angemessenen Vergütung für die Absenkung der KWK-Einspeisung sowie
einer Erstattung für die dafür benötigte elektrische
Energie aus dem Netz. Die Vertragslaufzeit beträgt
fünf Jahre, und die KWK-Anlage muss vor dem Jahr
2017 in Betrieb genommen worden sein. Diese Regelung zu zuschaltbaren Lasten ist befristet und kann
bis Ende Dezember 2023 angewandt werden. Andere
Technologien als KWK-Anlagen können – bisher nur
theoretisch – zum Zuge kommen, wenn die im Gesetz
vorgesehene Grenze von zwei Gigawatt über die Kontrahierung von KWK-Anlagen nicht erreicht wird.
Dafür muss die Bundesregierung einen Vorschlag für
eine entsprechende Rechtsverordnung vorlegen.
22 BNetzA (2018)
23 BNetzA (2018a), S. 17 ff.
24 Kraft-Wärme-Kopplung (KWK)
Zudem wurde 2017 die SINTEG-Verordnung (Schaufenster intelligente Energie – Digitale Agenda für die
Energiewende) beschlossen, die unter anderem eine
Experimentierklausel enthält, um neue Verfahren für
eine sichere und stabile Stromversorgung bei sehr
hohen Anteilen Erneuerbarer Energien zu erproben.
Die SINTEG-Verordnung ist ebenfalls bis Mitte 2022
befristet und ermöglicht fünf Schaufensterregionen,
in großen regionalen Versuchsfeldern innovative
Verfahren und Technologien zu testen. Wirtschaftliche Nachteile, die teilnehmenden Akteuren wie
Letztverbrauchern, Erneuerbare-Energien-Anlagenund Speicherbetreibern aus der Teilnahme entstehen
(Netzentgelte, Umlagen), werden erstattet.
Bislang kommt die Umsetzung dieser Regelung in
§ 13(6a) EnWG nicht voran. Bis Jahresbeginn 2018
war noch kein Anlagenbetreiber an die Übertragungsnetzbetreiber herangetreten, um einen entsprechenden Vertrag abzuschließen; bislang ist das
Interesse sehr begrenzt. Refinanzierungsfragen sowie
die Frage der Anerkennung der Investitionskosten
als nicht beeinflussbare Kosten seitens der Übertragungsnetzbetreiber behindern offenbar die Umsetzung.25 Zudem sind gemäß Netzentgeltmodernisierungsgesetz (NEMoG) nach Ende 2023 keine neuen
Verträge mehr erlaubt.
Um nachhaltig Investitionsanreize für netzdienliche Flexibilität zu setzen, bedarf es jedoch langfristig tragfähiger Mechanismen, die nicht an befristete
Ausnahmeregelungen und -klauseln gekoppelt sind.27
Ein tragfähiges Regelwerk für Power-to-Heat-Anlagen: „nutzen statt abschalten“
Um netzdienliche Power-to-Heat-Anlagen erfolgreich anzureizen, bedarf es folgender Schritte:
→→ kurzfristig: vorübergehende Befreiung netzdienlich eingesetzter Power-to-Heat-Anlagen im
Netz­ausbaugebiet von Abgaben und Umlagen;
→→ mittelfristig: Setzung von tragfähigen Anreizen für netzdienliche Flexibilität (etwa flexible Lasten, Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen,
Erneuerbare-Energien-Anlagen, Speicher) durch
technologieoffene Smart Markets als Koordinationsmechanismus zwischen Markt und Netz.
Hierzu bedarf es einer Weiterentwicklung des
§ 13(6a) EnWG sowie des § 14a EnWG für steuerbare Verbrauchseinrichtungen, um ein kohärentes Regelwerk für die Mobilisierung netzdienlicher
Flexibilität zu schaffen.28
Gleichzeitig lässt sich im Rahmen von SINTEG beobachten, dass immer mehr Akteure Konzepte für netzdienliche Flexibilitätsoptionen – oder sogenannte
Smart Markets26 – entwickeln. Dabei geht es darum,
in Netzengpassregionen durch Koordinationsplattformen Anreize für netzdienliche Flexibilität zu
schaffen, über die die Netzbetreiber netzdienliche
Flexibilitätsoptionen (zum Beispiel flexible Lasten,
Erzeuger und Speicher) abrufen können. Auch diese
Möglichkeit ist bisher entsprechend der Befristung
der SINTEG-Verordnung bis Mitte 2022 begrenzt.
25 vgl. Energate (2017)
27 vgl. Hinterberger, R. et al. (2018)
26 für eine Übersicht zu grundlegenden Konzepten, wie Smart Markets ausgestaltet werden können, siehe Ecofys und Fraunhofer IWES (2017)
28 vgl. regulatorische Roadmap und vorgeschlagene Smart-Market-Modelle
in Ecofys und Fraunhofer IWES (2017)
→→ Netzdienliche Flexibilität wie Power-­toHeat-Anlagen, weitere flexible Lasten,
Speicher und Erzeuger können Netzengpässe entlasten oder beheben – und
zugleich dazu beitragen, dass der Strom
aus Erneuerbaren Energien auch künftig
sinnvoll genutzt statt abgeregelt wird.
→→ Die Anreize für netzdienliche Flexibilität
über den § 13(6a) EnWG für zuschaltbare
Lasten im jetzigen Regelwerk sind bisher nicht ausreichend, um entsprechende
Investitionen zu generieren. Zudem sind
sowohl die Regelungen für zuschaltbare
Lasten als auch für die Experimentierklausel der SINTEG-Projekte befristet.
→→ Kurzfristig müssen Power-to-Heat-Anlagen durch eine Befreiung von Abgaben
und Umlagen sowie eine Überarbeitung
der Netzentgeltregelungen stärker angereizt werden.
→→ Mittelfristig geht es darum, über sogenannte Smart Markets an der Schnittstelle
von Markt und Netz eine technologieoffene Mobilisierung netzdienlicher Flexibilität zu schaffen.
3.2.2 Must-run-Sockel konventioneller
Erzeugung gezielt abbauen
Immer häufiger treten in Deutschland Situationen auf, in denen stundenweise fast die gesamte
Stromnachfrage aus Erneuerbaren Energien gedeckt
wird. Für die nächsten Jahre ist mit dem weiteren
beschleunigten Ausbau der Erneuerbaren Energien
auf etwa 65 Prozent des Bruttostromverbrauchs bis
2030 zu erwarten, dass für eine stetig wachsende
Zahl von Jahresstunden die Stromnachfrage komplett
aus Erneuerbaren Energien gedeckt werden kann.
Konventionelle Stromerzeugung ist in diesen Zeiten im Prinzip nicht mehr notwendig und wegen der
Brennstoffkosten zudem teurer als Strom aus Wind­
energie- oder Photovoltaikanlagen. 29
Allerdings ist – unveränderte Marktregeln und gleiches Akteursverhalten unterstellt – bereits heute
abzusehen, dass selbst in Situationen, in denen die
gesamte Stromnachfrage aus Erneuerbaren Energien gedeckt werden könnte, dennoch in erheblichem Umfang konventionelle Kraftwerke am Netz
bleiben und weiter Strom erzeugen. Sofern der Strom
nicht gespeichert werden kann, müssen in der Folge
in zunehmendem Maß Erneuerbare Energien abgeregelt werden, was wiederum der Einhaltung der
Erneuerbare-Energien-Ziele sowie der Klimaschutzziele entgegensteht. Denn in solchen Situationen
verdrängt konventioneller, mit Treibhausgasemissionen behafteter Strom erneuerbaren Strom – entgegen dem gesetzlich festgeschriebenen Einspeisevorrang Erneuerbarer Energien (§§ 11 und 14 EEG sowie
§ 13 EnWG). Diese Einspeisung aus konventionellen
Strom­erzeugungsanlagen wird als konventionelle
Mindesterzeugung30 oder Must-Run bezeichnet und
auf 15 bis 30 Gigawatt31 geschätzt.
Entsprechend ihres geplanten Hauptanwendungszwecks wurden große Kraftwerke in der Vergangenheit für Grund- oder Mittellastfahrweise konzipiert.
Für ein schnelles An- und Abfahren oder niedrige
Stromeinspeisungen sind die meisten dieser Kraftwerke dagegen nicht ausgelegt. Weil inzwischen
immer häufiger niedrige oder auch negative Strompreise auftreten, wird der Betrieb dieser Kraftwerke
zunehmend unrentabel. Als Gegenmaßnahme haben
die Kraftwerksbetreiber viele ihrer Kraftwerke tech-
29 im Sinne kurzfristiger Grenzkosten
30 Im Folgenden wird die Mindesterzeugung als „sogenannte
Mindesterzeugung“ bezeichnet, um hervorzuheben, dass die
Mindesterzeugung keine physikalische oder technisch festgeschriebene
Größe ist, sondern von technischen, regulatorischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen abhängt, die verändert werden können, um
die Mindesterzeugung zu senken. Die sogenannte Mindesterzeugung ist
damit nur eine Mindesterzeugung im engeren Sinne unter den jeweils
gegebenen Rahmenbedingungen.
31 vgl. Agora Energiewende (2014), Consentec (2016b) und BNetzA (2017b)
nisch und operativ so flexibilisiert, dass sie schneller und günstiger ab- und wieder angefahren werden
können; ihre technische Mindesterzeugung wurde
teilweise erheblich reduziert.32 Beispielsweise haben
Kraftwerksbetreiber von Braunkohlekraftwerken die
sogenannte Mindesterzeugung des gesamten Braunkohlekraftwerksparks von 9,8 Gigawatt im Dezember 2012 auf 4,6 Gigawatt im Dezember 2017 mehr als
halbiert.33
Doch die Anpassung an die neuen Gegebenheiten
stößt an technische, regulatorische und wirtschaftliche Grenzen. Dennoch muss der Must-run-Sockel
weiter deutlich abgebaut werden, weil er nicht nur
die Einhaltung der Klimaschutzziele und der Ausbauziele Erneuerbarer Energien erschwert, sondern auch
die Stromnetze zusätzlich belastet.
Neben der verbleibenden technischen Inflexibilität bestehender Kraftwerke erhöht derzeit ein ganzes
Bündel weiterer Ursachen34 die Mindesterzeugung
konventioneller Kraftwerke im Netz.35
→→ Selbst produzierter Strom (Eigenerzeugung) ermöglicht es Industriebetrieben, Netzentgelte, Abgaben
und Umlagen zu sparen. Es ist für sie daher häufig
lukrativ, Strom selbst – meist aus Steinkohle- oder
Gaskraftwerken – zu erzeugen, statt klimaschonenden (erneuerbaren) Strom aus dem öffentlichen
Netz zu beziehen.
→→ Darüber hinaus erhalten Stromerzeuger, die in
nachgelagerte Netze einspeisen, durch vermiedene
Netzentgelte ebenfalls einen Anreiz, ihre Mindesterzeugung zu erhöhen.
→→ Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen stellen – wie der
Name sagt – in erster Linie Wärme bereit. Daran
sind sie vertraglich gebunden. In Zeiten, in denen
32 vgl. Agora Energiewende (2017c)
33 vgl. Agora Energiewende (2018a) mit Agora Energiewende (2018b)
34 vgl. BNetzA (2017b), Consentec (2016b)
35 für eine Abschätzung zum Beitrag der Ursachen an der sogenannten
Mindestlast vgl. Consentec (2016b)
der dabei „nebenbei“ erzeugte Strom nicht zur Lastdeckung benötigt wird, erhöhen auch diese Anlagen die Mindesterzeugung.
→→ Darüber hinaus laufen (konventionelle) Kraftwerke
zum Teil auch dann, wenn sie in Phasen hoher Einspeisung Erneuerbarer Energien nicht zur Lastdeckung benötigt werden, um im Fall von Frequenzschwankungen im Netz die Stromeinspeisung
reduzieren zu können; diese Kraftwerke können im
Rahmen ihrer Flexibilität heruntergeregelt werden
und sogenannte negative Regelarbeit bereitstellen. (Prinzipiell kann Regelleistung und Regelarbeit
auch aus Erneuerbare-Energien-Anlagen bereitgestellt werden. Allerdings behindern die aktuellen
Marktregeln noch ihren Einsatz.)
→→ Zudem laufen (konventionelle) Kraftwerke durch,
um eventuelle Ausfälle von Kraftwerken oder Verbrauchern absichern oder Regelleistung bereitstellen zu können. (Für Regelleistung müssen die
Anbieter eine hohe Verfügbarkeit garantieren.
Bilanzkreisverantwortlichen entstehen unter
Umständen hohe Kosten für Ausgleichsenergie,
wenn sie Fahrplanabweichungen nicht selbst, zum
Beispiel mit sogenannten Besicherungskraftwerken, korrigieren können.)
→→ Auch Redispatch-Eingriffe tragen zur Mindesterzeugung bei, indem Kraftwerksbetreiber nach einer
entsprechenden Aufforderung durch die Übertragungsnetzbetreiber ihre Stromeinspeisung hinter
dem Netzengpass erhöhen.
→→ Weitere Systemdienstleistungen für einen stabilen Netzbetrieb wie Spannungshaltung und Kurzschlussleistung werden heute meist ebenfalls von
konventionellen Kraftwerken erbracht, die wiederum zum sogenannten Must-run-Sockel beitragen.
So vielfältig die Ursachen für den zögerlichen Abbau
der Must-run-Kapazitäten sind, so vielfältig (und
dringlich) sind auch die möglichen Abhilfemaßnahmen:
→→ Reform der Netzentgelte sowie der Regelungen
zu vermiedenen Netzentgelten, der Abgaben und
Umlagen, um Preisverzerrungen abzubauen und
Anreize so zu setzen, dass sie in Richtung Senkung
der Gesamtsystemkosten wirken.
→→ Flexibilisierung der Wärmeseite durch Flexibilisierung von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen,
Wärmespeicher und Wärmepumpen sowie wärmeseitige Effizienzmaßnahmen zur Reduzierung
der Wärmenachfrage. Darüber hinaus Abbau der
ungleichen Belastung von Energieträgern mit Steuern, Abgaben und Umlagen zur Stromerzeugung
einerseits und zur Wärmeerzeugung andererseits;
→→ konsequente Weiterentwicklung der Marktregeln zur Öffnung des Marktes für Regelleistung
und Regelenergie für Erneuerbare-Energien-­
Anlagen (EE-Anlagen); Negative Besicherungsleistung sollte – zumindest in Zeiten ausreichender
EE-Stromerzeugung – ebenfalls aus Erneuerbaren
Energien erbracht werden.
→→ Bedarfsermittlung für Spannungshaltung und
Kurzschlussleistung durch die Netzbetreiber und
Übertragung der weiteren Systemdienstleistungen auf EE-Anlagen – zumindest in Zeiten hoher
EE-Stromeinspeisung – und Entkopplung der Systemdienstleistungen von der Stromeinspeisung
(Wirkleistung).
→→ Trotz einiger technischer Fortschritte bei
der Flexibilisierung konventioneller Kraftwerke verändert sich die Größenordnung
der sogenannten Mindesterzeugung in
den letzten Jahren kaum mehr.
→→ In naher Zukunft wird die Stromnachfrage
für immer mehr Jahresstunden komplett
aus Erneuerbaren Energien gedeckt werden können.
→→ Die derzeit hohe Mindesterzeugung
(Must-Run) behindert damit zunehmend
eine kosteneffiziente Erreichung der
Erneuerbare-Energien-Ziele sowie der Klimaschutzziele.
→→ Mit einem aufeinander abgestimmten
Bündel regulatorischer Maßnahmen zur
Reduzierung der Mindesterzeugung kann
der Must-run-Sockel erheblich reduziert
werden, wobei zur Überprüfung der Wirksamkeit der Maßnahmen größtmögliche
Transparenz über die individuellen Beiträge der Kraftwerke zur Mindestlast hergestellt werden muss.
36 Die Mindesterzeugung wurde für den Betrachtungszeitraum 2012/2014
abgeschätzt auf 15 bis 28 Gigawatt (Agora Energiewende (2014)), für
2015 auf 25 bis 30 Gigawatt (Consentec (2016b)) beziehungsweise
auf 23,4 bis 28,1 Gigawatt (BNetzA (2017b).
4 Regionale Ausgewogenheit beim Ausbau der
Windenergie fördern
Die Große Koalition bekennt sich in ihrem Koalitions­
vertrag zum Ziel einer weiterhin „einheitlichen
Stromgebotszone in Deutschland“. Vor diesem Hintergrund strebt sie eine bessere regionale Steuerung des
Ausbaus der Erneuerbaren Energien an und will „für
die Ausschreibungen südlich des Netzengpasses einen
Mindestanteil über alle Erzeugungsarten“ festlegen.
Das regionale Ungleichgewicht des Zubaus insbesondere von Onshore-Windenergieanlagen hat sich
mit der Einführung der Ausschreibungsrunden seit
2017 verschärft, mit entsprechenden Folgen für die
Netzengpasssituation und den künftigen Ausbaubedarf bei den Übertragungsnetzen. Im Jahr 2017
wurden südlich des Netzengpasses (in den ­Ländern
Baden-Württemberg, Bayern, Rheinland-Pfalz,
dem Saarland und Südhessen) nur drei Prozent aller
Anlagen bezuschlagt37. Die Große Koalition hat das
Problem erkannt und in ihrem Koalitionsvertrag
eine „bessere regionale Steuerung des Ausbaus der
Erneuerbaren Energien“ angekündigt, um die weiter zunehmenden Redispatch-Kosten zu begrenzen. Zwar hat sich die Situation in den ersten beiden Ausschreibungsrunden des Jahres 2018 etwas
verbessert.38 Doch insgesamt bleibt es dabei: Weniger
als zehn Prozent der Projekte seit Beginn der Wind­
energie-Ausschreibungen wurden südlich des Netz­
engpasses („Mainlinie“) bezuschlagt. Im Kern geht es
darum, einen gleichmäßigeren Zubau von Erneuerbaren Energien über die Fläche Deutschlands anzureizen. Insbesondere müssen aus Netzsicht Standorte in
den verbrauchsintensiven süddeutschen Bundesländern stärker zum Zuge kommen.
Um beim Ausbau der Erneuerbaren Energien ein
aus volkswirtschaftlicher Sicht optimales Gleichgewicht zwischen dem Zubau an den besten Standorten
(Standortoptimalität) und dem notwendigen Ausbau
des Übertragungsnetzes (Systemoptimalität) zu erreichen, hat sich in der Vergangenheit im Windsektor
das sogenannte Referenzertragsmodell mehr oder
weniger bewährt. Es gesteht Windanlagen an weniger windgünstigen Standorten eine höhere Vergütung
zu als in den windreichen Regionen insbesondere in
Norddeutschland. Trotzdem hat sich das Ungleichgewicht der Windstromerzeugung zwischen Nord- und
Süddeutschland mit jedem Jahr weiter verschärft und
damit auch das Problem des Netzengpasses entlang
der „Mainlinie“. Zwar stellt sich das Problem beim
Ausbau der Photovoltaikkapazitäten so nicht (die mit
Abstand meisten Solaranlagen wurden südlich des
Engpasses errichtet). Sie können das durch den starken Windausbau im Norden entstandene Problem
allerdings auch nicht kompensieren.
Mit der Einführung der Ausschreibungen hat sich die
Situation erneut deutlich verschärft. Setzt sich die extrem unausgewogene Verteilung von Onshore-Wind­
energieanlagen bei gleichzeitig weiterhin kräftigem
Zubau in den kommenden Jahren fort, würde das den
Netzengpass an der „Mainlinie“ weiter verengen und
den Netzausbaubedarf in Nord-Süd-Richtung erhöhen. Gleichzeitig stößt absehbar auch die Zahl geeigneter Flächen an ertragsstarken Standorten im Norden
an Grenzen. Ein weiterer, allein auf diese Regionen konzentrierter Ausbau der Windenergie belastet
zunehmend die Akzeptanz in der Bevölkerung.39
37 FA Wind (2018)
38 BNetzA (2018b); BNetzA (2018c)
39 Agora Energiewende (2018c)
Den regional ausgewogenen Zubau Erneuerbarer
Energien regulatorisch absichern
Um kurz-, mittel- und langfristig möglichst viel
Strom aus Erneuerbaren Energien in das bestehende
und künftige Netz integrieren zu können, muss der
Zubau grundsätzlich in allen Regionen Deutschlands
erfolgen. Dazu bedarf es
→→ der zeitnahen Einführung einer Regionalquote im
Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) bei künftigen
Ausschreibungsrunden für Windenergie an Land;
→→ einer Ausgestaltung der Regionalquote, die mindestens sicherstellt, dass sich südlich der „Mainlinie“ prozentual wieder der Zubau von Windenergie
einstellt, der vor der Umstellung auf Ausschreibungen durchschnittlich erreicht wurde.40
→→ Um den Netzausbaubedarf im Übertragungsnetz nicht weiter zu erhöhen,
bedarf es einer ausgewogeneren regionalen Verteilung beim künftigen Zubau von
Onshore-Windenergieanlagen.
→→ Ausschreibungen in der bisherigen Ausgestaltung führen dazu, dass weit überwiegend Standorte im windreichen Norden
Deutschlands zum Zuge kommen.
→→ Als Lösung bietet sich die Einführung
einer Regionalquote bei künftigen Ausschreibungsrunden an, die einen regional
ausgewogenen Zubau sicherstellt.
40 Der ebenfalls diskutierte Vorschlag, das Referenzertragsmodell auf
weniger windhöffige Standorte („60-Prozent-Standort“) zu erweitern,
würde das Ziel einer ausgewogeneren Verteilung nicht sicher erreichen, weil die norddeutschen Standorte zum Beispiel wegen niedriger
Erschließungskosten (Geologie, Waldstandorte im Süden) weiter im
Vorteil wären.
Regionale Verteilung der 2017 in den Ausschreibungen bezuschlagten Windenergieanlagen
für 60 WEA
(7 Kreise)
22 Zuschläge
für 90 WEA
(6 Landkreise)
40 Zuschläge
für 150 WEA
(15 Landkreise)
davon NAG:
9 Zuschläge
für 35 WEA
4 Zuschläge
für 17 WEA
(2 Landkreise)
52 Zuschläge
für 211 WEA
(14 Landkreise)
26 Zuschläge
(13 Kreise)
11 Zuschläge
für 44 WEA
(8 Landkreise)
8 Zuschläge
für 34 WEA
(7 Landkreise)
5 Zuschläge
für 12 WEA
(4 Landkreise)
Nördlich der »Mainlinie«
(Bundesländer: BB, BE, HB, HH,
Nord-HE, NI, NW, MV, ST, SN, TH)
Landkreis außerhalb
3 Zuschläge
für 9 WEA
(3 Landkreise)
für 13 WEA
97 % der Anlagen
Südlich der »Mainlinie«
(Bundesländer: BW, BY, RP,
Süd-HE, SL)
3 % der Anlagen
Landkreis inerhalb
Restliches Netz­
Fachagentur Windenergie an Land (2018)
Jetzt die Netze und den Netzbetrieb der Zukunft
Um das 65-Prozent-Ziel der Bundesregierung
im Stromsektor im Jahr 2030 zu erreichen, muss
das Übertragungsnetz ab sofort auf die Erfordernisse der Zukunft vorbereitet werden. Das künftige Stromsystem ist durch eine hochgradig fluktuierende Erneuerbare-Energien-Erzeugung sowie
neue Verbraucher – von Wärmepumpen bis hin zur
Elektromobilität – charakterisiert. Millionen Akteure
auf Angebots- und Nachfrageseite müssen koordiniert werden, Netzsicherheit und Systemstabilität
gewahrt bleiben, um eine hohe Versorgungssicherheit
auch in Zukunft zu gewährleisten. Zugleich steigt die
Komplexität des Netzbetriebs aufgrund der steigenden Zahl unterschiedlicher Betriebssituationen im
Zusammenspiel von Stromerzeugung und -nachfrage
über die verschiedenen Spannungsebenen hinweg.
Dies führt zu einem steigenden Koordinationsaufwand und höheren Anforderungen an die Informations- und Kommunikationstechnologien (IKT) im
Stromnetz. Am Ende müssen physikalische Größen
in Echtzeit erfasst, überwacht und die zugehörigen
Betriebsmittel gesteuert werden können. Zusätzlich
zu den bereits erwähnten thermischen Grenzen bei
Netzengpässen können künftig auch Stabilitätsgrenzen an Relevanz gewinnen. Hierzu gehören vor allem
die Spannungsstabilität bei Freileitungen sowie die
transiente Stabilität. Technische Maßnahmen wie
Freileitungsmonitoring oder Neuentwicklungen wie
Hochtemperaturleiterseile erhöhen die Strombelastbarkeit von Leitungen, was zu einer Erhöhung der
thermischen Grenzen führt. Die Stabilitätsgrenzen im
Netzbetrieb bleiben davon jedoch unberührt, sodass
sie es sind, die bei einer Erhöhung der Strombelastbarkeit als neuer begrenzender Faktor zunehmend in
den Blick geraten.41
41 Allerdings dominieren im aktuellen Netzbetrieb des Jahres 2018 in
Deutschland noch eindeutig die thermischen Limits den Stromtransport.
Die Modernisierung der Energienetze ist ein erklärtes Ziel des Koalitionsvertrags. Dabei geht es sowohl
um die Optimierung der Bestandsnetze als auch um
einen schnelleren Ausbau der Stromnetze für das
neue Energiesystem: mit neuen Technologien und
einer stärkeren Digitalisierung. Auch eine intensivere Zusammenarbeit der Netzbetreiber untereinander kann helfen, die Bestandsnetze höher
auszulasten.42 Informations- und Kommunikationstechnologien (IKT) – und damit die Digitalisierung – stellen einen Enabler dar, um eine Vielzahl von
Akteuren im Strom- und Energiesystem in Echtzeit
zu koordinieren. Die Erfassung von Istzuständen im
Netz (durch sogenannte Netzzustandsüberwachung)
ermöglicht die Optimierung des Systembetriebs unter
Nutzung der vorhandenen Netzkapazität, inklusive
einer intelligenten Steuerung von Stromerzeugern,
Verbrauchern und Speichern.43 Einige der Maßnahmen, die die Digitalisierung möglich macht, werden
voraussichtlich erst um das Jahr 2030 herum greifen.
Dennoch ist entscheidend wichtig, heute die notwendigen Schritte einzuleiten, da die zugehörigen
Prozesse in die Leitwarten bei der Systemführung
integriert werden müssen. Das geht nicht von heute
auf morgen, sondern bedarf einer sorgfältigen und
schrittweisen Integration und Planung.
Auch bezüglich der „Hardware“ im Sinne der Netz­
infrastruktur gilt das Vorsorgeprinzip: Das 65-Prozent-Ziel der Bundesregierung und die dadurch
ausgelöste Beschleunigung des Zubaus Erneuerbarer
Energien bis 2030 erfordert ein erneutes Nachdenken über die großen, im Bundesbedarfsplangesetz
(BBPlG) festgelegten Übertragungstrassen. Dies wird
sich zunächst in der Netzentwicklungsplanung der
Übertragungsnetzbetreiber niederschlagen und in
42 vgl. KoaV (2018)
43 vgl. Agora Energiewende und Energynautics (2018), S. 22 f.
die Frage münden, ob für die Zeit nach 2030 weitere
Leitungsgroßprojekte erforderlich sein werden oder
ob sich andere, intelligentere Lösungen auf Basis der
bestehenden Planungen anbieten (Kapitel 5.3).
5.1	Schrittweise Integration von
­Online-Assistenzsystemen in die
In Zukunft gewinnt das netzdynamische Verhalten
an Bedeutung, wenn die thermischen Grenzen durch
Netzoptimierungs- und -verstärkungsmaßnahmen
nach oben verschoben werden. Mit anderen Worten:
Freileitungsmonitoring und Hochtemperaturleiterseile erhöhen zwar die Strombelastbarkeit von Leitungen. Wichtiger und möglicherweise entscheidend
für die Netzsicherheit werden dann Stabilitätsprobleme (zum Beispiel Spannungsstabilität, transiente
Stabilität, Winkelstabilität). Um die Netzsicherheit in
Zukunft verlässlich beurteilen zu können, ist daher
von entscheidender Bedeutung, nicht nur mit stationären Berechnungen thermische Grenzen zu berücksichtigen, sondern ebenso, Stabilitätsgrenzen zu
bestimmen.44
Dynamic Security Assessment (DSA) ist ein Netzplanungsinstrument zur Simulation dynamischer Netz­
ereignisse. Damit kann die Netzsicherheit im Verlauf
einer Störung bewertet werden – und nicht nur wie
bisher im Zustand vor und nach dem Störungseintritt, wie es bei statischen Analysen der Fall ist. DSA
greift selbst jedoch nicht in das Netzgeschehen ein,
sondern visualisiert das dynamische Netzverhalten
und ermöglicht so die Bestimmung der damit verbundenen Stabilitätslimits. Traditionell ist – aufgrund
der Komplexität dieser nicht-linearen Vorgänge – die
Stabilitätsbewertung mit DSA offline erfolgt. Zugleich
bedeutet dies natürlich, dass für die Stabilitätsbewertung weitere Änderungen des Netzzustandes nicht in
Echtzeit in die Offline-Simulation einfließen können,
44 vgl. Agora Energiewende und Energynautics (2018), S. 53 ff.
da diese ex ante erfolgt.45 Entsprechend müssen bei
der Abschätzung der Strombelastbarkeit erhebliche
Sicherheitsmargen eingehalten werden, um eine Verletzung der Grenzwerte zu vermeiden. Online Dynamic Security Assessment (Online-DSA) ist hingegen
ein Assistenzsystem, bei dem ein „Schnappschuss“
des Systemzustands in Echtzeit erfolgt, sodass im Falle
einer Störung Gegenmaßnahmen zeitnah entweder
automatisiert oder durch den Netzbetreiber ergriffen
werden können.46 Dabei stellt Online-DSA – genau
wie ein Offline-DSA – ein Visualisierungs-Tool dar,
das nicht aktiv in den Netzbetrieb eingreift. Eine
Voraussetzung für echtzeitnahes Online-DSA ist die
ständige Verfügbarkeit der notwendigen Messdaten,
beispielsweise aus sogenannten Phase Measurement
Units (PMUs), die an ausgewählten Punkten weitflächig im Übertragungsnetz verteilt werden. Durch die
Kenntnis und Einbeziehung des aktuellen Betriebszustandes des Netzes können bestehende Netzkapazitäten effizienter genutzt werden.
Der Einsatz von Online-Assistenzsystemen wie
Online-DSA zur Beurteilung kritischer Netzzustände
kann schrittweise in den Leitwarten erfolgen. In Ländern, in denen Stabilitätsbewertungen für den sicheren Betrieb des Übertragungsnetzes schon heute relevant sind, finden bereits unterschiedliche Varianten
von Online-DSA Anwendung, so beispielsweise in
Irland und Spanien.47 In Deutschland sind gegenwärtig die thermischen Grenzwerte – also nicht die
Stabilitätslimits – im Netzbetrieb ausschlaggebend,
sodass die Einführung von Online-DSA aktuell nicht
zu einer Einsparung von Netzausbau oder Engpassmanagementmaßnahmen führen würde.48 Dessen
ungeachtet muss der Einstieg in die neuen Technologien heute beginnen, damit Online-Assistenzsys-
45 vgl. CIGRÉ Working Group C4.601 (2007)
46 vgl. CIGRÉ Working Group C4.601 (2007)
47 weitere Informationen in: Agora Energiewende und Energynautics
(2018), S. 55 f.
48 vgl. Agora Energiewende und Energynautics (2018), S. 58
teme in den Leitwarten integriert sind, wenn sie in
Zukunft benötigt werden.
5.2	Mittelfristig die weitgehend automatisierte Systemführung vorbereiten
Einführung von Online-Assistenzsystemen
(Online-DSA) für die Netzleitstellen
Um die bereits erfolgten ersten Schritte der Übertragungsnetzbetreiber zur Einführung von OnlineDSA in den Netzleitstellen weiterzuführen und zu
beschleunigen, bedarf es folgender Maßnahmen:
→→ Erstellung einer Roadmap für den Einsatz von
Online-Assistenzsystemen bis Herbst 2018, inklusive Vorschlägen zur Koordination des Austausches
von Datensätzen zur dynamischen Netzstabilität
mit den Übertragungsnetzbetreibern in europäischen Nachbarstaaten;
→→ weitere praktische Einführung und Umsetzung
von Online-DSA in den Leitwarten, in diesem
Rahmen: a) schrittweise Einführung des Austauschs dynamischer Datensätze (zusätzlich zu
statischen Lastflussdaten) unter den Übertragungsnetzbetreibern; b) Einstieg in die Pilotphase
zur Einführung von Online-Assistenzsystemen bis
Ende 2023, dann vollständige Integration in den
Systembetrieb; c) Erstellung von Reaktionsplänen zur schnellen Einleitung stabilitätserhöhender
Mittelfristig eröffnet die Digitalisierung neue Perspektiven für einen flexibleren und dennoch sicheren Netzbetrieb, mit dessen Hilfe bestehende Netzkapazitäten effektiver genutzt werden können.
Hierbei bilden die kontinuierliche Erfassung des
Netzzustands in Echtzeit, die Entwicklung von Reaktionsplänen zur Fehlerbewältigung und die schnelle
Ansteuerung von Erzeugung und Lasten das Fundament für eine weitgehend automatisierte Systemführung.
→→ Die Komplexität des Netzbetriebs nimmt
im neuen Energiesystem weiter zu:
Zusätzlich zu den thermischen Grenzen,
die heute für Netzengpässe ausschlaggebend sind, können künftig Stabilitätslimits
zunehmend in den Fokus rücken.
→→ Eine Roadmap zur Einführung von
Online-Assistenzsystemen soll sicherstellen, dass die Integration von OnlineDSA in die Netzleitstellen schrittweise
und rechtzeitig erfolgt, einschließlich der
erforderlichen Sensorik und der notwendigen Prozesse für eine regelzonenübergreifende Koordination.
Das bedeutet, dass durch automatisierte, schnelle
Steuerungszugriffe von Übertragungsnetzbetreibern
Redispatch-Eingriffe künftig kurativ statt präventiv (wie es heute größtenteils geschieht) erfolgen
können.49 Durch einen sogenannten fehlerbasierten
Redispatch können Betriebsmittel wie Leitungen und
Transformatoren im Normalbetrieb deutlich höher
ausgelastet werden, was insgesamt eine effizientere
Netznutzung erlaubt. Erst nach dem Eintritt eines
Netzengpasses oder eines Fehlers erfolgen weitgehend automatisierte Abhilfemaßnahmen durch Steuerungseingriffe auf Erzeugung, Speicher und/oder
Lasten. Die Abläufe können nach Bedarf mit einer
ebenfalls automatisierten Lastflusssteuerung kombiniert werden.50
Grundvoraussetzung für eine solche, weitgehend
automatisierte Systemführung sind die Installation
einer entsprechenden Sensorik und Aktorik sowie
schnelle Reaktionszeiten bei der Steuerung, um eine
sofortige Entlastung im Störungsfall zu gewährleisten. Zugleich muss jederzeit der Steuerungszugriff auf
flexible Erzeuger und Lasten gewährleistet sein, die
49 Das heißt, es wird nicht schon präventiv – also vorsorglich – in den
Netzbetrieb eingegriffen, wenn ein Netzengpass sich abzeichnet, sondern kurativ beziehungsweise reaktiv, wenn der Fall tatsächlich eintritt.
50 vgl. Agora Energiewende und Energynautics (2018) sowie dena und BET
gegebenenfalls zu einer Anpassung ihrer Wirkleistung aktiviert werden können. Alternativ zu vielen
kleineren Erzeugern und Lasten können zum Beispiel
auch Batteriespeichersysteme (neuerdings Netzbooster, siehe Kapitel 3.1.4.) bis in den Gigawattbereich
hinein zugebaut werden, die den Übertragungsnetzbetreibern an neuralgischen (Zeit-)Punkten – beispielsweise nach dem Ausstieg aus der Kernenergie
in Süddeutschland – zur Verfügung stehen.
Die Automatisierung der Systemführung bedingt zum
einen hohe Anforderungen an die IT-Sicherheit und
entsprechende Schutzkonzepte (Cybersecurity), um
beispielsweise Hackerangriffen auf kritische Infrastrukturen vorzubeugen. Zum anderen müssen ökonomische Anreize gesetzt werden (beispielsweise
durch die Ausgestaltung von Smart Markets), um eine
ausreichend hohe Zahl flexibler Lasten und Erzeuger
Eine umfassende Automatisierung der Systemführung des Stromnetzes ist aktuell Gegenstand von Forschungsprojekten.
In der Netzstresstest-Studie51 im Auftrag von TenneT untersuchte Consentec in einem der gewählten
Szenarien eine automatisierte Systemführung, wobei
die Netzsicherheit durch Echtzeiteingriffe und aktive
Lastflusssteuerung gewährleistet wurde. Die Simulation ergab eine hohe und gleichmäßige Auslastung
des Übertragungsnetzes.
Das vom Bundesministerium für Wirtschaft und
Energie geförderte Projekt „DynaGridCenter“52
erprobt Möglichkeiten, Störungen innerhalb von
Sekundenbruchteilen zu erkennen und ebenso schnell
Gegenmaßnahmen einzuleiten. Angesiedelt ist das
Projekt am Smart-Grid-Labor der Otto-von-Guericke-Universität Magdeburg.
Die vier Übertragungsnetzbetreiber erforschen im
Rahmen des Projektes „InnoSys“53 tiefer gehende
Eingriffe in den Netzbetrieb wie die Einführung von
Netzboostern.
Schritte zur weiteren Automatisierung der Systemführung
Zur Einführung einer weiteren Automatisierung der
Systemführung werden folgende Schritte vorgeschlagen:
→→ Festlegung von technischen Anforderungen, die
Maßnahmen des markt- und netzbezogenen Engpassmanagements unter Einhaltung der für den
sicheren Systembetrieb zur Verfügung stehenden
Reaktionszeiten sicherstellen. Dabei sind gleichermaßen Erzeuger, Speicher, Lasten wie auch
zukünftige Flexibilitätsoptionen wie PowertoX
→→ Definition der erforderlichen informations- und
kommunikationstechnischen Voraussetzungen,
der Ausstattung der Betriebsmittel mit der erforderlichen Sensorik und Aktorik sowie der Integration der Steuerungsprozesse in die Betriebsabläufe
der Netzbetreiber;
→→ Integration von DSA-Systemen (insbesondere
Online-DSA), da bei schnellen Umschaltmaßnahmen auch Stabilitätsfragen und Reaktionspläne
relevant werden;
→→ Bestimmung von vorrangigen Standorten zur
Errichtung von Netzboostern;
→→ Schaffung möglicher Koordinationsmechanismen
zwischen Markt und Netz für flexible Einspeiser
und Verbraucher, etwa durch die Ausgestaltung
sogenannter Smart Markets. Mittelfristig (bis 2025)
sind Smart Markets so weiterzuentwickeln, dass
sie die Erfordernisse zur Nutzung von Flexibilitäten auf Last- und Erzeugungsseite bei reaktivem
Redispatch erfüllen.
→→ Abstimmung einer Methodik, wie bei der Netzplanung die künftigen Potenziale im Kontext der
51 Consentec (2016a)
52 Stromnetze – Forschungsinitiative der Bundesregierung
53 Ehlers, N. (2018)
automatisierten Betriebsführung angemessen
berücksichtigt werden können;
→→ Beseitigung regulatorischer Hemmnisse (beziehungsweise entsprechender Fehlanreize) im
Zusammenhang mit Konzepten zur automatisierten
Systemführung;54
→→ Initiierung eines Diskussions- und Koordinationsprozesses auf europäischer Ebene, um die
Wechselwirkungen mit den Nachbarnetzen frühzeitig zu identifizieren und den erforderlichen
Informations- und Datenaustausch zu etablieren.
→→ Eine weitergehende Automatisierung
der Systemführung ermöglicht kurative
Echtzeiteingriffe und in der Folge eine
wesentlich höhere Netzauslastung im
Vergleich zu den aktuell üblichen präventiven Netzeingriffen.
→→ Eine Kombination aus fehlerbasiertem
Redispatch durch die schnelle Ansteuerung von flexiblen Erzeugern und Lasten
einerseits und Lastflusssteuerung andererseits kann schrittweise in die Systemführung integriert werden. Dies setzt eine
entsprechend leistungsfähige IKT-Infrastruktur voraus, die auch die IT-Sicherheit
→→ Darüber hinaus kann ein netzdienlicher Zugriff auf Batteriespeichersysteme
(Netzbooster) schon kurzfristig an netztechnisch geeigneten Orten für Entlastung bei Netzengpässen sorgen.
→→ Ein insgesamt abgestimmter Plan zur stufenweisen Einführung der automatisierten Systemführung in den Netzleitwarten muss rechtzeitig mit den beteiligten
Akteuren entwickelt werden.
54 für weitere Handlungsempfehlungen im Detail vgl. Agora Energiewende
und Energynautics (2018)
5.3	Die Übertragungsnetze auf künftige
Entwicklungen vorbereiten, zusätzliche Leitungsgroßprojekte vermeiden
Das von der Großen Koalition 2018 neu formulierte
65-Prozent-Ziel zum Ausbau der Erneuerbaren Energien im Stromsektor bis 2030 befeuert erneut die
Debatte über die großen Nord-Süd-Gleichstromtrassen in Deutschland. Die Frage steht im Raum, ob die im
aktuellen Bundesbedarfsplangesetz (BBPlG) bis 2030
als energiewirtschaftlich notwendig und vordringlich
definierten Gleichstromtrassen unter den veränderten
politischen Vorgaben ausreichen werden, um den mit
dem beschleunigten Ausbau der Erneuerbaren Energien steigenden Transportbedarf sicher zu bewältigen.
Ob die Netzentwicklungsplanung den neuen Vorgaben der Bundesregierung durch die Forderung nach
zusätzlicher Übertragungsleistung begegnet oder
nicht: Neue Konflikte sind in beiden Fällen vorprogrammiert. Denn die einen stellen den beschleunigten Ausbau der Erneuerbaren Energien unter den
Vorbehalt der Netzsynchronität. Sie wollen den Aufwuchs der Erneuerbaren Energien an entsprechende
Fortschritte beim Netzausbau koppeln. Die anderen
hingegen lehnen schon die gegenwärtig gesetzlich
verankerten Planungen der großen Gleichstromtrassen als überdimensioniert und unnötig ab.
Wie das neue 65-Prozent-Ziel der Bundesregierung
im Einzelnen auf die künftige Netzentwicklungsplanung der Übertragungsnetzbetreiber rückwirkt, ist
noch nicht abzusehen. Die bisherigen öffentlichen
Erklärungen aus den Reihen der Übertragungsnetzbetreiber erscheinen uneinheitlich. TenneT will den
Bau zusätzlicher Höchstspannungstrassen und die
damit verbundenen Konflikte vermeiden und setzt
stattdessen auf technische Neuerungen.55 Andere
Übertragungsnetzbetreiber rechnen trotz des technologischen Fortschritts in den Stromnetzen fest
55 TenneT (2018)
mit einem zusätzlichen Netzausbaubedarf in NordSüd-Richtung.56 Dass die neue Zielsetzung der Bundesregierung bei der zukünftigen Netzplanung der
Übertragungsnetzbetreiber berücksichtigt werden
muss, ergibt sich aus dem neuen Szenariorahmen
2019–2030, den die Bundesnetzagentur im Juni 2018
genehmigt hat.57
Die Große Koalition hat mit ihrem Beschluss, den
Anteil der Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch bis 2030 auf etwa 65 Prozent zu erhöhen,
die Debatte über den künftigen Ausbaubedarf der
Übertragungsnetze jenseits der bereits im aktuellen
Bundesbedarfsplangesetz fixierten Trassenprojekte
nicht ausgelöst, aber beschleunigt. Dabei ist allen
Beteiligten klar, dass die Ankündigung zusätzlicher
Stromautobahnen die Akzeptanz der Energiewende
insgesamt belasten würde. Ob eine Aufstockung der
aktuellen Trassenplanungen schon infolge des ambitionierten Ausbauziels für 2030 notwendig wird oder
absehbare technische Entwicklungen ausreichen,
um dies zu vermeiden, erscheint in diesem Zusammenhang zweitrangig. Denn die Energiewende geht
auch nach 2030 so lange weiter, bis Strom zu 80 oder
mehr Prozent aus Erneuerbaren Energien stammt. Die
Frage ist also im Jahr 2030 nicht erledigt.
Relevant und entscheidend ist deshalb vor allem die
Frage, ob es erstens unausweichlich und zweitens
zumutbar ist, nach dem derzeit geplanten Bau der
großen Gleichstromtrassen überhaupt zusätzliche
Großprojekte anzukündigen und durchzusetzen.
Statt diese Diskussion jetzt zu führen, obwohl angesichts der hohen Dynamik des technischen Fortschritts auf mittlere und mehr noch auf lange Sicht
immer weniger absehbar ist, ob und wie viel zusätzliche Übertragungsleistung die Vollendung der Energiewende erfordert, wird folgendes Vorgehen vorgeschlagen:
56 so etwa Hans-Jürgen Brick, Amprion-Geschäftsführer, anlässlich einer
BDI-Veranstaltung am 4.Juni 2018: Background Energie & Klima (2018)
57 BNetzA (2018d)
→→ Der Bau der bereits im Bundesbedarfsplangesetz (BBPlG) geregelten Gleichstromtrassen (HGÜ)
wird so flexibel ausgestaltet, dass alle künftig
und bis zur Vollendung der Energiewende möglicherweise noch erforderlichen zusätzlichen
Nord-Süd-Stromtransporte über diese abgewickelt
→→ Dazu kann die Übertragungsleistung der geplanten Trassen, wenn ein entsprechender zusätzlicher Bedarf absehbar ist, entsprechend aufgestockt
→→ und/oder es werden zusätzlich Leerrohre in diese
Trassen integriert, in die später zusätzliche Kabel
bedarfsgerecht eingezogen werden können, bis die
Energiewende abgeschlossen ist.
→→ Die Kriterien des Bundesbedarfsplangesetzes
(BBPlG), unter denen die energiewirtschaftliche
Notwendigkeit beziehungsweise der vordringliche
Bedarf von Vorhaben der Netzinfrastruktur festgestellt wird, werden entsprechend angepasst.
→→ Neue Nord-Süd-Stromautobahnen über die
bereits beschlossenen Trassen hinaus können bei der weiteren Umsetzung der Energiewende vermieden werden, wenn die
Übertragungskapazität der heute bereits
geplanten Trassen flexibel gestaltet wird.
→→ Dazu wird die Übertragungskapazität der
beschlossenen Trassen bedarfsgerecht
angepasst und/oder es werden Leerrohre
in die bestehenden Planungen integriert,
in welche später, je nach Bedarf, entsprechende Kabel eingezogen werden können.
→→ Insgesamt ergibt sich durch Übertragungstrassen, deren Kapazitäten bedarfsgerecht
an künftige Anforderungen angepasst
werden können, ein hohes Maß an Flexibilität, je nachdem, wie erfolgreich sich
andere (in diesem Impulspapier thematisierte) Innovationsoptionen etablieren.
6 Aufgabenteilung zwischen Übertragungs- und
Verteilnetzen auf das neue Energiesystem
­ausrichten
Der Netzbetrieb der Zukunft zeichnet sich aus durch
eine engere Verknüpfung und einen höheren Koordinationsbedarf zwischen den Spannungsebenen – und
damit auch zwischen Übertragungs- und Verteilnetz.
Das historisch gewachsene Stromsystem ist geprägt
von konventionellen Großkraftwerken, die in das
Übertragungsnetz einspeisen, von wo aus der Strom
über das Verteilnetz zu den Verbrauchern transportiert wird. Im neuen Energiesystem ist dagegen die
große Mehrzahl der dezentralen Erzeugungsanlagen
direkt an das Verteilnetz angeschlossen.58 Auch ein
Großteil der neuen Verbraucher, wie Elektroautos,
Wärmepumpen und weitere flexible Lasten, beziehen ihren Strom aus dem Verteilnetz. Im Gegensatz
zum hergebrachten System fließt der Strom also nicht
mehr einfach top down vom Übertragungsnetz ins
Verteilnetz. Vielmehr gibt es „Gegenverkehr“ in Form
von Rückspeisungen aus dem Verteil- in das Übertragungsnetz. Dies geschieht insbesondere dann,
wenn immer mehr Strom, der im Verteilnetz erzeugt
wird, von den Verbrauchern vor Ort nicht mehr
abgenommen werden kann. Infolge der Rückflüsse
werden beispielsweise auch Städte von Erneuerbare-Energien-Anlagen aus dem Umland beliefert.
Wenn Netzengpässe im Übertragungsnetz entstehen,
bedarf es häufig auch der Steuerung von Anlagen im
Verteilnetz (flexible Erzeuger und Lasten), um diese
Engpässe zu beheben. Zudem kann es im Verteilnetz
durch die neuartigen Lasten, insbesondere Elektroautos, zu neuen Herausforderungen beim Netzbetrieb kommen, wenn diese mit hoher Gleichzeitigkeit
Strom aus dem Netz beziehen.
58 Offshore-Windenergieanlagen sind in der Regel hingegen über einen
Netzverknüpfungspunkt an Land an das Übertragungsnetz angeschlossen. Für mehr Details zur Regionalisierung siehe: Agora Energiewende
(2017b): Kapitel IV: Regionale Erzeugung und Verbrauch.
Bei Eingriffen der Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber ist stets die Rückwirkung auf die jeweils
anderen unter- oder überlagerten Netzebenen zu
beachten. Zudem müssen für einen stabilen Netzbetrieb von den Netzbetreibern Systemdienstleistungen
erbracht werden.59 Die Vorleistungen für die System­
dienstleistungen werden von den Erzeugungsanlagen (und Verbrauchern) erbracht und sind Teil der
Netzanschlussbedingungen. So stellt Regelleistung
beziehungsweise Regelenergie das Vorprodukt für
die Frequenzhaltung dar, die im Rahmen der Systemverantwortung den Übertragungsnetzbetreibern
obliegt. Blindleistungsbereitstellung dient dagegen
der Spannungshaltung. Sie ist durch ihre Eigenschaft
der lokalen Bereitstellung geprägt, die durch Erzeuger oder Kompensationsanlagen erfolgen kann. Um
die Interdependenzen zwischen den Spannungs­
ebenen bei der Systemführung durch die Übertragungsnetzbetreiber und bei der Netzführung durch
die Verteilnetzbetreiber zu berücksichtigen, ist es
notwendig, dass die benötigten Netzzustandsinformationen jederzeit zur Verfügung stehen. Dies betrifft
insbesondere den Rollout der notwendigen Sensorik
in den Verteilnetzen. Zudem müssen die Kommunikationsanforderungen und -schnittstellen zwischen
den Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern sowie
Priorisierungen bei Steuerung und Regelung klar
definiert sein. Die Koordination zwischen Übertragungs- und Verteilnetz bedarf einer Integration in
der Betriebsführung.
Ein weiterer wichtiger Aspekt ist die Netzplanung.
Hier müssen Übertragungs- und Verteilnetz ebenfalls stärker integriert werden, da die Verzahnung
von Netzplanung und Netzbetrieb künftig weiter
59 vgl. TC (2007)
Eine stärkere Koordination des Netzbetriebs von
Übertragungs- und Verteilnetz umfasst, wie beschrieben, viele Facetten: angefangen bei der notwendigen Infrastruktur für Messung, Kommunikation und
Steuerung bis hin zur Identifikation von Schnittstellen beim Netzbetrieb und der klaren Definition von
Verantwortungsbereichen. Letzteres ist eng verwoben mit der künftigen Rollenverteilung zwischen
Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern, wobei es
gegenwärtig noch viele offene Fragen und Diskussionspunkte gibt. Über die Koordinationserfordernisse
definieren sich die Anforderungen an die benötigte
Sensorik und Aktorik/IKT im Netz. Dies reicht bis
hin zur Automatisierung bestimmter Abläufe. So hat
beispielsweise eine zunehmende Automatisierung
der Systemführung im Übertragungsnetz mit fehlerbasiertem Redispatch und steuerbaren Flexibilitäten
(Erzeugern, Speichern, Lasten), die teils am Verteilnetz angeschlossen sind, direkte Auswirkungen auf
den Betrieb der Verteilnetze. Mithin stellt sich die
Frage, ob und unter welchen Bedingungen der Übertragungsnetzbetreiber Flexibilitäten im Verteilnetz
steuern darf – und welche Koordinationserfordernisse
mit den Verteilnetzbetreibern bestehen. Dabei ist
die Heterogenität des Verteilnetzes mit regional sehr
unterschiedlichen Konfigurationen von Erzeugung,
Last und Netzinfrastruktur zu berücksichtigen.
Ansätze für eine verstärkte Koordination sind in der
Praxis bereits zu beobachten. So erarbeitet der Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz mit den Verteilnetzbetreibern der ARGE FNB Ost Lösungen für einen
stabilen Netzbetrieb.60 In den Schaufensterregionen
des Förderprogramms SINTEG (Schaufenster intelligente Energie – Digitale Agenda für die Energiewende) entwickeln Konsortien aus Übertragungsund Verteilnetzbetreibern digitale Marktplattformen,
erproben innovative Technologien und Lösungen für
flexible und intelligente Netze und Märkte. Die Einübung des Zusammenspiels aller Akteure im intelli-
60 vgl. 50Hertz et al. (2018)
genten Energie­netz stellt bei SINTEG einen wichtigen Baustein dar.
Schritte für die künftige Koordination von Übertragungs- und Verteilnetz
Wir empfehlen folgende Schritte für die Entwicklung
der neuen Koordinationserfordernisse von Übertragungs- und Verteilnetz:
→→ Einrichtung eines strukturierten Dialogs zwischen
Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern a) zur
systematischen Identifikation der Koordinationserfordernisse; b) zur Zuordnung von Verantwortungsbereichen und Schnittstellen und c) zu den
technischen Voraussetzungen bei IKT-Rollout zur
Netzzustandsüberwachung und Steuerung;
→→ Darstellung von Ausgestaltungsmöglichkeiten der
Koordinationsschnittstelle zwischen Übertragungsund Verteilnetz, die von den betroffenen Akteuren diskutiert werden können, wobei sowohl die
Heterogenität im Verteilnetz als auch das Zusammenspiel mit der Netzführung in den europäischen
Nachbarländern zu berücksichtigen sind;
→→ Erarbeitung einer Roadmap für konkrete Umsetzungsschritte zur weiteren Verzahnung von Übertragungs- und Verteilnetz in Netzplanung und
→→ Die Interdependenzen zwischen Übertragungs- und Verteilnetz im Netzbetrieb
nehmen zu: Viele Erneuerbare-Energien-Anlagen sind ans Verteilnetz angeschlossen, ebenso eine Vielzahl neuer
Verbraucher (Elektroautos, Wärmepumpen etc.).
→→ Die Diskussion um Verantwortlichkeiten
und Rollenmodelle zwischen Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern bedarf
als Entscheidungsgrundlage eines strukturierten Dialogs und der Entwicklung
einer Roadmap.
→→ Fußend auf den neuen Koordinationserfordernissen bedarf es eines Rollouts an
IKT. Wichtig ist hierbei aber vor allem eine
Regelung der Aufgaben und Kompetenzen: Wer hat wann welche Kompetenzen bei der Systemsteuerung und welche
Informationsanforderungen ergeben sich
65 Prozent Erneuerbare-Energien-Strom
bis 2030: Ein realistisches Ziel, das eine
proaktive Energiewendepolitik voraussetzt
In dieser Legislaturperiode entscheidet sich nicht
das Schicksal der Energiewende. Die Umstellung
auf Erneuerbare Energien kommt so oder so, weil
heute viele der gewichtigsten Staaten der Erde auf
sie setzen. Nicht überall aus klimapolitischen Motiven, sondern auch, weil die inzwischen weitgehend
ausgereiften Technologien epochale wirtschafts- und
industriepolitische Chancen eröffnen.
In dieser 19. Legislaturperiode könnte sich aber sehr
wohl entscheiden, ob Deutschland weiter das Industrieland bleibt, das am entschlossensten sein Energie­
system modernisiert. Oder ob es vom Vorreiter zum
Mitläufer wird.
Die Koalition dokumentiert mit ihrem Vorhaben, den
Zubau Erneuerbarer Energien im Stromsektor deutlich zu beschleunigen, dass ihr dieser Zusammenhang bewusst ist. Gleichzeitig hat die Große Koalition
ihr Ziel, im Jahr 2030 etwa 65 Prozent des deutschen
Strombedarfs aus Erneuerbaren Energien zu decken,
an die Bedingung geknüpft, dass die Netzinfrastruktur in der Lage ist, beziehungsweise in die Lage versetzt wird, die mit dem Ausbau der Erneuerbaren
Energien verbundenen, rasch wachsenden Strommengen effizient in das Gesamtsystem zu integrieren.
Die vorliegende Arbeit widmet sich der Frage, ob die
Bedingung der Netzverträglichkeit realistischerweise
erfüllt werden kann – und beantwortet sie mit einem
eindeutigen Ja. Die mit dem 65-Prozent-Ziel unausweichlich verknüpfte Dynamik des weiteren Ausbaus
der Erneuerbaren Energien bis 2030 setzt jedoch eine
entsprechende Dynamik bei der Optimierung des
bestehenden Stromnetzes voraus, zudem natürlich
die Umsetzung des bereits von den Vorgängerregie-
rungen beschlossenen Aus- und Umbaus des Übertragungsnetzes.
Entscheidend ist also beides: Dass das Stromnetz wie
geplant ausgebaut wird und gleichzeitig die bestehenden Netze einer entschlossenen Modernisierung
Der erste Teil dieses Impulspapiers widmet sich den
Notwendigkeiten zum Ausbau der Erneuerbarer
Energien, die das 65-Prozent-Ziel der Bundesregierung unmittelbar auslöst. Bei einer realistisch-konservativen Betrachtung werden im Zieljahr 2030
etwa 390 Terawattstunden Strom aus erneuerbaren Energiequellen stammen, weit überwiegend von
Windenergieanlagen an Land und vor unseren Küsten sowie aus Photovoltaik. Denn dies sind die mit
Abstand kostengünstigsten Optionen. Für die nächsten Jahre ergibt sich daraus ein durchschnittlicher
Zubaubedarf von etwa vier Gigawatt Onshore-Windenergie und fünf Gigawatt Photovoltaikleistung.
Darüber hinaus muss das Ausbauziel für Offshore-­
Windenergie für das Jahr 2030 von 15 auf 20 Gigawatt angehoben werden.
Eine ehrgeizige und erfolgreiche Umsetzung von
Maßnahmen für mehr Energieeffizienz und ein dementsprechend niedrigerer Stromverbrauch könnte
die Zubauerfordernisse moderat verringern, würde
aber vor allem mittelfristig Handlungsspielräume für
eine technologieoffene Weiterentwicklung der Energiewende eröffnen. Es gilt aber weiterhin, nicht im
Voraus den Strombedarf künstlich durch nicht ausreichend hinterlegte Effizienzannahmen herunterzurechnen.
Der zweite Teil dieser Arbeit untersucht die Möglichkeiten zur kurz- und mittelfristigen Modernisierung
und Optimierung unserer Netzinfrastruktur, die die
Regierungsparteien in ihrem Koalitionsvertrag zu
einem zentralen Vorhaben der laufenden Legislatur-
periode erklärt haben. Zur Umsetzung muss die Bundesregierung rasch die dafür notwendigen Korrekturen am Regulierungsrahmen vornehmen. Dazu gehört
auch die Entwicklung einer regulatorisch abgesicherten neuen Rollenverteilung unter den Akteuren
des Energiesystems (insbesondere Übertragungsnetzbetreiber und Verteilnetzbetreiber).
sichtlich weitgehend stabilen Strombedarf bis 2030
fast verdoppeln will, muss naturgemäß im Gegenzug anderswo die Stromerzeugung zurückfahren.
Nicht nur, weil sich das an zwei Händen abzählen
lässt, sondern auch, weil es die Integration der neuen,
variablen Erzeugung in das Stromnetz teilweise erst
ermöglicht, sie zumindest aber erleichtert.
Die für eine Vergrößerung der Transportkapazität
des Bestandsnetzes notwendigen Technologien sind
teilweise Stand der Technik (Freileitungsmonitoring,
Hochtemperaturleiterseile, Technologien zur Lastflusssteuerung), sie sind weitgehend einsatzbereit
(Netzbooster, Nutzung flexibler Lasten, Technologien
zur Reduzierung des Must-run-Sockels) oder aber in
der technischen Konzeptionierung und Entwicklung
weit fortgeschritten (Online-DSA).
Für eine effiziente Energiewende ist es darüber hinaus notwendig, das Stromnetz bereits jetzt auf die
Zeit nach 2030 vorzubereiten. Dazu schlagen wir vor,
die derzeit geplanten HGÜ-Trassen so vorzubereiten,
dass zur Vollendung der Energiewende nach 2030
keine zusätzlichen Nord-Süd-Trassen mehr errichtet
Unterschiede gibt es bei den Umsetzungszeiträumen, die anzusetzen sind, um die jeweiligen Maßnahmen zur Modernisierung des Bestandsnetzes
flächendeckend einzuführen. (s. Abbildung 8 zur
zeitlichen Staffelung der Umsetzung der Vorschläge)
Gemeinsam ist ihnen jedoch, dass sie alle ein entschlossenes Handeln in der laufenden Legislaturperiode erfordern.
Die Beschleunigung des Zubaus Erneuerbarer Energien als Beitrag zur Modernisierung des Wirtschaftsstandorts Deutschland ist also technologisch realisierbar, jedoch kein Selbstläufer. Sie bedarf einer
proaktiven Politik der Bundesregierung. Und auch
des Engagements anderer Akteure des Energiesektors, insbesondere der Stromnetzbetreiber und der
Die Notwendigkeit einer entschiedenen Energiewendepolitik erschöpft sich nicht in der Arbeit am
Regulierungsrahmen für die Stromnetze, die Hauptgegenstand dieses Impulspapiers sind. Hinzu kommt
die Notwendigkeit, die Strukturen des historisch
gewachsenen Energiesystems kontrolliert, schrittweise und sozialverträglich zu erneuern. Wer den
Beitrag der Erneuerbaren Energien bei einem voraus-
8 Anhang: 65 Prozent Erneuerbare Energien bis
2030 – Annahmen und Kosten
Für die Berechnung des notwendigen Zubaus von
Erneuerbare-Energien-Anlagen zur Einhaltung des
65-Prozent-Ziels bis 2030 sowie für die weiterführenden Analysen zu den EEG-Kosten, der EEG-Umlage sowie den Sensitivitäten wurde der im Auftrag
von Agora Energiewende vom Öko-Institut entwickelte EEG-Rechner verwendet.1 Über die bereits
weiter oben dargestellten Basisparameter hinaus
wurden den Berechnungen die folgenden Annahmen
Vgl. Öko-Institut (2017). Der EEG-Rechner enthält eine ausführliche
Dokumentation der Methodik und Quellen.
Hinsichtlich der Betriebsdauer der EE-Anlagen wurde
für alle Wasserkraft-, Biomasse- und Offshore-­
Windkraftanlagen entsprechend der gewährten
EEG-Vergütung ein Zeitraum von 20 Jahren angesetzt.
Für Photovoltaik- und Onshore-Windkraft­anlagen
wurde mit einer technischen Betriebsdauer von
25 Jahren gerechnet, das heißt fünf Jahre über die
gewährte EEG-Vergütung hinaus. Diese Annahme ist
insbesondere im Hinblick auf Onshore-Windkraft
verhältnismäßig optimistisch gewählt, um den notwendigen EE-Zubau nicht zu überschätzen.
Entwicklung der durchschnittlichen, jährlichen Volllaststunden von Neuanlagen
für deren gesamte Betriebsdauer 
Annahmen zu Betriebsdauern für
Erneuerbare-Energien-­Anlagen
Öko-Institut (2017)
Annahmen zu Volllaststunden für
Erneuerbare-­Energien-Anlagen
Für die Berechnung der jährlichen Stromerzeugung
aus Erneuerbaren Energien sind im Modell durchschnittliche, jahrgangsspezifische Volllaststunden
hinterlegt. Bei den verwendeten Volllaststunden handelt es sich somit nicht um Spitzenwerte, die von einzelnen Anlagen an den besten Standorten zu Beginn
des Betriebszeitraums unter optimalen Wetterbedingungen erreicht werden können, sondern um die
durchschnittliche Auslastung eines gesamten Jahrgangs, der somit auch Anlagen an weniger günstigen Standorten oder schlechtere Wetterjahre implizit
mitberücksichtigt (Abbildung 9).
Insgesamt steigen die Volllaststunden für Neuanlagen aufgrund der unterstellten technologischen
Entwicklung insbesondere bei Onshore-Windkraft
deutlich an und wurden auch hier bewusst optimistisch gewählt, um den notwendigen Zubau nicht zu
überschätzen. Bei der Biomasse wird aufgrund der
zunehmenden Flexibilisierung hingegen von einem
Rückgang ausgegangen.
Für die Berechnung der Strommengen werden die
Volllaststunden der jeweiligen Technologiejahrgänge
über die gesamte Lebensdauer konstant gehalten. In
der Realität weisen die Anlagen bei Betriebsbeginn
jedoch in der Regel die höchsten Volllaststunden aus,
die mit zunehmendem Alter aufgrund des steigenden
Wartungsbedarfs schrittweise abnehmen.
So entsprechen etwa die für Onshore-Windkraftneuanlagen im Jahr 2030 über 25 Betriebsjahre angesetzten durchschnittlichen 2.511 Volllaststunden zu
Betriebsbeginn einem Realbetrieb von 2.850 Volllaststunden pro Jahr (100 % der maximalen Auslas-
Gegenüberstellung der idealtypischen Entwicklung der Volllaststunden von
Onshore-Windkraftanlagen im Realbetrieb und den im Modell verwendeten
durchschnittlichen Volllaststunden für den Zubaujahrgang 2030
(Idealisierter) Realbetrieb
Im Modell verwendeter Durchschnittswert
Entwicklung der durchschnittlichen, jährlichen Volllaststunden des
gesamten Anlagenbestandes
Durchschnittliche Vergütungssätze
Entwicklung der Vergütungssätze für Neuanlagen
tung), der anschließend schrittweise auf rund 2.000
Volllaststunden (70 % der maximalen Auslastung)
absinkt (Abbildung 10). Dadurch werden die Strom­
erzeugungsmengen der Jahrgänge für sich genommen
zu Beginn tendenziell unter-, und gegen Ende der
Lebensdauer überschätzt. Über die Summe aller Jahrgänge – die hier im Fokus der Betrachtung stehen –
gleichen sich diese Effekte jedoch aus.
Über den gesamten Anlagenbestand ergeben sich im
Modell somit durchschnittliche Volllaststunden entsprechend Abbildung 11. Diese liegen aufgrund der
niedrigeren Volllaststunden von älteren Anlagen insgesamt unter der Auslastung von Neuanlagen.
Annahmen zur Entwicklung der
Vergütungssätze für EE-Neuanlagen
Hinsichtlich der Entwicklung der durchschnittlichen
Vergütungssätze von EE-Neuanlagen wurde angenommen, dass diese für alle Technologien bis 2030
weiterhin degressiv verlaufen (Abbildung 12). Am
deutlichsten ist die Absenkung bei Offshore-Windkraft. Dabei handelt es sich um die Absenkung, die
sich in den Ausschreibungen gezeigt hat.
Annahmen zur Liquiditätsreserve
Die Größe der Liquiditätsreserve wurde zur Absicherung des steigenden Vergütungsvolumens ab dem
Jahr 2018 auf 10 Prozent erhöht.
Entwicklung der EEG-Kosten und der
Werden die Erneuerbaren Energien (EE) entsprechend des vorgeschlagenen Pfades ausgebaut, so
steigen die EEG-Kosten – das heißt, die Vergütungsansprüche der EEG-Anlagenbetreiber – von heute
rund 29,2 Milliarden Euro bis 2025 schrittweise auf
dann 35,1 Milliarden Euro an. In den Folgejahren sinken die Vergütungsansprüche wieder sukzessive ab
und erreichen bis 2030 ein Niveau von 32,4 Milliarden Euro pro Jahr. Das bedeutet, dass sich der Ausbau der Erneuerbaren Energien zunehmend von den
EEG-Förderkosten entkoppelt (Abbildung 13).
Dass die EEG-Vergütungsansprüche trotz des weiteren EE-Ausbaus ab Mitte der 2020er-Jahre wieder
sinken, ist darauf zurückzuführen, dass ab Anfang
der 2020er-Jahre zunehmend kostenintensive Altanlagen aus der Frühzeit der EEG-Förderung entfallen.
Da die EE-Förderkosten für neu installierte Windund Photovoltaikanlagen auch in Zukunft weiter sinken werden, liegen die neu entstehenden Förderkosten niedriger als die Kosten für die Altanlagen.
Aufgrund gestiegener Brennstoff- und CO2-Preise
erreicht der Börsenstrompreis im kommenden Jahr
entsprechend aktueller Notierungen (Juni 2018) voraussichtlich ein Niveau von etwa 4,3 Cent pro Kilowattstunde (43 €/MWh; nominal). Das lässt erwarten, dass die EEG-Umlage im kommenden Jahr stabil
gehalten werden kann. Zum Jahr 2020 steigt die
EEG-Umlage jedoch voraussichtlich zunächst auf
7,5 ct/kWh und erreicht Anfang der 2020er-Jahre mit
7,7 ct/kWh ihren Höchststand. Dieser Anstieg geht
jedoch nicht auf die von der Bundesregierung angekündigten Sonderausschreibungen oder die Erhöhung des EE-Ziels zurück. Hier kommen vielmehr die
zu Beginn noch deutlich höheren Vergütungskosten
inzwischen bereits installierter Offshore- Windkraftanlagen zum Tragen. Die EEG-Umlage bleibt
damit gegenüber der auf Basis des EEG 2017 ohnehin
erwarteten Entwicklung nahezu unverändert.
Geht man davon aus, dass der Börsenstrompreis im
Zuge eines weiteren, schrittweisen Anstiegs der
CO2-Preise innerhalb des Europäischen Emissionshandels bis 2030 auf 5,6 ct/kWh (56 €/MWh;
nominal) ansteigt,2 so geht die EEG-Umlage bis 2030
wieder auf 5,5 ct/kWh zurück (Abbildung 14). Das
entspricht gegenüber der auf Basis des EEG 2017
projizierten EEG-Umlage einen mittleren Anstieg
von rund 0,4 ct/kWh.
Die Summe aus Börsenstrompreis und EEG-Umlage
steigt von heute 9,6 ct/kWh (nominal) auf dann maximal 12,3 ct/kWh Anfang der 2020er-Jahre an und
sinkt anschließend wieder auf 11,1 ct/kWh ab (Abbildung 15).
entspricht einem Anstieg auf 50 €/MWh in realen Preisen
Entwicklung der EEG-Vergütungsansprüche (nominal) und Anteil der Erneuerbaren
Energien am Bruttostromverbrauch entlang des vorgeschlagenen Ausbaupfades bis 2030
65,1% 70%
40 36,4%
Solar (Bestand)
Wind Offshore (Bestand)
Wind Onshore (Bestand)
Biomasse (Bestand)
Sonstige (Bestand)
EE-Anteil
Entwicklung der EEG-Umlage (nominal) bei Anstieg des Börsenstrompreises
auf 5,6 ct/kWh (nominal) entlang des vorgeschlagenen Ausbaupfades bis 2030
und entlang des Ausbaupfades des EEG 2017
65% bis 2030
Entwicklung der EEG-Umlage (nominal) bei Anstieg des Börsenstrompreises auf 5,6 ct/kWh
(nominal) entlang des vorgeschlagenen Ausbaupfades bis 2030
50Hertz Transmission GmbH et al. (2018): Intensive
Zusammenarbeit: ARGE FNB Ost und 50Hertz erarbeiten Lösungen für stabilen Netzbetrieb. Zwischenbericht des 10-Punkte-Programms zur Weiterentwicklung der Systemdienstleistungen
AG Energiebilanzen (2018): Stromerzeugung nach
Energieträgern (Strommix) von 1990 bis 2017 (in
TWh) Deutschland insgesamt, unter: https://ag-energiebilanzen.de/28-0-Zusatzinformationen.html
Agora Energiewende (2014): Negative Strompreise:
Agora Energiewende (2017a): Optimierung des Netzausbaus. Impulse für kurzfristige Sofortmaßnahmen
Agora Energiewende (2017b): Energiewende und
Dezentralität. Zu den Grundlagen einer politisierten
Agora Energiewende (2017c): Flexibility in thermal
power plants – With a focus on existing coal-fired
Agora Energiewende und Energynautics (2018):
Toolbox für die Stromnetze – Für die künftige Integration von Erneuerbaren Energien und für das Engpassmanagement. Studie im Auftrag von Agora Energiewende
Agora Energiewende (2018a): Agorameter für
Dezember 2012. Verfügbar unter: www.agora-­
energiewende.de/service/aktuelle-stromdatenagorameter/chart/conventional_power_generation/01.12.2012/31.12.2012/
Agora Energiewende (2018b): Agorameter für
Dezember 2017. Verfügbar unter: https://www.
agora-­energiewende.de/service/aktuelle-stromda-
tenagorameter/chart/conventional_power_generation/01.12.2017/31.12.2017/
Agora Energiewende (2018c): Wie weiter mit dem
Ausbau der Windenergie? Zwei Strategievorschläge
zur Sicherung der Standortakzeptanz von Onshore
ARegV (2016): Verordnung über die Anreizregulierung der Energieversorgungsnetze (Anreizregulierungsverordnung – AregV) vom 29.10.2007 (BGBl. I,
S. 2.529), zuletzt geändert durch Art. 1, Zweite VO zur
Änd. der ARegV v. 14.9.2016 (BGBl. I, S. 2147)
Background Energie & Klima (2018): Engpässe
im Stromnetz kosten 1,5 Milliarden Euro. Ausgabe
BBPlG (2016): Gesetz über den Bundesbedarfsplan
(Bundesbedarfsplangesetz – BBPlG) vom 23.7.2013
(BGBl. I, S. 2543), zuletzt geändert durch Art. 12
StrommarktG v. 26.7.2016 (BGBl. I, S. 1786)
BImSchV: 26. Bundes-Immissionsschutzverordnung
über elektromagnetische Felder
BNetzA (Bundesnetzagentur) (2017a): Bedarfsermittlung 2017–2030. Bestätigung Netzentwicklungsplan
Strom. Dezember 2017
BNetzA (Bundesnetzagentur) (2017b): Bericht über
die Mindesterzeugung, März 2017
BNetzA (Bundesnetzagentur) (2018): Bundesnetzagentur veröffentlicht Zahlen zu Redispatch und
Einspeisemanagement für 2017. Pressemitteilung.
Erscheinungsdatum 18.6.2018.
BNetzA (Bundesnetzagentur) (2018a): Netz- und
Systemsicherheitsmaßnahmen. Zweites und drittes
Quartal 2017. Stand: 01.3.2018
BNetzA (2018b): Gebotstermin 1. Februar 2018.
Öffentliche Bekanntgabe der Zuschläge. 22.2.2018
BNetzA (2018c): Gebotstermin 1. Mai 2018. Öffentliche Bekanntgabe der Zuschläge. 17.5.2018
BNetzA (Bundesnetzagentur) (2018d): Genehmigung
des Szenariorahmens 2019–2030. 15.6.2018
CIGRÉ Working Group C4.601 (2007): Review of
on-line dynamic security assessment tools and
Consentec (2016a): Netzstresstest. Executive Summary einer Studie für die Tennet TSO GmbH. Netzstresstest. Kurzfassung: 24.11.2016
Consentec (2016b): Konventionelle Mindesterzeugung – Einordnung, aktueller Stand und perspektivische Behandlung, Abschlussbericht. 25.1.2016.
Consentec (2017): Reaktive Netzbetriebsführung mit
Netzbooster-Konzept. Präsentation vom 22.8.2017
dena (Deutsche Energie-Agentur GmbH) (2010):
dena-Netzstudie II – Integration erneuerbarer Energien in die deutsche Stromversorgung im Zeitraum
2015–2020 mit Ausblick 2025
dena (Deutsche Energie-Agentur GmbH) und BET
(Büro für Energiewirtschaft und technische Planung
GmbH) (2017): Ergebnispapier des dena-Stakeholder-Prozesses Höhere Auslastung des Stromnetzes.
Maßnahmen zur höheren Auslastung des Bestandsnetzes durch heute verfügbare Technologien
DIN EN 50182:2001-12: Leiter für Freileitungen –
Leiter aus konzentrisch verseilten runden Drähten.
Deutsche Fassung EN 50182:2001
DIN EN 50341-1 VDE 0210-1: 2013-11: Freileitungen über AC 1 kV
Ecofys (2018): Maßnahmen zur Netzengpassbehebung (Kosten und betroffene Energiemengen). Update
der Abbildung 1 aus Ecofys und Fraunhofer IWES
(2017), S. 33 – eigene Darstellung von Ecofys (2018)
auf Basis von Quartals- und Monitoringberichten
der Bundesnetzagentur, MELUR sowie Studien von
Ecofys und Fraunhofer IWES (2017): Smart-Market-­
Design in deutschen Verteilnetzen. Studie im Auftrag
von Agora Energiewende
Ehlers, N. (2018): Sektorenkopplung aus Sicht eines
Übertragungsnetzbetreibers. Präsentation vom
22.3.2018, unter: https://www.dena.de/fileadmin/
dena/Dokumente/Veranstaltungen/PtG-Dialogforum_I/Praesentationen/3_Ehlers_50Hertz_Loesungen_aus_Sicht_eines_UEbertragungsnetzbetreibers.
Energate Messenger (2017): Zuschaltbare Lasten im
Wartestand. Beitrag vom 11.8.2017
EnWG (2017): Gesetz über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz – EnWG) vom
07.7.2005, zuletzt geändert durch Art. 1 G zur Änd.
der Vorschriften zur Vergabe von Wegenutzungsrechten zur leitungsgebundenen Energieversorgung
vom 27.1.2017 (BGBl. I, S. 130)
FA Wind (Fachagentur Windenergie an Land) (2018):
Ausbausituation der Windenergie an Land im Jahr
Gomez Exposito, A., Riquelme Santos, J. und Cruz
Romero, P. (2007): Planning and Operational Issues
Arising from the Widespread Use of HTLS Conductors. IEEE Transactions on Power Systems,
Volume: 22, 4/2007
Hinterberger, R. et al. (2018): Einsatz von Power-toHeat Anlagen zur Verwertung von EE-Überschussstrom – Neuer Rechtsrahmen in Deutschland, bisher
ohne Wirkung. Berlin 2018
Ifeu, Fraunhofer IEE und Consentec (in Arbeit): Der
Wert der Energieeffizienz im Gebäudesektor in Zeiten der Sektorkopplung. Studie im Auftrag von Agora
TenneT (2018): Netzplanung 2.0 für passendes und
effizientes Energiewendenetz. Pressemitteilung
Kavanagh, T. und Armstrong, O. (2010): An Evaluation of High Temperature Low Sag Conductors for
Upgrading the 220 kV Transmission Network in Ireland. 45th International Universities Power Engineering Conference (UPEC) 2010
KoaV (Koalitionsvertrag) (2018): Koalitionsvertrag
zwischen CDU, CSU und SPD. Ein neuer Aufbruch
für Europa. Eine neue Dynamik für Deutschland. Ein
neuer Zusammenhalt für unser Land
Langenheld, A. und Graichen, P. (2017): Efficiency
First: Wie sieht ein effizientes Energiesystem in Zeiten der Sektorkopplung aus? Kurzanalyse, Mai 2017,
Meinecke, M. (2017): Vermeidung von Netzausbau
durch Netzoptimierung
Öko-Institut (2017): EEG-Rechner, erstellt im Auftrag von Agora Energiewende. Version 3.4.12, unter:
https://www.agora-energiewende.de/veroeffentlichungen/eeg-rechner-fuer-excel/
Stromnetze – Forschungsinitiative der Bundes­
regierung (ohne Datum): DynaGridCenter. Dynamische Stromnetze sicher beherrschen, unter: http://
forschung-stromnetze.info/projekte/dynamische-stromnetze-sicher-beherrschen/
TA Lärm: Technische Anleitung zum Schutz gegen
Lärm. Sechste Allgemeine Verwaltungsvorschrift zum
Bundes-Immisionsschutzgesetz
TC (Transmission Code) (2007): TransmissionCode
2007. Netz- und Systemregeln der deutschen Übertragungsnetzbetreiber
Publikationen von Agora Energiewende
Historische Entwicklungen, Ressourcen, Technik, wirtschaftliche Strukturen und Umweltauswirkungen
Ein Diskussionsvorschlag von Agora Energiewende und Roland Berger
Smart-Market-Design in deutschen Verteilnetze
Entwicklung und Bewertung von Smart Markets und Ableitung einer Regulatory Roadmap
Schlüsseltechnologien zur Erreichung der mittel und langfristigen Klimaschutzziele im Gebäudesektor
Das Potenzial für Photovoltaik-Speicher-Systeme in Ein- und Zweifamilienhäusern,
Landwirtschaft sowie im Lebensmittelhandel
(Lang- und Kurzfassung)
Der Klimaschutzbeitrag der Stromsektors bis 2040
Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen sowie Ausblick auf 2017
Energiepolitische Zielszenarien 2050 - Rückwirkungen auf den Ausbaubedarf von
Windenergie und Photovoltaik
Transparenzdefizite der Netzregulierung
Bestandsaufnahme und Handlungsoptionen
Herausforderungen und Handlungsoptionen
Untersuchung zum Bedarf an neuen Stromspeichern in Deutschland für den Erzeugungsausgleich,
Systemdienstleistungen und im Verteilnetz
Ein Diskussionsbeitrag zu den wichtigsten Herausforderungen im Strommarkt, (Lang- und Kurzfassung)
FAQ EEG – Energiewende: What do the new laws mean?
Ten questions and answers about EEG 2017, the Electricity Market Act, and the Digitisation Act
A proposal for an EU Renewable Energy Cost Reduction Facility (“RES-CRF”)
Energy Transition in the Power Sector in Europe: State of Affairs in 2016
Review on the Developments in 2016 and Outlook on 2017
A Pragmatic Power Market Design for Europe’s Energy Transition
Concept for a stepwise decarbonisation of the German power sector (Short Version)
An Overview of the Debate of the Effects of Adding Wind and Solar Photovoltaics into Power Systems
Alle Publikationen finden Sie auf unserer Internetseite: www.agora-energiewende.de
Wie gelingt uns die Energiewende? Welche
konkreten Gesetze, Vorgaben und Maßnahmen sind notwendig, um die Energiewende
zum Erfolg zu führen? Agora Energiewende
will den Boden bereiten, damit Deutschland
in den kommenden Jahren die Weichen
richtig stellt. Wir verstehen uns als Denk- und
Politiklabor, in ­dessen ­Mittelpunkt der Dialog mit den ­relevanten energiepolitischen
­Akteuren steht.

References: § 12
 § 13

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 § 14
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 Art. 1
 Art. 12
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