Source: http://www.j-fa.de/Netzentwicklungsplan%20Sept2012_Stn%20Windland%2019Okt2012.htm
Timestamp: 2018-09-26 06:53:35
Document Index: 285923829

Matched Legal Cases: ['§12', '§ 12', '§ 12', '§ 12', '§12', '§12', '§17', '§9', '§12', '§17', '§17', '§17', '§17', '§17', '§17', '§17', '§17']

Netzentwicklungsplan- Stellungnahme zum Entwurf Sept 2012
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Ihre Nachricht vom /Bearb.: Bearbeiter: Durchwahl: e-Brief: Datum:
Joachim Falkenhagen 030/ 65 01 77 01 falkenhagen5@meerwind.de 19.10.2012
Konsultation des Netzentwicklungsplans Strom 2012 (NEP)
die Entwürfe der Netzbetreiber für den NEP vom 30.5.2012 sind nach der bisherigen Beteiligung der Öffentlichkeit offenbar mit weitgehend unveränderten Maßnahmenvorschlägen am 15.8.2012 als zu bestätigender Netzentwicklungsplan an die „BNetzA“ weitergereicht worden.
1. Aus diesem Grund bleiben die hiesigen Vorschläge vom 20.6. 2012 weiterhin gültig. Ich schlage unverändert vor, diese, sowie meinen Prüfvorschlag zur Nutzung von Bahnstromtrassen (Schreiben vom 7.9.2012 an die BNetzA), im weiteren Umgang mit der Materie zu berücksichtigen. Beide Schreiben sind als Teil dieser Stellungnahme zu verstehen und der Ordnung halber als verkleinerter Ausdruck beigefügt.
Zunächst eine grundsätzliche Anmerkung. Auf Ihrer Webseite zum Netzausbau unterscheiden Sie „fünf große Schritte“:
1. Szenarien der Energieversorgung
2. Netzentwicklungsplan und Umweltprüfung
3. Erstellen eines verbindlichen Bundesbedarfsplans
4. Finden von Trassenkorridoren in der Bundesfachplanung
5. Festlegen der exakten Leitungsverläufe in der Planfeststellung
2. Deutlicher hervorgehoben werden sollte, dass erst nach der Planfeststellung als sechster Schritt die eigentlichen Investitionsentscheidungen, bzw. die Bewilligung der Investitionspläne durch die BNetzA, folgen. Erst zu diesem Zeitpunkt muss also abschließend geprüft werden, ob tatsächlich ein unmittelbarer Bedarf an den Leitungen besteht. Je nachdem, wie sich der Kraftwerksausbau bis zu diesem Zeitpunkt gestaltet, und in welchem Umfang man gewisse Einbußen bei der Nutzung der maximalen technischen Leistungsfähigkeit von Kraftwerken (z.B. bei Starkwind im Küstenraum) in Kauf nehmen möchte, sollte nicht jede planfestgestellte Leitung auch sofort gebaut werden.
Daraus geht aber hervor, dass es sachgerecht ist, mit den Planungsschritten 1 bis 5 im Zweifel etwas großzügiger vorzugehen, weil ja nach eine Überschätzung des Bedarfs an Stromleitungen immer noch eine Kürzung in Schritt 6 möglich ist. Bei einer Unterschätzung des Bedarfs und fehlenden Planungen könnte dagegen nicht mehr kurzzeitig nach oben korrigiert werden. Die langen Vorlaufzeiten für den Netzausbau erfordern aber kurzfristige Korrekturmöglichkeiten.
Im Fazit des Begleitdokuments vom 3.9.2012 heißt es:
„Die Bundesnetzagentur sieht sich daher befugt, Maßnahmen, die sie auf Basis der jetzt vorliegenden und während des Konsultationsverfahrens noch erlangbaren Informationen nicht prüfen kann oder von deren energiewirtschaftlicher Notwendigkeit sie nach Abschluss der Prüfung nicht überzeugt ist, nicht in den Netzentwicklungsplan für das Jahr 2022 aufzunehmen.“
Dies sollte zusammen mit dem folgenden Satz umformuliert bzw. ergänzt werden um die Aussage:
„Die Bundesnetzagentur hat auch Maßnahmen, die sie auf Basis der bei Auslegungsbeginn vorliegenden und während des Konsultationsverfahrens noch erlangten Informationen nicht prüfen konnte, oder bei denen sie nicht eindeutig überzeugt war, ob eine energiewirtschaftlicher Notwendigkeit bereits im Jahr 2022 besteht, vorsorglich in den Netzentwicklungsplan für das Jahr 2022 aufgenommen. Diese Maßnahmen können in späteren Netzentwicklungsplänen wegfallen oder für einen späteren Zeitpunkt vorgesehen werden, wenn sie sich auf Basis der dann maßgeblichen Szenarien als im Jahr 2022 noch nicht erforderlich erweisen.“
3. (Erst) nach dem vierten Schritt des „Findens von Trassenkorridoren in der Bundesfachplanung“ sollte der Schritt „Festlegung der technischen Ausführung der Trassenkorridoren folgen, insbesondere die Festlegung der in der Trasse zu verwirklichenden Netzebene (z.B. 380 kV AC oder DC). Diese Entscheidung braucht nicht unnötig früh getroffen werden. Zudem ist ja eine jährliche Überarbeitung der Planungen vorgesehen.
4. Zentrales Defizit des „Netzentwicklungsplans“ bleibt, dass lediglich das bauliche Ergebnis beschrieben wird, nicht aber die Schritte zur Entwicklung des Netzes, d.h. die Vorbereitungs- und Planungs-maßnahmen, mit denen das gesetzte bauliche Ziel auch pünktlich erreicht werden kann. Wenn die Planungsmaßnahmen und deren zeitlicher Fortschritt ergänzt werden, ermöglicht das dann auch einen Soll-Ist-Vergleich über den Fortschritt der Planungen.
Der Gesetzgeber unterscheidet in §12 b EnWG zwischen den Begriffen „Netzausbaumaßnahmen“ und allgemein „Maßnahmen“ (nämlich „alle wirksamen Maßnahmen zur bedarfsgerechten Optimierung, Verstärkung und zum Ausbau des Netzes“).
Der vorläufigen Einschätzung der BNetzA, „Die gesetzliche Forderung nach Vorlage eines gemeinsamen Netzentwicklungsplans auf Basis des Szenariorahmens [wäre] damit aus Sicht der Bundesnetzagentur erfüllt“ auf Seite 13 des Begleitdokuments wird daher widersprochen. Lediglich der Vorschlag für die Summe der Netzausbaumaßnahmen bis 2022 entspricht den gesetzlichen Anforderungen.
Auch die gemäß § 12b Abs. 1 Satz 3 Nr. 1 EnWG vorgesehene Darstellung der Netzausbaumaßnahmen der nächsten drei Jahren (also der konkreten Baumaßnahmen im Einzelnen) ist unzureichend. Abweichend von der Einschätzung der BNetzA auf Seite 13 des Begleitdokuments, diese Norm „dürfte primär auf die erheblich schneller zu realisierenden Projekte im Gasbereich gerichtet sein“ wird diese hier (wie auf Seite 14 des Begleitdokuments in Betracht gezogen) so verstanden, dass damit eben die alsbald baulich umzusetzenden Projekte gemeint sind – deren Planung im Falle von Stromleitungen eben schon Jahre vorher begonnen worden ist.
Momentan mag diese Darstellung leicht fallen: Weil die Genehmigungsplanungen ohnehin schon im Verzug sind, wird nach Genehmigungserteilung im Planfeststellungsverfahren möglichst unverzüglich mit den Bau begonnen. Satz § 12b Abs. 1 Satz 3 Nr. 1 EnWG ist aber so zu verstehen, dass der Gesetzgeber in Zukunft eben gerade für einen rechtzeitigen Abschluss von Planungen sorgen möchte. Erst dann macht eine Darstellung mehr Sinn, die eben aufzeigt, welche der genehmigten oder genehmigungsnahen Projekte (die eben Jahre vorher mit wirksamen Maßnahmen vorbereitet wurden) nun auch mit Baumaßnahmen (nämlich Netzausbaumaßnahmen) verwirklicht werden sollen.
Im Übrigen wird § 12b Abs. 1 Satz 3 EnWG hier so verstanden, dass die Angaben unter Nr. 1 bis 5 „insbesondere“ gefordert werden. Das ergibt sich nicht zuletzt aus Nr. 5: Es wäre schwer vorstellbar, dass die gemäß Satz 2 geforderte Darstellung aller wirksamen Maßnahmen auf Angaben zur Übertragungstechnologie (Spannungsebene bzw. AC oder DC) verzichtet.
Infolgedessen darf aus dem explizit genannten Zeitplan für alle Netzausbaumaßnahmen auch nicht gefolgert werden, dass im Übrigen und besonders hinsichtlich der Maßnahmen während der Planungsablaufs ein Zeitplan nicht anzugeben wäre.
Zu den Zeitplänen auf S. 118 ff. des NEP ist anzumerken, dass unter dem Titel „angestrebtes Inbetriebnahmejahr“ mehrfach 2011 und häufig 2012 angegeben wird. Soll das heißen, dass erstgenannte Maßnahmen schon letztes Jahr abgeschlossen wurden (dann hätten sie aber in einem Plan nichts mehr verloren) und zahlreiche weitere bereits dieses Jahr? Falls nein, sollte das differenziert werden in „ursprünglich angestrebtes Inbetriebnahmejahr“ (z.B. 2011) und „aus heutiger Sicht angestrebtes Inbetriebnahmejahr“.
5. Wegen Bedenken an der zügigen Umsetzbarkeit neuer DC-Trassen über weite Teile des Landes sollte auch bei bestehenden Trassen, für die der NEP einen Umbau bzw. Verstärkung oder Ersatzneubau vorsieht, sowie für Teile des Startnetzes, die Umwandlung in Gleichstromleitungen in Betracht gezogen werden (und dann ggf. ein Ersatzneubau für AC in neuer Trasse).
Entsprechend sollte auch bei Trassen, die über die bislang für DC vorgesehenen Strecken hinausreichen (z.B. in die Schweiz, etwa entlang des Rheins zwischen Biblis und Basel, vgl. die Stellungnahme des Schweizerischen Bundesamts für Energie), die Wahl zwischen DC und AC bis auf weiteres offen bleiben. Der Verweis in §12 b auf den gemeinschaftsweiten Netzentwicklungsplan nach Artikel 8 Absatz 3b der Verordnung (EG) Nr. 714/2009 ist analog so zu verstehen, dass auch eine Abstimmung der Planungsziele mit der Schweiz als Nicht-EU-Nachbarland erfolgen soll.
Bei den im europäischen Ten-Year Network Development Plan (TYNDP 2012) als „long term“ klassifizierten Maßnahmen sollte geprüft werden, inwieweit sie sich mit AC-Maßnahmen des NEP räumlich überschneiden, d.h. ob deren Trassen ggf. für diese TYNDP-Maßnahmen benötigt werden bzw. besser verwendet werden können.
Die fehlende „Durchbindung“ von Offshore-Stichleitungen mit DC (bzw. von Untersuchungen hierzu) verfehlt gegen die Anforderung in §12b Abs. 1 Satz 5 EnWG nach Berücksichtigung von Offshore-Netzplänen. Soweit ein formeller Offshore-Netzplan nach §17 EnWG noch nicht vorhanden ist bzw. verabschiedet wurde, hätten die vorliegenden Planungen von ÜNB und ggf. Windparkbetreibern für die Offshore-Netzanbindungen subsidiär verwendet werden müssen.
6. Weil Umfang und Grundkonzept der im ersten Entwurf des Netzentwicklungsplans (NEP) für 2022 dargelegten baulichen Netzausbaumaßnahmen im Wesentlichen angemessen und, wenn nicht schon 2022, dann doch später notwendig werden, sollte diese Planung nun (lediglich) dem Grundsatz nach und hinsichtlich der zu beplanenden Trassen bestätigt werden, damit die Bundesfachplanung (raumordnerische Ebene) nun begonnen und vorangetrieben werden kann.
Dies sollte allerdings mit einigen ausdrücklichen Vorbehalten erfolgen, zu denen insbesondere die spätere Änderung der Netzebene und ein Vorbehalt in zeitlicher Hinsicht gehört:
· Ein Aufschub des Ausbaus muss ausdrücklich vorgesehen werden, soweit die dadurch entstehenden Einbußen an Erneuerbaren-Erzeugung und Kraftwerksflexibilität die Kosten zusätzlicher Leitungen und die davon verursachten Umweltbeeinträchtigungen nicht rechtfertigen.
· Hinsichtlich der Netzebene soll, wie vorstehend ausgeführt, die Planung für einen Wechsel von AC auf DC in den Erneuerungstrassen ebenso offengehalten werden wie für einen Wechsel von VSC-DC auf Thyristor-DC und (gemäß Überlegungen der BNetzA) von DC auf AC höherer Spannungsebene.
Die jährliche Überarbeitung der Pläne sollte dann insbesondere im nächsten Jahr sehr ernsthaft im Sinne einer Optimierung und auch besseren Untermauerung des Bedarfs betrieben werden.
Zu der „verlustarmen Übertragung hoher Leistungen über große Entfernungen“ heißt es im Begleitdokument (S. 16): „Daneben sollten auch andere verlustarme Übertragungstechnologien im weiteren Verlauf des Netzentwicklungsprozesses nicht grundsätzlich ausgeschlossen werden.“ Dies verstehe ich so, dass eine endgültige Festlegung auf eine bestimmte Technologie zum jetzigen Zeitpunkt noch nicht erfolgen soll. Insofern würde – jedenfalls für die angegebenen DC-Korridore – eine gewisse Unschärfe bzgl. der technischen Ausführung bleiben. Dies ist im Grundsatz zu begrüßen und hindert auch nicht die raumordnerische Suche nach geeigneten Trassen. Allerdings wird eine zusätzliche AC-Netzebene mit lediglich 550 kV oder auch darüber hier für nicht aussichtsreich gehalten, wohl aber eine Mischlösung mit (auch) konventioneller Thyristor-DC.
Diese „Öffnung“ bzw. Unschärfe der planerischen Darstellung soll aber auch für die Nutzung von Trassen für Ersatzneubauten gelten, insbesondere für Trassen, die nach ihrer Lage auch Abschnitte der DC-Korridore aufnehmen könnten: Die Entscheidung, ob diese Trassen künftig für einen Ersatzneubau, für eine AC/DC-Kombinationsleitung bzw. Parallelführung, oder nur für DC genutzt werden (mit AC-Neubau an anderer Stelle), muss der weiteren Fachplanung vorbehalten bleiben.
7. Auslegungsziel, Relevanz und Grenzen des Szenariorahmens:
In den Eingangsdaten der Konsultation (Stand 18.7.2011) zum NEP heiß es, die „Marktsimulation erzeugt für jedes Szenario 8.760 Netznutzungsfälle als Stundenmittelwert“.
Bereits begrifflich unterschieden werden muss zwischen dem Szenariorahmen, der Marktsimulation und den Netznutzungsfällen. Der Szenariorahmen stellt nach hiesigem Verständnis im Wesentlichen die Orte von Kraftwerken und Verbrauchern nebst Verbrauchskennlinien dar. Bei Wind und Sonne resultiert dann daraus auch das Erzeugungspotential. Die vorgenommene Marktsimulation beschreibt den Einsatz der Erzeugungseinheiten u.a. nach Merit-order Gesichtspunkten bzw. dem Erzeugungspotential von Wind- und Solarkraftwerken, wobei Netzengpässe nicht berücksichtigt worden sind. Daraus resultieren dann Netznutzungsfälle. Nicht alle Inputfaktoren der Ergebnisse der Marktsimulation und ebensowenig die Netznutzungsfälle sind inhärenter Teil des Szenariorahmens geworden.
Offensichtlich war es Auslegungsziel des NEP, die so resultierenden Netznutzungsfälle (bzw. die zugehörigen Leistungsflüsse) auch zu ermöglichen:„Der Netzausbau im NEP wurde so dimensioniert, dass es bei Verfügbarkeit aller Betriebsmittel des Übertragungsnetzes und bei Umsetzung aller Maßnahmen zu keiner Reduktion von erneuerbaren Energien mehr aufgrund innerdeutscher Netzengpässe kommt.“ (S. 75 NEP)
Mit diesem Auslegungsziel wurde aber in erheblichem Maße eine Wertungsentscheidung getroffen. Möglich gewesen wäre es ebenfalls, das Netz knapper zu dimensionieren, um damit Kosten beim Netzausbau einzusparen und damit verbundene Umweltbeeinträchtigungen zu vermindern, was andererseits einen wirtschaftlich ungünstigeren Kraftwerkseinsatz und auch Erzeugungseinbußen infolge fehlender Möglichkeit der Weiterleitung erneuerbarer Energien mit sich gebracht hätte.
Der NEP bleibt eine Antwort auf die Frage schuldig, warum gerade dieses Auslegungsziel zu Grunde gelegt wurde.
Aus dem Szenariorahmen kann das offenbar angewendete Auslegungsziel, inländisch netz-bedingte Einschränkungen im Betrieb zu vermeiden, jedenfalls nicht abgeleitet werden! Daher kann Kritikern des NEP auch nicht vorgehalten werden, sie hätten bereits zum Zeitpunkt der Aufstellung des Szenariorahmens diese Kritik äußern müssen, und jetzt sei es zu spät dafür.
Im Genehmigungsdokument der BNetzA zum Szenariorahmen (AZ-8121-12/Szenariorahmen 2011 datiert vom 20.12.2011, Seite 38) wird zu den Szenarien ausgeführt: „Bei der Ermittlung der Szenariowerte muss vom heutigen Stand der regulatorischen Rahmenbedingungen ausgegangen werden. Zukünftige Entwicklungen der gesetzlichen Grundlagen bis 2022 beziehungsweise 2032, die Auswirkungen auf die Förderung einzelner Erneuerbarer Energieträger haben, sind ebenso wenig vorherzusagen wie die Entwicklung von Marktpreisen oder alternativen Technologien.“ (zitiert nach NEP 2012 Seite 56). Damit war aber keinerlei Aussage verbunden, dass Netzengpässe und daraus abgeleitete Einschränkungen des Kraftwerksbetriebs unbedingt z vermeiden seien. Vermutlich ist damit u.a. gemeint, dass die Kraftwerksbetreiber im Grundsatz keine Nodalpreisregelungen bei ihren Standortentscheidungen berücksichtigen werden (bzw. dass darauf beruhende Standortentscheidungen angenommen werden sollen). Aus diesem Zitat des Genehmigungsdokuments kann aber sicherlich nicht abgeleitet werden, das die jederzeitige Gewähr des bundesweiten Transports des Stromes bestünde.
Vielmehr hätten die Netzbetreiber als Teile der heutigen „regulatorischen Rahmenbedingungen“ die Vorgabe des §9 Abs. 3 EEG zur Erweiterung der Netzkapazität berücksichtigen müssen: „Der Netzbetreiber ist nicht zur Optimierung, zur Verstärkung und zum Ausbau seines Netzes verpflichtet, soweit dies wirtschaftlich unzumutbar ist.“ Hieraus ergibt sich im Umkehrschluss, dass Netzausbaumaßnahmen zu unterlassen sind, wenn sie sich volkswirtschaftlich nicht rechnen. Sie sind insbesondere zu unterlassen, wenn die Transportkosten (insbesondere die Kapitalkosten für die letzte Leitungskapazität) größer sind als die innerdeutsche Kostendifferenz aus Erzeugungsseite (bzw. Mehrkosten), die sich ergibt, wenn auf die entsprechende Leitungskapazität verzichtet wird.
Gegen diese Anforderung ist mit dem Auslegungsziel keiner netzbedingter Einschränkungen offensichtlich verstoßen worden.
Eine Fortführung der Planung der im NEP angegebenen Netzausbaumaßnahmen ist daher nur unter der Maßgabe zu akzeptieren, dass
· diese Maßnahmen später benötigt und wirtschaftlich werden
· ohnehin Verzögerungen zu gegenwärtigen sind
· am Ende der Planung noch eine abschließende Investitionsentscheidung im Lichte des aktuellen Bedarfs steht (vgl. obiger sechster Schritt).
Ohne diese Vorbehalte wird der NEP und damit auch jede einzelne Maßnahme angreifbar, weil den Planern und der BNetzA Abwägungsfehler vorgeworfen werden können und der NEP bzw. Bundesbedarfsplan nicht mehr als Bedarfsnachweis tauglich wäre.
7a. Überraschend erscheint in diesem Zusammenhang auch die Aussage auf Seite 57: „Es werden Zeitreihen basierend auf dem Wetterjahr 2007 verwendet. Die maximale Einspeisung von Onshore-Wind beträgt hierbei 92 %, …“ [der installierten Leistung?] Dies hieße, dass zu einem Zeitpunkt fast im gesamten Land starke Windstärken vorherrschen, die die Windturbinen ganz oder nahezu in Volllast antreiben, ohne dass es vermehrt zu Abschaltungen wegen Überschreitung der Abschaltgeschwindigkeit kommt. Diese Annahme erscheint doch recht heroisch, zumal ein der Teil der Differenz zu 100% schon auf Abschläge wegen unzureichender Verfügbarkeit entfällt. Möglicherweise sind auch Standortbesonderheiten (Orographie) nicht vollberücksichtigt worden, die sich im Binnenland zu unterschiedlichen Zeiten bei unterschiedlichen WEA auswirken.
Bei Offshore- Wind wird sogar 97 % der installierten Leistung angesetzt. Auch wenn Offshore häufiger Volllast erreicht wird, ist dies ein sehr hoher Wert in Anbetracht der schlechteren Möglichkeiten zur Instandsetzung Offshore in Zeiten mit starkem Wind und damit hohem Wellengang, und der Aufteilung auf Nord- und Ostsee mit unterschiedlichem Wetter.
Ggf. ist die Frage nach der Repräsentativität des Jahres 2007 zu stellen.
8. Dementsprechend ist bei der Einzelfallprüfung zur Beurteilung der Notwendigkeit das Vorgehen zu erweitern. „In erster Linie wurde für jede Maßnahme/ jedes Projekt nur der zugehörige, die Begründung liefernde Datensatz untersucht“ (S. 32 des Begleitdokuments), also geprüft, ob irgendwann in einer Stunde des Jahres Engpässe auftreten würden und durch das Projekt vermieden werden.
Bei einer erweiterten Vorgehensweise muss sodann für diesen Datensatz, also diese Stunde die Minderung der Übertragungsleistung ermittelt werden, mit der ohne das Projekt die (n-1)-Sicherheit gewährleistet bleibt. Sodann sind die resultierenden Mehrkosten zu ermitteln, die daraus entstehen, dass von der günstigsten Erzeugungsstruktur abgewichen wird. Dies wäre dann die Differenz der wegfallenden Erzeugungskosten vor der Engpasstelle und der zusätzlichen Erzeugungskosten jenseits der Engpasstelle (jeweils Grenzkostenbetrachtung). Ggf. sind die wegfallenden Erzeugungskosten null, wenn etwa Solarparks herunter geregelt werden. Ggf. handelt es sich jenseits der Engpasstelle nicht um zusätzliche Erzeugungskosten, sondern um die Kosten lastmindernder Maßnahmen, etwa gemäß Verträgen zum Lastabwurf, die Berechnungsweise bleibt im Übrigen dieselbe.
Diese Vorgehensweise kann sodann für sämtliche Stunden des Jahres, bzw. für die engpassrelevanten Stunden, fortgeführt werden. In der Summe enthält man dann die jährlichen Engpasskosten, die durch das Projekt vermieden werden.
Der Vergleich dieser Kosten mit den kapitalisierten Projektkosten gibt dann eine erste gute Indikation für die wirtschaftliche Vorteilhaftigkeit des Projektes. Allerdings sind noch weitergehende Analysen erforderlich. Schließlich würde man immer eine Wirtschaftlichkeit nachweisen können, wenn man ein Projekt nur in genügend kleine Teilprojekte unterteilt, deren Fehlen jedes für sich die Transportmöglichkeiten beeinträchtigt.
Insbesondere bei einer räumlich „in Reihe“ liegenden Gruppe von Projekten muss daher auch geprüft werden, ob bei Wegfall der gesamten Gruppe von Projekten die Mehrkosten auf der Erzeugungsseite größer sind als die (summierten) Kosten der Projekte. In einer ersten Betrachtung kann hierfür die Summe der Projektkosten mit den größten Mehrkosten, das ein einzelnes Projekt auf Erzeugungsseite auslöst, verglichen werden. Wird bereits hier die Wirtschaftlichkeit erfüllt, kann man sich eine neuerliche Untersuchung der Mehrkosten auf Erzeugungsebene sparen, weil diese für die ganze Gruppe der Projekte nicht niedriger sein werden.
Genauere Ergebnisse erhält man, wenn auch die durch das bzw. die Projekte verminderten Übertragungsverluste im Netz berücksichtigt werden sowie weitere Einflüsse auf die Systemstabilität bewertet werden (beispielsweise Wechsel von (n-1)- auf (n-2)-Sicherheit an bestimmten Stellen als Folge des Netzausbaus).
Soweit eine Bedarfsdeckung jenseits der Engpassstelle mit dem vorhandenen Kraftwerkspark nicht möglich wäre, müssten ggf. die Kosten für ein Spitzenlastkraftwerk angesetzt werden, dass dieses Defizit ausgleicht, aber im bislang modellierten Kraftwerkspark nicht wirtschaftlich war.
Ein Leitungsprojekt muss aber nicht nur im Jahr der Inbetriebnahme seine Kapitalkosten decken, sondern in der Summe seiner Betriebszeit.
Im Allgemeinen ist anzunehmen, dass der Bedarf an Leitungen und damit auch die durch einzelne Projekte ersparten Kosten in den Jahren nach 2022 noch zunehmen. IN Einzelfällen kann aber auch das Gegenteil der Fall sein, etwa, wenn Kohlekraftwerke bzw. durch Kohlekraftwerke mit verursachte Betriebszustände wegfallen.
Daher wurde und wird vorgeschlagen, diese wirtschaftlichen Bewertungen nicht auf Basis des Szenarios 2022, sondern des Kraftwerksszenarios 2032 (B) vorzunehmen (aber für das für 2022 vorgesehene Netz). Eine Nutzungsdauer der Projekte von 40 Jahren würde bis in das Jahr 2062 reichen. Das Jahr 2032 ist für die Verhältnisse dieser gesamten Zeitspanne stärker repräsentativ als die des Jahres 2022.
Mit den Zahlen des Erzeugungsszenarios 2032 (als Indikation für die gesamte Nutzungsdauer) kann die Wirtschaftlichkeit wohl auch leichter nachgewiesen werden. Falls die Wirtschaftlichkeit dann bis 2022 noch nicht erreicht würde, kann kurzfristig vorher bei der Investitionsbewilligung gegengesteuert werden.
Im Übrigen scheint eine pünktliche Genehmigung und Fertigstellung aller Projekte bis 2022 eine sehr optimistische Annahme zu sein.
9. Im Begleitdokument heißt es „Diese Startnetzmaßnahmen sind somit schon auf ihre Notwendigkeit hin überprüft worden, da ihr energiewirtschaftlicher Bedarf in den jeweiligen Fachplanungen bestätigt wurde.“ (Seite 9)
Dies erspart aber nicht eine neuerliche Überprüfung dieser Maßnahmen. Der NEP soll nämlich „alle wirksamen Maßnahmen“ enthalten (§12 b Abs. 1 Satz 2), mithin auch diejenigen des Startnetzes. Somit bleibt auch diesen die jährliche Überprüfung nicht erspart, und sie sind sicherlich auch bereits bei der Aufstellung des ersten NEÜ nicht davon befreit.
Ob diese Überprüfung in vereinfachter Weise erfolgen kann und wie sie den erreichten Planungsfortschritt berücksichtigen soll, könnte getrennt diskutiert werden.
Zu vermeiden ist damit auch eine widersprüchliche Vorgehensweise im Vergleich zu bestehenden Leitungen: Für diese wird ja sehr wohl ein Abbau in Betracht gezogen, nämlich um die Trasse für einen Ersatzneubau frei zu machen. Wenn bereits baulich errichtete Leitungen zur Disposition stehen (können), muss dies für lediglich in Planung befindliche Leitungen erst recht gelten. Sonst könnte man übrigens zu der Möglichkeit kommen, dass eine Startnetzmaßnahme fertiggestellt werden müsste, um damit erst einen Status zu erreichen, in dem sie wieder in Frage gestellt werden dürfte. Dann könnte sie im Extremfall unverzüglich nach ihrer Fertigstellung wieder abgerissen werden, um die Trasse für eine evtl. bessere Nutzung frei zu machen … dass ein solcher Schildbürgerstreich nicht der gesetzlichen Intention entspricht, dürfte offensichtlich sein.
Relevanz hat dies beispielsweise für die Startnetzmaßnahme TTG-006 Wahle-Mecklar: Diese liegt, wie auch die Maßnahmen P43 und P48, in dem räumlich zu Aufnahme des DC-Korridors C4 geeigneten Raum. Daher ist die Möglichkeit zu prüfen, diese Maßnahmen etwa gemeinsam in der Trasse bzw. den Trassen zu verwirklichen, die bislang für TTG-006 (und entsprechend P43 und P48) vorgesehen war(en). Ebenso ist die Möglichkeit zu prüfen, die Trasse von TTG-006 ausschließlich für die DC-Leitungen des Korridors C4 mit ihrer höheren Bedeutung zu nutzen, und eine AC-Leitung Wahle-Mecklar dann auf anderer Trasse zu verwirklichen (möglicherweise einer weniger schnell verfügbaren Trasse), oder die entsprechende Funktionalität auf andere Weise herzustellen.
Kurzum, mit den Startnetzmaßnahmen dürfen nicht wichtigere Ausbaumaßnahmen buchstäblich „verbaut“ werden. Sie gehören daher auf den Prüfstand.
10. Zur Akzeptanzsteigerung sind auch Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen in den Plan
einzubeziehen, wie
· der Rückbau bestehender Freileitungen niedrigerer Spannungsebene im Streckenverhältnis 1:1 und
· die Schaffung eines neuen Nationalparks als großflächiger, räumlich zusammengefasster Fläche für Ausgleichsmaßnahmen.
11. Derzeit liegen sowohl der Entwurf für den Offshore-Netzplan sowie der Netzentwicklungsplan (NEP, für das Übertragungsnetz an Land) öffentlich aus.
Zwischen beiden Planwerken gibt es derzeit eine mindestens das Küstenmeer umfassende Lücke.
Mit der geplanten Einführung eines Offshore-Netzentwicklungsplans gemäß §17 b EnWG wird diese Lücke nicht nur überbrückt, sondern eine Aufgabeneilung bzgl. der Regelungsinhalte noch deutlicher werden.
Es wird nämlich zu einer doppelten Darstellung der Leitungen in der AWZ kommen, nämlich trassenscharf im Offshore-Netzplan (Bundesfachplan Offshore) und voraussichtlich lediglich als Darstellung des Übertragungssystems im Offshore-NEP, entsprechend dem Grundsatz des NEP:
„Der vorliegende Netzentwicklungsplan 2012 beschreibt keine konkreten Trassenverläufe von Übertragungsleitungen, sondern er dokumentiert den notwendigen Übertragungsbedarf zwischen Netzknoten.“ (NEP Seite 24)
Gerade bei einer derartigen, doppelten Plandarstellung derselben Leitungen sollte auf eine nähere (elektro-) technische Spezifikation der Leitungen im Offshore-Netzplan verzichtet werden. Dann ergibt sich die Aufgabenteilung bzgl. der Kabel:
· Offshore-NEP: (elektro-) technische Spezifikation der Leitungen;
· Offshore-Netzplan (Bundesfachplan Offshore): räumliche Darstellung der Trassen und spezifischer Anforderungen (z.B. Überdeckung).
Bereits laut gültiger Fassung des EnWG ist dieser Darstellungsinhalt ausreichend.
In §17 2a EnWG Satz 4 heißt es: „Der Offshore-Netzplan enthält auch die Festlegung der notwendigen Trassen für die Anbindungsleitungen …“. Vielleicht wurde das bei Aufstellung des NEP anfänglich so ausgelegt, dass die entsprechenden Anbindungsleitungen von der AWZ bis zu den „Offshore-Einspeisepunkten“ an Land Gegenstand des Offshore-Netzplans würden und deshalb im nicht NEP erneut dargestellt müssten.
Im Entwurf für einen neuen §17 a Abs. 1 Nr. 3 wird auf Bezug genommen auf die Orte, „an denen die Anbindungsleitungen die Grenze zwischen der ausschließlichen Wirtschaftszone und dem Küstenmeer überschreiten“. Der Begriff der Anbindungsleitungen wird also so gewählt, dass sich die Anbindungsleitungen begrifflich über diese Grenzübertrittsstellen hinweg erstrecken.
Nach §17 2a EnWG Satz 4 gültiger Fassung enthält der Offshore-Netzplan eine „Festlegung der notwendigen Trassen für die Anbindungsleitungen,“ verstehen würde ich das als Festlegung der gesamten Trasse der Anbindungsleitungen für die gemäß Satz 3 darzustellenden Offshore-Anlagen, einschließlich der Strecken im Küstenmeer.
Für die Windparks im Küstenmeer (innerhalb der 12-Seemeilen-Zone) ergibt sich schon aus §17 2a EnWG Satz 3 kein Darstellungsbedarf im Offshore-Netzplan, weil sie sich aufgrund ihrer Lage mangels geeignetem „Anbindungspartner“ im räumlichen Zusammenhang nicht für eine Sammelanbindung eignen, sondern einzeln angebunden werden. Schon deshalb ist eine Darstellung im Offshore-Netzplan nicht erforderlich, unabhängig von der Frage, ob dessen Darstellungsinhalt jetzt oder künftig an der Hoheitsgrenze enden soll.
Infolge der begrenzten Leistung sind die Leitungen von Windparks im Küstenmeer offenbar auch nicht dem Übertragungsnetz zugeordnet und somit auch weder im zukünftigen Offshore-NEP noch im NEP darzustellen.
Nach geplanter Fassung des §17 a Abs. 1 Satz 2 Nr. 2 EnWG soll der Bundesfachplan Offshore Festlegungen zu Trassen oder Trassenkorridoren für Anbindungsleitungen enthalten. Die Formulierung („zu“) ist damit kompatibel, dass keine vollständige Festlegung der Trassen oder Trassenkorridore erfolgen muss, sondern nur ein Teil davon. Somit kann die Festlegung bestimmter Trassen an der Hoheitsgrenze enden. Es würde aber auch §17 a Abs. 1 Satz 2 Nr. 2 EnWG geplanter Fassung nicht widersprechen, wenn die Trassen bis zum Festland im Offshore-Netzplan dargestellt blieben, nachdem nicht ausdrücklich ausgesagt werden soll, welche Festlegungen zu den Leitungen gemacht werden sollen.
Zusammenfassend komme ich zu dem Ergebnis, dass nach gegenwärtiger Rechtslage die Trassen für Sammelanbindungen auch mit dem Streckenabschnitt durch das Küstenmeer im Offshore-Netzplan darzustellen sind. Dies könnte ggf. mit einer dem Planungsstand angemessenen Unschärfe und ggf. durch textliche Darstellung der angedachten, prinzipiellen Trassenverläufe erfolgen. Nach Verabschiedung der geplanten Änderung des EnWG kann diese Darstellung wieder entfallen, muss aber nicht unbedingt.
Etwas unglücklich erscheint weiterhin die sich abzeichnende gesetzgeberische Entscheidung, beim NEP eine Unterteilung in einen Land-NEP und einen Offshore-NEP vorzunehmen, mit Abgrenzung im Küstenraum, während bei der Bundesfachplanung Offshore die Darstellungsgrenze ggf. an der 12-Seemeilen gezogen würde.
Wenn dann die (Land-) Bundesfachplanung dieselbe Abgrenzung vornimmt wie der (Land-) NEP, bliebe weiterhin eine Lücke zwischen den beiden Bundesfachplanungen.
Für eine einheitliche Betrachtungs- und Darstellungsgrenze an der 12-Seemeilen-Grenze würde – neben der institutionellen Zuständigkeit (Bundesländer) – die Überlegung sprechen, dass es im Falle einer mit DC-Technik durchgehenden Verbindungsleitung von Offshore –Konverterstationen bis nach Süddeutschland (ohne DC-AC-Umwandlung im Küstenraum) keinen eindeutig identifizierbaren „Übergabepunkt“ im Küstenraum gibt, bei dem die Leitung ihren Charakter als Anbindungsleitung im Sinne des §17 2a EnWG Satz 4 gültiger Fassung verliert. Sicherlich ist in solchen Fällen ja nicht die gesamte Leitungsstrecke bis nach Süddeutschland als Anbindungsleitung im Offshore-Netzplan darzustellen.
Angeregt wird daher eine einheitliche Darstellungsgrenze in den parallelen Planwerken, wobei einiges für die 12-Seemeilen-Zone spräche, oder ein gesetzlicher Wechsel zu einem integrierten NEP mit Land- und Seeverbindungen. Dieser sollte dann auch solche Offshore-Windparks umfassen, die aufgrund ihrer Größe und Lage nicht für eine Sammelanbindung geeignet sind, sondern einzeln angebunden würden. Dazu gehört beispielsweise das OWP-Projekt Meerwind West, dessen Größe mit 161 beantragten Standorten bereits alleine der derzeit typischen Leistung einer Offshore-Sammelanbindung ungefähr entspricht.
12. Die Wahl des Namens der Webseite „Netzausbau.de“ bedauere ich, denn in Teilen soll ja auch ein Umbau und Rückbau von Netzbestandteilen erfolgen, so dass die Bezeichnung „Netzumbau“ (die Webseite „netzumbau.org scheint noch frei zu sein) ist oder eben „Netzentwicklung.org“ sachgerechter wäre.
13. Trotz der nicht ausgeräumten inhaltlichen Bedenken wird begrüßt, dass die BNetzA die neuerliche Konsultation der Öffentlichkeit und die Fortsetzung eigener Prüfungen parallel vornimmt und damit Verzögerungen vermeidet.
Diesem Grundsatz folgend, ist es richtig, nun zügig voranzugehen und ggf. bestimmte Trassen gleichsam „vorläufig“ in den Bedarfsplan aufzunehmen, verbunden mit einer Aufforderung an Netzbetreiber und eigene Berater, dies für nächste Fassung des NEP wieder kritisch zu hinterfragen. Wir schlagen somit vor, sämtliche Trassen der NEP in den Bedarfsplan einzustellen, und punktuelle Vorbehalte aufzunehmen.
Geschäftsführer: Dipl.-Ing. Dipl. Ök. Joachim Falkenhagen
HRB 33 10 3 Amtsgericht Berlin-Charlottenburg