Netzentwicklungsplan Strom 2017-2030

2. Entwurf
Konsultation

und

Bedarfsermittlung 2017-2030: Entwurf des Umweltberichts

Strategische Umweltprüfung auf Grundlage des 2. Entwurfs des NEP Strom und O-NEP
Konsultation

Stellungnahme

Grundsätzliches

Der Gesetzgeber hat mit der Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes hin zu der gegenwärtigen Praxis der Netzentwicklungspläne nicht nur die Intension verfolgt, die Transparenz und öffentliche Beteiligung in der frühen Planungsphase zu verbessern. Es ging dabei auch um größtmögliche ökologische Verträglichkeit und volkswirtschaftlich optimierte Lösungen bei der Netzplanung. Auch damit diese realisiert werden können, ist der Bundesnetzagentur mit § 12a (3) i.V.m. § 29 (1) EnWG Ermessenspielraum gegeben worden, besondere Anforderungen an die Szenariorahmen der NEP zu formulieren, auf deren Grundlagen die Übertragungsnetzbetreiber ihre Planungen durchzuführen haben.

Der Netzentwicklungsplan Strom 2017-2030 im vorliegenden Entwurf ist das Resultat einer unzureichenden Ausschöpfung solcher Möglichkeiten. Die Bundesnetzagentur kann gegenüber den Übertragungsnetzbetreibern nämlich nicht nur konkrete Anforderungen an den Szenariorahmen stellen. Sie sollte das im Interesse der Allgemeinheit auch explizit tun.

Es liegt auf der Hand, dass die Betrachtung größtmöglicher Vermeidung weiteren Netzzubaus aus ökologischen Gründen, im Interesse der Verbraucherinnen und Verbraucher und im Interesse des Landschaftsschutzes Aufgabe bei der Netzplanung sein muss. Das bedeutet nicht allein, das NOVA-Prinzip in unflexiblen Marktrahmen anzuwenden und alle Betrachtungen darüber hinaus von vornherein aus Gründen marktwirtschaftlicher Vorgaben auszuschließen. Vielmehr bedeutet dies, zu analysieren, auf Grundlage welcher politischen Optionen Netzausbau minimiert werden kann. Dabei ist es einleuchtend, dass zu untersuchende Optionen im Rahmen einer Konsultation vorher definiert werden müssen. Es muss eine Palette von Marktanpassungen definiert werden, auf deren Grundlage eine Modellierung zukünftiger Lastflüsse geschehen soll. So soll ein Referenzszenario zu den bisher durch das EnWG vorgegebenen Szenarien entstehen. Aus diesem Grund wurde bereits im Rahmen der Konsultation des Szenariorahmens dieses NEP auf einer Dialogveranstaltung der ÜNB, bei der auch die Bundesnetzagentur vor Ort war, in Berlin durch mein Büro vorgeschlagen, ein Forum mit Stakeholdern und der interessierten Öffentlichkeit zu genau diesem Thema durchzuführen.
Mit dem vorliegenden Entwurf des NEP werden dem Gesetzgeber wiederum nahezu keine Möglichkeiten gegeben, politische Handlungsoptionen abzuwägen, mit denen die Netzplanung, beispielsweise durch Veränderung von marktwirtschaftlichen Mechanismen, aktiv beeinflussbar ist. Dass die Ermittlung solcher Optionen nicht Sache der Netzbetreiber ist, liegt auf der Hand.

Bei der Netzplanung wird bislang angenommen, dass aktuelle Gesetzesrahmen und vor allem das bestehende Stromhandelssystem im Wesentlichen erhalten bleiben und der EU-Binnenmarkt massiv ausgeweitet wird. Dabei ist jedoch keineswegs belegt, dass - beispielsweise - das bestehende Stromhandelssystem  volkswirtschaftlich optimal und ökologisch bestmöglich funktioniert. Die seit Jahrzehnten stattfindenden rigorosen Eingriffe des Gesetzgebers in die bestehende Energiewirtschaft mit dem Ziel einer Energiewende machen eines deutlich: an keiner Stelle wurde der energiepolitische Rahmen und die Energiewirtschaft selbst als ökologisch hinreichend nachhaltig betrachtet. Somit wird also nicht nur ein Transformationsprozess hin zu mehr ökologischer Nachhaltigkeit betrieben, sondern dieser Prozess selbst immer wieder angepasst, beschleunigt, verzögert. Es ist unwahrscheinlich, dass diese Entwicklung abgeschlossen ist, insbesondere, da die Bundesrepublik Deutschland kurz davor ist, ihre Emissionsziele für 2020 zu verfehlen.
Das ganze verdeutlicht einen systematischen Fehler in der Netzplanung, der im Verantwortungsbereich der Bundesnetzagentur liegt:

Die Netzplanung offeriert keinerlei Antwort auf die Frage, ob und unter welchen Marktbedingungen und politischen Rahmen Netzausbau minimiert und ökologisch optimiert werden kann.

Die Betrachtung und Einführung von Sensitivitäten in die Szenariorahmen waren zwar ein Schritt in diese Richtung, jedoch bei weitem nicht ausreichend.

Stellungnahme zum NEP 2017-2030

Bedeutung des europäischen Binnenmarktes auf die deutsche Netzplanung 

Kap. 1.2 Vom Szenariorahmen zum Netzentwicklungsplan

Abschnitt: Erstellung des Netzentwicklungsplans
Bereits in der grundlegenden Einführung zum Verständnis der Methodik fehlt die Betonung der Rolle, die der durch den Verbund der privatwirtschaftlichen europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) ermittelte Netzausbaubedarf im Rahmen der zukünftigen Binnenmarktentwicklung durch die Zehnjahresnetzentwicklungspläne auf europäischer Ebene (TYNDP) prognostiziert wird, spielt. Die simple Ausführung, dass Ziel der Marktsimulation die Nachbildung des bereits existierenden europäischen Strommarktes sei, ist hier unvollständig. Es wird hier nämlich nicht allein vom existierenden Strommarkt ausgegangen, wie der Text suggeriert. Wie auch die Prognosen der Stromtransite belegen, wird vielmehr von einer starken Zunahme des Stromhandels innerhalb des Binnenmarktes ausgegangen. Wie in Kapitel 2.6 dargelegt wird, ist „die europäische Dimension eine zentrale Eingangsgröße für die Marktsimulation“. Inwieweit viele Trassenprojekte bereits allein als Ergebnis des TYNDP und mit Status als PCI Eingang in den Netzentwicklungsplan finden, muss also hier bereits ausgeführt werden. Das nachfolgende Kapitel 1.6 ersetzt die Notwendigkeit dieser Klarstellung hier nicht.

Kap. 1.6 Zusammenhang zwischen NEP, TYNDP und PCI-Prozess
Kap. 2.6 Nachbildung des Auslands

Rolle des TYNDP als Grundlage für den NEP

Die Entwicklung und Öffnung des europäischen Binnenmarktes ist für den NEP eine grundlegende Größe. Mit der Übernahme aller Ergebnisse des TYNDP (obwohl dieser nicht bindend ist) in den NEP ist ein großer Teil des Investitionsbedarfs durch die Netzbetreiber im NEP bereits gesetzt, noch bevor eine Markt- oder Lastflusssimulation für das deutsche Übertragungsnetz stattfindet. Alle Projekte des TYNDP werden damit, auch laut Auskunft der ÜNB, so selbstverständlich wie das Startnetz in den NEP übernommen.
Der Zusammenhang zwischen TYNDP und NEP ist damit ein ganz entscheidender, der in den vorliegenden Erklärtexten der Kapitel 1.6 und 2.6 in seiner Tragweite nicht gewürdigt wird.

Massiv ansteigender Stromhandel im EU-Binnenmarkt

Wie erheblich der EU-Binnenhandel wird, macht die Angabe der prognostizierten Stromtransite, die das deutsche Übertragungsnetz im Jahr 2030 leisten muss, deutlich. Sie erreichen gemäß Kapitel 3.2.1 eine Höchstlast von 16,9 GW in einer Stunde (2015: 7,33 GW (BNetzA)) für das Szenario B 2030 und liegen damit weit über der Transportkapazität des geplanten HGÜ-Netzes. Der europäische Binnenmarkt wird dadurch eine entscheidende, wenn nicht sogar die wichtigste Haupttriebfeder für die Netzausbauplanung in Deutschland.
In Würdigung des Kapitels 2.6, in dem die Nachbildung des Auslandes für die Eingangsparameter der Marktsimulation abgeschätzt wird, geht aus Kapitel 1.6 nicht ausreichend hervor, inwieweit die europäische Netzplanung – und dabei alle Ergebnisse der TYNDPs - als Grundlage des NEP dienen. Das Kapitel 1.6 bzw. 2.6 müsste erklären, weshalb alle Ergebnisse des TYNDP direkt in den NEP übernommen werden und wie dies zu rechtfertigen ist.

Europäischer Marktrahmen muss im Rahmen des NEP zwingend mitkonsultiert werden

Es gelangen gemäß der Ausführungen in den Kapiteln 1.6 und 2.6 Rahmendaten in die Berechnungen der Bedarfsermittlung, die einen Teil des Netzausbaus bereits auf europäischer Ebene bestätigt haben bzw., diesen Netzausbau voraussetzen.

Dieser Umstand wird durch die 1:1-Übernahme von Projekten aus dem TYNDP in den NEP gewürdigt. So basiert die Marktsimulation des NEP u.a. auf Markt- und Lastflussparametern, die im Rahmen des TYNDP bereits festgesetzt und errechnet wurden. Zur Bedarfsermittlung im TYNDP wird eine Marktmodellierung anhand der Öffnung von Grenzkuppelkapazitäten so verwirklicht, dass im Sinne der weiteren Öffnung des europäischen Binnenmarktes Handelsflüsse herrschen, die ja erst mit dem ermittelten Netzzubaubedarf möglich sind.
Die Überprüfung der Szenarien und der Ergebnisse der TYNDPs sowie die Stellungnahmen zu den Projekten gemeinsamen Interesses (PCI), die durch die Europäische Kommission bestätigt wurden, wurden durch die BNetzA bereits geleistet. Diese Stellungnahmen müssen im Rahmen des NEP durch die Bundesnetzagentur wenigstens gutachterlich auf ihr Kosten-Nutzen-Verhältnis für das deutsche Stromsystem hin verifiziert und die Ergebnisse veröffentlicht werden. Diese Stellungnahmen müssen Bestandteil der Konsultation sein, damit auch die die europäische Dimension des NEP von der Öffentlichkeit diskutiert und nachvollzogen werden kann.

Andernfalls entsteht der Eindruck, dass der größte Teil der nationalen Netzplanung an den Regularien des Energiewirtschaftsgesetzes vorbei durch ENTSO-E, ACER und die europäische Kommission vorgegeben wird und selbst im Rahmen von Konsultationsprozessen keiner weiteren Prüfungen mehr unterzogen werden können. Das jedoch steht im Widerspruch zum EnWG, das ausdrücklich den gesamten NEP zur Konsultation gestellt haben will, auch Vorgaben aus anderen Planungsebenen (TYNDP).

1:1-Übernahme des europäischen Marktrahmens führt zu argumentativem Zirkelschluss

Ausgehend vom Beginn der Bedarfsermittlung in der gegenwärtigen Form - sowohl in der EU mit Einführung der TYNDP als auch in Deutschland mit der Einführung der NEP - bedingen sich die Begründungen der als PCI-Projekte gekennzeichneten Vorhaben für beide Netzentwicklungspläne seither gegenseitig.

Die erstmals 2009 durch die ENTSO-E in Folge der Liberalisierung des europäischen Strommarktes als europäischer Bedarf ermittelten Nord-Süd-Verbindungen in Deutschland tauchen seitdem gemäß EU-Verordnung als Bedarf in den NEP der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) auf. Im NEP begründet man diese Vorhaben unter anderem mit deren PCI-Status und bildet dabei eine europäische Marktsimulation aus den TYNDP ab, die erst auf Grundlage dieser Projekte so zustande kommen kann. Der PCI-Status derselben Projekte im TYNDP wiederum wird zwar mit einem positiven Kosten-Nutzen-Verhältnis für die Öffnung des europäischen Binnenmarkts begründet, nicht jedoch mit einer netztopologischen Notwendigkeit für die allgemeine Systemsicherheit. Es muss also im Sinne des NOVA-Prinzips und somit im Sinne einer volkswirtschaftlichen Kosten-Nutzen-Abschätzung im Netzentwicklungsplan ausführlich klargestellt werden

1. Inwiefern PCI jeweils von internationalem Interesse sind
2. Welche Rolle PCI für die Realisierung der europäischen Marktsimulation spielen
3. Welche Rolle PCI für die Realisierung der nationalen Marktsimulation spielen
4. Wie sich darüber hinaus die Systemnotwendigkeit für den deutschen Strommarkt erklärt
5. Einzelheiten zur Finanzierung gemäß Kapitel V der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 zur Abschätzung des Investitionsbedarfs und somit zur Abschätzung der Auswirkungen auf die Netzentgeltstruktur in Deutschland
6. Einschätzung der Kosten-Nutzen-Analyse nach Anhang V Nr. 5 der Verordnung (EU) Nr. 347/2013 mit Ausweitung der Betrachtung des Investitionsausgaben und der Betriebs- und Instandhaltungskosten auf Entwicklung der Netzentgeltstruktur

Die Engpassfreiheit zwischen dem Norden und dem Süden Europas, die als Begründung für die PCI herangezogen wird, müsste dann nicht nur im Rahmen der TYNDP auf ihre marktwirtschaftliche Funktion, sondern auch gesondert im Rahmen dieses NEP stets auf ihren volkswirtschaftlichen Nutzen für die nationale Netzentwicklungsplanung hin untersucht werden - unter Berücksichtigung sämtlicher Folgekosten für Landschaftsverbrauch, ökologischer Störung und Stromverlust. Diese Ergebnisse müssten im Kap.1.6 skizziert und im Kapitel 2.6 ausführlich dargestellt werden. Danach wäre die Notwendigkeit aller Ergebnisse des TYNDP, besonders aber der PCI-Trassen gesondert ohne einen europäischen Kontext stets nachzuweisen (Marktmodellierung bei stagnierendem EU-Binnenhandel) und dieser Nachweis zur Konsultation zu stellen. Dieser Nachweis ist deswegen sinnvoll, da sich daraus für Bundesregierung und Gesetzgeber politische Hinweise für die Marktregulierung innerhalb der EU ergeben.

Ohne dieses Prozedere findet hier ein argumentativer Zirkelschluss statt, der im Rahmen dieser Kapitel aufgelöst werden muss:

Alle Projekte aus dem TYNDP (insbesondere die PCI) werden in den NEP übernommen. Die europäische Marktsimulation, die erst auf Grundlage dieser Zubau-Projekte realisierbar ist, geht als Grundlage in den deutschen NEP ein und bestätigt diese Projekte zwangsläufig. Anschließend gelangen über die regionale Projektgruppe alle diese Projekte als Resultat des NEP wieder in die Planungen des nächsten TYNDP, von wo aus sie wiederum als Bedarf in den folgenden NEP gesetzt werden.

Dass dies nach Angaben der Erläuterungen dieses NEP möglich wäre, wird klar, wenn man die Rolle des europäischen Marktrahmens für die Marktsimulation des NEP betrachtet, der nach Angaben der ÜNB ja „eine zentrale Eingangsgröße für die Marktsimulation“ (Kap. 2.6) ist und wiederum auf Grenzkuppelkapazitäten und Transportkapazitäten aus den Ermittlungen des TYNDP basiert.

Es muss klar ausgeschlossen sein, dass ein NEP Bedarf für Projekte des TYNDP und insbesondere die PCI ermittelt, die bereits Bestandteil des in den NEP einfließenden europäischen Marktrahmens sind. Die Ergebnisse der Marktsimulation wären dann nämlich bereits ein Resultat der Annahme, dass diese Projekte realisiert werden und folgerten daraus zwangsläufig immer wieder ihre Notwendigkeit.

Die Bundesnetzagentur sollte daher, wie oben beschrieben, hier im Interesse der Verbraucherinnen und Verbraucher eine Gegenüberstellung des nationalen volkswirtschaftlichen und des europäischen marktwirtschaftlichen Nutzens jedes einzelnen TYNDP-Projektes, zumindest aber der PCI-Projekte, vornehmen und dauerhaft im NEP etablieren. Die „Robustheit“ der Bedarfsermittlung bei den PCI ist außerdem zu referenzieren und abgekoppelt von der Annahme eines wachsenden EU-Binnenmarktes (Handels- und Transitvolumen) nachzuweisen, um somit auch ihre energiepolitische Notwendigkeit für den nationalen Strommarkt, die nationale Systemsicherheit und ihre Funktion im Sinne der erneuerbaren Energiewende zu belegen.

Kosten-Nutzen-Analyse auf Verbraucher*innen bei unterschiedlichen Marktrahmen erweitern

Unabhängig vom genehmigten Szenariorahmen sollte die Bundesnetzagentur in ihrer Verantwortung als Bundesbehörde für Aufsicht und Regulierung der Strommärkte abschätzen, inwieweit sich der Netzzubau auf die Entwicklung der Strompreise in Deutschland auswirken würde. Dabei sollen nicht nur vermutete Investitionskosten bei den Netzbetreibern betrachtet werden, sondern zusätzlich die zu erwartenden Betriebs- und Instandhaltungskosten und auf dieser Grundlage die Entwicklung der Netzentgelte für die verschiedenen Verbrauchergruppen konkret abgeschätzt werden.

Dem gegenüber sollte die Bundesnetzagentur in ihrer Verantwortung vor den Verbraucherinnen und Verbrauchern damit befassen, ob ein alternatives Strommarktdesign (bspw. Nodal-Pricing) zu Mehr- oder Minderbelastung für die Verbraucherinnen und Verbraucher führen würde.

Mitarbeiter der Bundesnetzagentur weichen bei öffentlichen Veranstaltungen zur Netzplanung immer wieder auf den Standpunkt zurück, dass ihre Behörde für derartige Bewertungen nicht zuständig sei, da es der Gesetzesrahmen des EnWG nicht zulasse. Mit § 12a (3) i.V.m. § 29 (1) EnWG wird der Behörde dieser Spielraum aber explizit eingeräumt und die Öffentlichkeit darf erwarten, dass die Bundesnetzagentur diesen Rahmen auch in ihrem Interesse ausschöpft.

Stellungnahme zum Umweltbericht

Kosten-Nutzen-Analysen auf externe Kosten erweitern

Bei der Kosten-Nutzen-Analysen sämtlicher Projekte des NEP, vor allem aber der Projekte des TYNDP, ist nicht nachvollziehbar, ob diese externe Kosten wie zusätzliche Atommüll-Kosten oder Klimafolgekosten beinhalten, da sie nicht nur Erneuerbare Energien integrieren werden, sondern auch für konventionelle Kraftwerke Handelshemmnisse abbauen werden.
Es liegt daher nahe, dass hier in der Betrachtung des Status Quo, also der Nichtdurchführung des Zubaus, ein Kostenvorteil zu finden sein muss, der in der geringeren Verfügbarkeit konventioneller Kraftwerke und deren häufigere Abregelung durch die Netzbetreiber zu suchen wäre. Dass dieser Kostenvorteil die Ausgleichszahlungen bei Redispatch-Maßnahmen übersteigen dürfte, wird klar, wenn man sich die Ewigkeitskosten von Atommüllverwahrung und Klimafolgen vergegenwärtigt.

Daher ist im Umweltbericht ein entsprechendes Kapitel einzufügen, das erklärt, inwieweit durch den geplanten Zubau von Maßnahmen aus dem TYNDP und weiteren Maßnahmen atomarer und fossiler Strom gehandelt werden wird und welche Energiemengen aus solchen Kraftwerken erst durch den Netzausbau mehr erzeugt werden können, wobei deren Folgekosten aufzuführen sind.