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Stellungnahme zur Konsultation des Netzentwicklungsplans Strom 2019-2030 – Erster Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber

 

Sehr geehrte Damen und Herren,

hiermit nehme ich im Rahmen des Konsultationsverfahrens zum ersten Entwurf des NEP Strom 2019-2030 wie folgt Stellung:

 

Vorbemerkung

Der NEP Strom 2019-2030 ist offenkundig zum größten Teil eine 1:1-Übernahme des europäischen Netzentwicklungsplan (TYNDP) der Vereinigung der europäischen Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E. Darüber hinaus konsultierbare Inhalte können durch die Öffentlichkeit nicht oder kaum eingeschätzt werden, da hierzu Kenntnisse über die Methodik, Eingangsparameter und Handelsspezifika der Marktmodelle sowie Kenntnisse über die Funktion der Lastflussmodellierung fehlen.

Der sehr enge gesetzliche Rahmen, den die Bundesregierung den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) mit dem Energiewirtschaftsgesetz zur Netzplanung gewährt hat, macht es nahezu unmöglich, im Rahmen des NEP fundierte Annahmen über Möglichkeiten zur volkswirtschaftlichen Optimierung des Netzausbaus und zur Vermeidung von Netzausbau und zu Erfordernissen der Energieinfrastruktur hin zu einer dezentralen ökologischen Energiewende zu machen. Entsprechende Szenarien oder Vorschläge an die Politik dürfen und wollen die ÜNB nach ihrer eigenen Gesetzesauffassung nicht vorlegen. Dabei wäre es durchaus im Sinne des Gesetzgebers (Deutscher Bundestag), über mögliche Alternativen informiert zu werden.

In diesem Sinne reiht sich der vorliegende NEP Strom 2019-2030 in die Reihe aller bisher erschienen NEPs ein und lässt jegliche qualitative Verbesserung hin zu mehr Transparenz und mehr Gestaltungsspielraum vermissen. Es ist klar, dass dies nicht ausschließlich den ÜNB zur Last gelegt werden kann, da die jeweiligen Regierungskoalitionen des Bundestages (dabei beteiligt CDU/CSU, SPD, FDP) als Gesetzgeber seit Jahren keinerlei Initiative zur Verbesserung dieses Zustandes ergreifen, sondern alle Vorschläge blockieren, die alternative Szenarien sowohl bei den technischen, wie auch den marktwirtschaftlichen Rahmenbedingungen beinhalten. Ebenso verweigern die jeweiligen Bundesregierungen in Gestalt des Wirtschaftsministeriums und der Bundesnetzagentur die Erstellung und Berücksichtigung eines Zielenergiesystems für das Jahr 2050 mit 80-65% erneuerbarer Energie über alle Energiesektoren. Dies wäre jedoch Grundlage, um die richtigen Investitionsentscheidungen zu treffen, da großtechnische Investitionen wie Leitungsnetze (Strom und Gas), Pumpspeicher, Gasspeicher, Wärmespeicher eine kalkulierte Lebensdauer von 40+x Jahren haben. Daher wird das derzeitige Prinzip aus Szenariorahmen und NEP (max. Vorschau 2035) den Anforderungen an die Zukunft nicht gerecht, und es wird deshalb viele Fehlinvestitionen hervorrufen. Bei garantierter Rendite ist dies zumindest für die ÜNB kein Problem. Allerdings werden Gesellschaft und Industrie die Folgekosten dieses Versagens der Bundesregierungen und des Profitegoismus der ÜNB mit überbordenden Netzentgelten bezahlen müssen.

Problem: Intransparenz

Die für den NEP verwendeten Lastflussmodelle und Eingangsparameter zur Lastflussberechnung sind der Öffentlichkeit unbekannt. Die Simulation konkreter Handelsaktivitäten während einer Stunde, sowohl innerhalb Deutschlands als auch aus und nach dem europäischen Ausland, lassen sich so keiner qualifizierten Bewertung unterziehen. Rückschlüsse auf sinnvolle Markteingriffe für die Zukunft sind so unmöglich.

Anregung: Veröffentlichung sämtlicher Annahmen zu Handelsparametern und Zugang zum verwendeten Lastflussmodell für Dritte. Ziel ist die Validierung der Prognosesystematik durch unabhängige Dritte.

Problem: Gegenüberstellung betriebswirtschaftlicher Kosten und volkswirtschaftlicher Kosten des Netzausbaus unmöglich / Unterstellung von Engpassfreiheit als kostensparend

Der prognostizierte Netzausbau wird von NEP zu NEP mit immer höheren Investitionssummen veranschlagt. Diese Summen werden fast vollständig durch Netzentgelte der Stromverbraucherinnen und Stromverbraucher gedeckt werden müssen; darunter auch die gesetzlich garantierte Rendite für den Eigenkapitalanteil der Netzinvestitionen. Daher liegt es nahe, nach volkswirtschaftlich günstigen Alternativen zum Netzausbau zu suchen. Möglichkeiten hierzu werden öffentlich diskutiert, wie beispielsweise ein Gebotszonensplit innerhalb Deutschlands. Hierzu wird verlautbart, dass ein Gebotszonensplit „keine eindeutigen ökonomischen Anreize für den Netzausbau sendet“ (vgl. BT-Drs. 19/3833 Antwort auf Kleine Anfrage der LINKEN „Europäische Dimension der Stromnetzausbauplanung in Deutschland“ - Frage 11 e). Die Bundesregierung ist laut weiteren Antworten auf die zitierte Kleine Anfrage jedoch nicht in der Lage, die volkswirtschaftlichen Aspekte des Netzausbaus klar zu benennen, geschweige denn, einen fundierten Kostenvergleich zur gegenwärtigen Netzplanungssystematik herzustellen. Der vorliegende Netzentwicklungsplan gibt, wie die Bundesregierung zu volkswirtschaftlichen Kosten, keine vollständige Auskunft über die betriebswirtschaftlichen Auswirkungen seiner Planung. Denn diese beinhalten nicht nur Abschätzungen über Investitionsvolumen, sondern müssten auch prognostizierte Strompreisentwicklungen und Entwicklungen der Netzentgelte aufführen, die im Rahmen des Marktmodells für stündliche Handelsscheiben sowohl im europäischen als auch im nationalen Rahmen ja angenommen worden sein müssen. Die Kosten für Stromübertragungsverluste, für Spannungs- und Frequenzhaltung werden in der öffentlichen politischen Diskussion pauschal den Redispatchkosten zugeschlagen, und es wird behauptet, dass all diese Kosten durch Netzausbau sinken. Zumindest die Kosten für den Transportverlust und das Abfangen der viertelstündlichen Handelsstromspitzen (zu und Abschalten von Last, Umschalten von Kraftwerken) verursachen ebenfalls Redispatchkosten, die unabhängig vom Netzausbau entstehen. Es fehlt jede Differenzierung in der Betrachtung, in welcher Höhe Redispatchkosten durch Ü-Netzausbaumaßnahmen vermieden werden, im Vergleich zu den durch diese Netzausbaumaßnahmen entstehenden neuen Kosten, wie Abschreibung, Wartung und weitere Netzverluste.

Hierbei stellt sich ebenfalls die Frage, ob das Credo der Engpassfreiheit tatsächlich die kostengünstigste Variante darstellt. Der Netzentwicklungsplan müsste genau diese Frage aber diskutieren, da hiervon erheblich Ergebnisse der Prognose für innerdeutschen Stromhandel bzw. für die Energiewende tatsächlich erforderlicher Stromtransport ermittelt werden. Ein über Jahre in Maßen betriebenes Redispatch könnte sich als volkswirtschaftlich günstiger als ein Leitungsneubau erweisen, insbesondere im Hinblick auf die völlige Umgestaltung der Erzeugungsstruktur nach 2035.

Weder die Bundesnetzagentur noch die Übertragungsnetzbetreiber stellen Transparenz über anfallende volkswirtschaftliche Kosten bzw. betriebswirtschaftliche Kosten her. Die Folge ist berechtigtes Misstrauen der Öffentlichkeit gegenüber den Ergebnissen und der Systematik des Netzentwicklungsplans.

Anregung: Veröffentlichung der Handelsparameter und angenommene Handelspreise für Strom für die jeweiligen Zieljahre im Netzentwicklungsplan zur besseren Abschätzung des volkswirtschaftlichen Nutzens der Netzausbauplanung; Differenzierung und Zuordnung der Kosten; Diskussion über die  Beteiligung aller Nutzer des Ü-Netzes an den Übertragungsnetzentgelten (Erzeuger, Händler und Verbraucher) und über Einführung einer absoluten Gewinnobergrenze für Ü-Netzbetreiber. 

Problem: Reduktion der Treibhausgasemissionen / Verfehlen des Pariser Klimaabkommens / Verlagerung von Emissionen ins europäische Ausland

Der Klimaschutzplan 2050 der Bundesregierung verfehlt die Ziele des Pariser Klimaabkommens. Dieser Umstand wurde bereits bei der Erstellung des Szenariorahmens durch die ÜNB ignoriert und von der Bundesnetzagentur genehmigt. Der vorliegende Entwurf des Netzentwicklungsplans bildet deshalb nicht die Erfordernisse einer bis 2050 bilanziell vollständig dekarbonisierten Energiewirtschaft ab. Auch das Szenario C gleicht dieses Manko nicht aus.

Durch die angenommenen nationalen CO2-Preisaufschläge ergeben sich für die Szenarien B 2035 und A 2030 marktgetriebene Emissionsverlagerungen ins Ausland (Kap. 4.2.5.), die für das Erreichen der Klimaschutzziele im europäischen Maßstab kontraproduktiv sind. Diese Verlagerung wird aber erst durch die weitere Öffnung des europäischen Strombinnenmarktes ermöglicht. Durch die weitere Öffnung von Grenzkuppelkapazitäten und den Ausbau von Transitkapazitäten innerhalb Deutschlands wird dieser Entwicklung also Vorschub geleistet. Dies steht im Widerspruch zu den im TYNDP formulierten Klimaschutzzielen der Europäischen Union.

Anregung: Der NEP 2019-2030 muss daher in der zweiten Version auf seine Kompatibilität mit den klimapolitischen Zielen der Europäischen Union und mit dem Pariser Klimaabkommen (sowohl 2-Grad-Ziel als auch 1,5-Grad-Ziel) einerseits und gleichzeitig auf seine Kompatibilität mit den Erfordernissen des TYNDP andererseits überprüft werden. Dazu sollte das Kapitel zur Einordnung in den europäischen Kontext erheblich erweitert werden.

Problem: Beziehung des NEP zum TYNDP und zum dritten EU-Binnenmarktpaket / Festsetzung aller bestätigten TYNDP-Projekte als Ergebnisse des NEP / Fehlende Angaben zur physikalischen Spitzenlast durch Stromtransit

Nach Auskunft der Bundesregierung entfielen 77 Prozent des im vorhergehenden NEP Strom 2017-2030 prognostizierten Investitionsbedarfs für den Netzausbau auf Projekte, die direkt Ergebnisse des TYNDP im Rahmen des europäischen Marktmodells abbilden und als Ergebnisse des TYNDP Eingang in den NEP finden. Hierzu gehören insbesondere auch die bis 2030 geplanten 8 GW Übertragungskapazität durch HGÜ-Leitungen (vgl. BT-Drs. 19/3833 Antwort auf Kleine Anfrage der LINKEN „Europäische Dimension der Stromnetzausbauplanung in Deutschland“).

Auf den massiven Einfluss des TYNDP und der damit verbundenen Umsetzung des 3. EU-Binnenmarktpakets für möglichst unbeschränkten Stromhandel quer durch Europa wird in den Ausführungen des NEP in keiner Hinsicht ausreichend eingegangen. Im Gegenteil: Wurde in den bisherigen NEPs zumindest noch eine Schätzung über die handelsbedingten Transitströme mit konkreten Angaben für durch Transit in einer Stunde verursachte Spitzenlast gemacht, fehlt diese Angabe in diesem NEP Strom 2019-2030 erstmals. Dies kann als Abbau von Transparenz über die Bedeutung der europäischen Netzentwicklungsplanung durch die ENTSO-E, zu denen die deutschen ÜNB gehören, interpretiert werden.

Der NEP 2017-2030 prognostizierte ein physikalisches Transitvolumen mit einer Stundenspitzenlast von
NEP 2030    16,9 GW (B 2030)    bzw. 18,1 GW (B 2035)
und setzte damit die Prognose des vorangegangenen
NEP 2025    14,3 GW (B1 2025)    bzw. 15,7 GW (B1 2035)
fort, bzw. überbietete diese sogar.

Im Gegensatz dazu betrug die Spitzenlast der Stromtransite im Jahr 2016 6,9 GW (BNetzA). Um den prognostizierten Anstieg der Transitlast von rund 11 GW realisieren zu können, ist ein entsprechender Ausbau der Transportkapazitäten nötig, wobei bereits im NEP 2017-2030 nicht deutlich geworden ist, ob der zunehmende Stromhandel ein Ergebnis der Verfügbarmachung des HGÜ-Overlays ist, oder ob das HGÜ-Overlay Ergebnis eines verstärkten Stromtransits durch Deutschland ist.

Es muss im Netzentwicklungsplan klargestellt werden, dass der größte Teil des geplanten Ausbaus ohnehin als Teil der TYNDPs durch die ENTSO-E (genehmigt durch die Vereinigung der europäischen Regulierungsbehörden ACER) bereits unumstößlich feststeht und keiner weiteren Konsultation im NEP mehr unterworfen werden kann.

Anregung: Die ÜNB sollten dies deutlich und transparent formulieren. Viele der eingereichten Stellungnahmen beziehen sich in den Konsultationsprozessen immer wieder auf diese Projekte, die ja aber ohnehin bereits „gesetzt“ sind. Ihr Auftauchen im NEP als „Ergebnisse“ der einzelnen Szenarien ist irreführend, da sie durch die Vorgabe des europäischen Rahmens zwangsläufig und im Rahmen der nationalen Konsultation aus EU-rechtlichen Gründen nicht wegdiskutiert werden können, selbst wenn dies gewünscht würde und sich als volkswirtschaftlich günstiger erwiese. Der europäische Rahmen sollte ebenso wie das Startnetz in einem eigenen Kapitel als gegeben gekennzeichnet werden; mit gleichbedeutenden Karten, die auch für das Startnetz verwendet werden. Der Öffentlichkeit muss klargemacht werden, dass es im Rahmen der Konsultation der NEP sinnlos ist, zu der Frage der energiewirtschaftlichen Notwendigkeit der einzelnen Projekte, die aus dem TYNDP den europäischen Rahmen abbilden, noch in irgendeiner anderen Form außer deren Start- und Endpunkte Stellung zu nehmen.

Anregung: Die konkreten Auswirkungen des europäischen Stromhandels müssen sehr viel konkreter abgebildet und beziffert werden. Dazu müssen zunächst für alle Szenarien nicht nur die Transit-Arbeit, sondern auch wieder die Transitleistungen (Maximum) angegeben werden. Darüber hinaus soll eine Häufigkeitsverteilung angegeben werden, welche Leitungen konkret an wie vielen Stunden im Jahr jeweils zu mehr als 95%, mehr als 80%, mehr als 50%, mehr als 25% durch Transitströme belastet werden.

Problem: fehlende Sensitivitätenbetrachtung: Marktregulierung

Eine Anregung aus der Konsultation zum NEP 2025 und NEP 2017-2030 wiederholend, wäre im Rahmen der Sensitivitätenbetrachtung abzuwägen, inwieweit sich reglementierende Eingriffe in den Strommarkt durch den Gesetzgeber (beispielsweise durch Zuschreibung der Verlustkosten auf die jeweilige Erzeuger- und Verbraucherseite) auf die Ergebnisse der jeweiligen Marktsimulationen auswirken würden. Hier wäre konkret die Frage zu klären, inwieweit sich das HGÜ-Overlay-Netz bei erheblich geringeren Stromtransiten immer noch als „robust“ darstellen würde. Ein konkreter Ansatz wäre hier, die Kosten für den stromhandelsseitig erforderlichen Netzausbau bzw. den für die Spitzenlast der Stromtransite in einer Stunde erforderlichen Netzausbau sowie den zukünftigen Netzbetrieb und Verluststrommengen auf die Verursacher der Lastflüsse anstatt die Verbraucher umzulegen und zu ermitteln, wie sich derartige Preissignale auf den Marktwert bestimmter Stromerzeugungen auswirkt. Da sich der Handel mit Strom bei derartigen Eingriffen in den Markt aus Kostengründen mehr regionalisieren würde, müsste somit auch der Transportbedarf erheblich sinken. Letzteres ist im Hinblick auf das prognostizierte Außenhandels- und Stromtransitvolumen im europäischen Kontext von besonderem Interesse, da der massive Ausbau der Interkonnektoren- und Durchleitungskapazitäten in einem volkswirtschaftlichen Missverhältnis durch entstehende Verluststrommengen, Refinanzierungs- und Betriebskosten, die einseitig auf die Verbraucher umgelegt werden einerseits, und ökologischen Folgekosten andererseits, stehen könnten.

Fazit:

Der vorliegende Entwurf des NEP erfüllt die Anforderungen an eine transparente und nachvollziehbare Netzplanung nicht. Er berücksichtigt die zukünftigen energiewirtschaftlichen und klimapolitischen Anforderungen durch zu kurze Betrachtungszeiträume nicht.

Ich fordere die Übertragungsnetzbetreiber auf,

  • Lastflussdaten, Eingangsparameter und Modellsoftware einer dritten, unabhängigen Stelle zur Validierung zu übergeben,
  • Bedarfsanalysen über den gesamten Lebenszyklus neuer Übertragungsnetztrassen vorzulegen,
  • Lastflussdaten, Eingangsparameter und Modellsoftware zu veröffentlichen,
  • den europäischen Kontext aus der bisherigen Systematik des NEP herauszulösen und als eigenständiges Kapitel mit eigenständiger Eingangskarte darzustellen,
  • zu kommunizieren, dass die energiewirtschaftliche Notwendigkeit der aus dem TYNDP übernommenen Projekte im Rahmen des NEP nicht konsultierbar ist,
  • zu kommunizieren, dass die energiewirtschaftliche Notwendigkeit der aus dem TYNDP übernommenen Projekte ausschließlich im Rahmen der Konsultation der jeweiligen TYNDPs konsultierbar ist,
  • die prognostizierte Marktentwicklung der einzelnen Szenarien auf ihre Konsistenz mit den europäischen Klimazielen zu prüfen, insbesondere auf die Verlagerung von Emissionen von Deutschland in das europäische Ausland hin,
  • die Entwicklung von Strompreisen für Verbraucher und Börsenstrompreise sowie Netzentgelte der Übertragungsnetze nach gegenwärtiger Kostenwälzung sowohl für Privat- als auch für Industriekunden für jedes Szenario und jede Regelzone gesondert zu prognostizieren bzw. die entsprechend bei der Marktmodellierung angenommenen Zahlen zu veröffentlichen,
  • die Bundesregierung über den Zustand und die vorhandenen Kapazitäten des deutschen Übertragungsnetzes dezidiert in Kenntnis zu setzen.

Ich fordere die Übertragungsnetzbetreiber darüber hinaus auf,

  • in Abstimmung mit dem Bundeswirtschaftsministerium und dem Deutschen Bundestag diesen Entwurf des NEP als nicht zielführend zurückzuziehen, um
  • gemeinsam mit Bundesnetzagentur und Öffentlichkeit ein Zielszenario 2050 zu erstellen,
  • hierzu Übergangsszenarien zu definieren, um
  • dann die ersten Schritte in einem neuen Netzentwicklungsplan vorzuschlagen.

 

Mit der Veröffentlichung dieser Stellungnahme bin ich einverstanden.

Mit freundlichen Grüßen

Ralph Lenkert, MdB