Stellungnahme zum NEP 2025 /2027

Stellungnahme im Rahmen der öffentlichen Konsultation

Vorbemerkung:

Der BNetzA als Regulierungsbehörde muss sich bewusst sein, dass auch dieser Netzentwicklungsplan ein eklatantes Problem für die Stromversorgung in der Zukunft vernachlässigt.

Die Übertragungsnetzbetreiber stehen auf dem Standpunkt, dass es nicht ihre gesetzliche Aufgabe ist, die Konsistenz des Szenariorahmens auf Versorgungssicherheit zu prüfen, insbesondere, dass es nicht Aufgabe des Netzentwicklungsplans sei, die Versorgungssicherheit für die Zukunft nachzuweisen. Sie berücksichtigen zwar intensiv in den Szenarien eine hohe erneuerbare Stromerzeugung mit nur geringer Abregelung. Andererseits vernachlässigen sie die Betrachtung der Situation geringer erneuerbarer Stromerzeugung in weiten Teilen Europas (blockierendes Hoch zwischen November und Februar), da in dieser Situation nur ein stark eingeschränkter Stromimport möglich sein wird.   

Insgesamt stellt sich die Frage, wieviel volkswirtschaftliche Kosten bei der Nachrüstung des Stromsystems über durch die bisherigen und die jetzt zusätzlich angenommenen Investitionsvolumina des Netzausbaus noch anfallen werden. Eine Kosten - Nutzen Analyse zwischen nur Netzausbau oder Netzoptimierung durch partiellen Netzausbau gepaart mit alternativen Maßnahmen (Gebotszonentrennung, mehr Regionalisierung, mehr Speicher und Biomasseleistung, mehr Flexibilisierung im Verbrauch) findet nicht statt, Ausnahme sind geplante Interkonnektoren bei denen eine Wirtschaftlichkeitsberechnung erfolgt. 

Weiterhin stellt sich die Frage, ob das gegenwärtige Marktregime und das Prinzip des Marktanreizes für Erzeugungs- und Flexibilitätselemente geeignet sind, die technologische Problemstellung „Energiewende“ und deren Netzinfrastruktur hinreichend zu lösen. Die zentralistische Betrachtung des Stromsystems rein aus ÜNB - Sicht und deren Geschäftsinteressen heraus verschenkt Potentiale dezentraler Lösungen, auf Verteil- und Regionalnetzebenen. In Folge der stärkeren Zentralisierung, auch durch das Vorgehen der BNetzA, werden viele zusätzliche Netzverknüpfungspunkte zwischen den Spannungsebenen notwendig, die in den Kostenbetrachtungen kaum oder nicht berücksichtigt wurden. Die Verteil- und Regionalnetzbetreiber beantragen diese neuen Netzverknüpfungspunkte, weil die BNetzA ihnen den Ausgleich zwischen Stromerzeugung und Verbrauchslast in ihrem Regelgebiet erschwert (siehe Abschaffung der vermiedenen Netzentgelte, kein Anreiz zur Verbrauchsverlagerung nach Erzeugung und Netzauslastung wegen aktueller Netzentgeltsystematik, keine Regionalisierung der Redispatchkosten) und sie deshalb höhere Ein- und Ausspeisungen in das vorgelagerte Netz einplanen müssen. Auch die Leistungsreduzierung der Biomasse (von 9 auf 3 GW), welche bei systemdienlicher Fahrweise den Netzausbaubedarf regional deutlich reduzieren könnte, bedingt einen stärkeren Ausbau der Übertragungsnetze. 

Die gesamte Systematik des Netzentwicklungsplans erscheint unplausibel, wenn ein wetterabhängiges komplexes Gesamtsystem nicht auf die gesamte Bandbreite der mit hoher Wahrscheinlichkeit eintreffenden Witterungsbedingungen ausgelegt wird. Dieser Makel des Szenariorahmens erzeugt Ergebnisse im Netzplanungsprozess, die am „Auslegungsfall“ scheitern müssen, und dann mit zusätzlichen Maßnahmen korrigiert werden müssen.

Ich fordere die Bundesnetzagentur daher dringend auf, endlich eine volkswirtschaftliche Gesamtbetrachtung der Transformationskosten der Energieinfrastruktur hin zur Versorgungssicherheit und Emissionsfreiheit durchzuführen und alternative Szenarien zu entwickeln, die insbesondere eine Preiszonentrennung prüfen und darüber hinaus die Beteiligung der Stromhändler und Stromerzeuger an den Netzkosten beinhaltet.

Mir ist bewusst, dass die Konsultation des Netzentwicklungsplans hier nicht vorsieht, Kritik am Szenariorahmen aufzugreifen. Da aber meiner Überzeugung nach die Grundannahmen falsch sind, ist die Methode falsch und sind die hier veröffentlichten Ergebnisse unplausibel. Ich hoffe, dass diese Erörterung zumindest für den nächsten Szenariorahmen hilfreich ist.

Im Einzelnen:

NEP wegen Szenariorahmen nicht versorgungssicher, immense Mehrkosten erwartbar, die im NEP nicht abgebildet werden

Die saisonale Speicherung von Strom bzw. die Verfügbarkeit ausreichender Erzeugungskapazitäten zusätzlich zum europäischen Stromhandel sind für lange windschwache Phasen in den Wintermonaten nicht dargestellt. Die vorgesehenen Flexibilitäten und insbesondere die geplanten Speicherkapazitäten reichen ganz offensichtlich bei weitem nicht aus, diese Lücke zu füllen. Die fehlende Last liegt nach aktuellen Kennzahlen erwartbar sogar jenseits der Handelskapazitäten (vergl. hierzu Stellungnahmen zum Szenariorahmen 2023-2037 und zum 1. Entwurf des NEP Strom 2023-2037) und das im Fall einer Dunkelflaute für mehrere Wochen. Batteriespeicher, die ihre volle Leistung nur 2 Stunden bereitstellen können, sind nur für den Tagesgang- und Spitzenausgleich nutzbar, helfen nicht bei Dunkelflauten.

Die Nutzung des Jahres 2012 mit seinem fast optimalen Jahresgang für erneuerbare Stromerzeugung als Basisjahr ist zumindest naiv. Schon im Januar 2013 gab es eine 20-tägige deutschlandweite Dunkelflaute mit einer verfügbaren erneuerbaren Stromerzeugung unter 5 Prozent der installierten Leistung. 

Die Darstellung der Extremstunden im Netzentwicklungsplan (Kapitel 3.3.1 Kennzahlen ausgewählter Situatinen, Tabelle 32 auf Seite 86) sind lediglich Momentaufnahmen, die bei maximaler Residuallast von einer Speicherverfügbarkeit ausgehen, die gemäß den Annahmen des Szenariorahmens nach wenigen Stunden komplett erschöpft ist und danach bis zum Ende der ungünstigen Witterung nicht mehr zur Verfügung stehen. Es ist dringend geboten, die Darstellung der ausgewählten Intensivsituationen nicht auf einzelne Situationen zu beschränken, sondern als zeitlich kumulativen Prozess darzustellen und auf mehrere Tage oder sogar Wochen auszuweiten. Dieser Prozess muss auch die Verfügbarkeit von ausländischer Stromerzeugung mit abbilden. Nur so ist es möglich, eine Gesamtvorstellung über die nötigen Kapazitäten von Reservekraftwerken, Handelskapazitäten oder Speicheroptionen zu erhalten.

Derzeit besteht die Befürchtung, dass enorme zusätzliche Investitionen in die Infrastruktur zu erwarten sind, über die sich der NEP bislang ausschweigt. Bei einer mittleren Last des Stromverbrauchs von permanent mehr als 100 GW muss überzeugend dargestellt werden, wie nach Abzug von gesicherter Leistung und geeigneter Flexibilität eine langanhaltende Residuallast im Größenbereich der heutigen Spitzenlast über Tage bzw. sogar Wochen gedeckt werden kann. Gleichzeitig könnten die dafür notwendigen Anlagen auch zur Lösung anderer Aufgaben genutzt werden (Redispatch, Blindleistungskompensation u.s.w.). 

Risiken für Versorgungssicherheit aus dem Szenariorahmen bewirken, dass Systematik und Ergebnis des NEP unplausibel werden.

Die ÜNB weisen darauf hin, dass es nicht Aufgabe des NEP sei, die Versorgungssicherheit nachzuweisen und dass Annahmen zu lastnahen Reserven nicht ausschlaggebend für die weitere Netzentwicklungsplanung sei. Dieses Argument erschließt sich nicht, wenn davon ausgegangen werden muss, dass eine immense Abhängigkeit von Stromimporten gerade dann besteht, wenn die Erzeugung von Erneuerbaren Energien über Tage oder Wochen sehr gering ist, was im benachbarten Ausland mit Wahrscheinlichkeit genau dann ebenfalls der Falls ist, und gleichzeitig aufgrund einer Kälteperiode in Wintermonaten der Energiebedarf sehr hoch ist. Das Stromsystem wird genau in diesen Zeiten mit Ausschöpfung von Flexibilitäten, Einspeisemanagement, maximaler Auslastung von Interkonnektoren und einer relativ schwachen Eigenerzeugung die Versorgungssicherheit nicht gewährleisten können. 

Dass genau dieser Fall für die Netzentwicklungsplanung und alle damit verbundenen nötigen zusätzlichen Netzelemente nicht relevant sein soll, ist stichhaltig zu begründen.

Regionalisierung nicht optimal gestaltet.

Die Regionalisierung und Bewertung der Erzeugungskapazitäten und damit des Netzausbaubedarfes folgt in der Logik den politischen Grenzen, diese entsprechen jedoch nicht automatisch dem technischen Netzbedingungen. Verteilnetze folgen nicht zwingend den Grenzen der Gebietskörperschaften. Beispielsweise versorgt die Mitnetz Gebiete in drei Bundesländern. Es wäre im Gutachten „Regionalisierung des Ausbaus Erneuerbarer Energien und Kleinbatteriespeicher für den Netzentwicklungsplan 2025“ besser nicht nur die politischen, sondern insbesondere auch die technisch-physikalischen Grenzen zu berücksichtigen. 

Bei der Regionalisierung werden regionale Verbräuche und Erzeugung betrachtet. Die Gleichzeitigkeit von Erzeugung und Verbrauch scheint nicht berücksichtigt zu sein. In der Folge müssten das Netz und Netzverknüpfungspunkte jeweils auf die Maxima ausgelegt werden, was maximalen Netzausbau bedeuten würde. Um den Verdacht auszuräumen, es ginge den ÜNB nur um maximale Geschäftsfelderweiterung wäre es erforderlich im NEP und im Bericht „Regionalisierung des Ausbaus Erneuerbarer Energien und Kleinbatteriespeicher für den Netzentwicklungsplan 2025“ auch darzustellen, mit welchen maximale Ein-, bzw. Ausspeisung man je Gebiet rechnet. 

110 und 60 KV Ebene einbeziehen

Die BNetzA verweist darauf, dass die 110 KV-Ebene ineffizient für den Transport wäre. Die stimmt in der Regel und über lange Distanzen. Jedoch gibt es Fälle, in denen Verknüpfungen zwischen Verteilnetzen (eventuell mit Hilfe von Leistungselektronik) sinnvoll sein kann. Zwei Beispiele um dies zu veranschaulichen:

1. Windsammelleitung Westküste 380 KV

Der Windstrom wird teils auf der 110 kV Ebene eingespeist, und für die 380 kV Windsammelleitung  transformiert – umgewandelt in Gleichstrom für die HGÜ von Schleswig Holstein nach Mecklenburg Vorpommern – umgewandelt in 380 kV Wechselstrom nach Hamburg – in Hamburg transformiert und in das 110 kV Netz eingespeist. 

Das bedeutet einen physikalischen Stromweg von über 200 km plus 4 Netzverknüpfungspunkte. Wäre eine Direktverbindung über 20-50 km im 110 kV Netz mit nur einer Netzverknüpfung (Leistungselektronik) nicht besser? Selbst wenn diese nur einen Teil des Windstromes übernimmt?

1. Silbitzguss Thüringen

Die Firma könnte den billigen Windstrom direkt aus der Nachbarschaft (Mitznetz, Sachsen Anhalt) direkt erhalten. Doch der Stromfluss ist anders. Vom Windpark fließt der Strom über 110 kV zur Netzübergabe Mitnetz – 50 Hertz von dort demnächst mit 380 kV nach Vieselbach zur Übergabe an die TEN und von dort nach Silbitz mit 110kV. Über 250 km statt 20 km Weg. Übrigens wird die Trasse Pulgar - Vieselbach (BBPlG 13) gerade von 220 auf 380 kV aufgerüstet, vielleicht hätte man dies sparen können oder mehr Kapazität für die Zukunft.

Aus meiner Sicht könnte in Gebieten um die Stadtstaaten, großen Städte und größere Industrie- und Chemieparks Potential bestehen mit Direktverbindungen zwischen benachbarten 110 kV Netzen volkswirtschaftlich sinnvoll das Übertragungsnetz zu entlasten und damit einen Teil des Gesamtausbaubedarfes zu verringern. Ich erwarte daher, dass die 110 kV Ebene partiell mit betrachtet wird, entgegen der derzeitigen Position der BNetzA. 

Volkswirtschaftliche Gesamtbetrachtung auf das Netzsystem, große einzelne Projekte, aber auch an den Marktrahmen richten

Die fehlende volkswirtschaftliche Gesamtbetrachtung des Netzausbaus lässt sich durch die CBA des TYNDP bei Interkonnektoren und die Abstellung auf allgemeine marktliberale Argumente nicht heilen.

Der Netzentwicklungsplan gibt uns eine Vorstellung über den Infrastrukturbedarf und die nötigen Investitionen, denen die Annahmen eines unvollständigen Szenariorahmens zugrunde liegen.

Die volkswirtschaftliche Effizienz richtet sich nicht nur nach einzelnen Leitungsprojekten, die als Resultat einer Simulation des gegenwärtigen Marktregimes als erforderlich erscheinen. Die Frage der volkswirtschaftlichen Gesamtbetrachtung richtet sich nach dem Marktrahmen selbst. Seit Jahren fordere ich in Stellungnahmen, dass alternative Marktszenarien entwickelt und geprüft werden sollen. Dazu gehört als simpelstes Beispiel die Umsetzung einer Preiszonentrennung in Deutschland, wie auch von unseren europäischen Partnern und der EU empfohlen. Die Engpassproblematik wird übrigens als zu lösender Problemfall bereits im NEP Seite 81, Abbildung 28  dargestellt. Allerdings nur zur Begründung neuer Stromtrassen, nicht als Anlass über eine Teilung nachzudenken. Weitere Möglichkeiten wäre die Betrachtung von Nodal-Prizing-Modellen, zumindest aber ein simpleres Modell der Einbeziehung der Stromhändler an den Netzkosten sowie eine Beteiligung der Stromerzeuger, wie es im AGNES-Prozess zumindest diskutiert wird. 

Bei Einzelprojekten stellt sich die Frage, ob bereits eine nicht transportierbare Strommenge von 30 GWh im Falle N-1, wie von der BNetzA angenommen, eine neue Hochspanungstrasse notwendig macht. Bei einer 220 KV-Leitung wären es im Jahr nur 136 Volllaststunden (79h bei 380KV) oder nur 1,36 Prozent (0,9% bei 380 KV) der physikalischen Transportleistung würden genutzt. Hier könnten Speicher, die für mehrere Stunden ausgelegt sind, volkswirtschaftlich deutlich kosteneffizienter sein. Es sollte geprüft werden, ob diese Speicher in Regie der jeweiligen Regelzonenverantwortichen betrieben werden.

Angesichts der immensen Stromlücke, die sich auf Grundlage der Annahmen des Szenariorahmens in Mitteleuropa in den kommenden Jahrzehnten in den Wintermonaten entwickeln könnte, muss die Systematik des Netzentwicklungsplans endlich das versorgungssichere Gesamtsystem mit den entsprechenden Kosten darstellen. Das bedeutet insbesondere, dass Annahmen zu saisonalen Speichern oder Ersatzkapazitäten gemacht werden müssen, die in die Lastberechnungen des NEP einfließen und dort bislang fehlen.

Diese Gesamtkosten, inklusive aller Netzelemente, die durch die Ertüchtigung des Szenariorahmens hin zur Versorgungssicherheit erwartbar werden, müssen in verschiedenen Szenarien dann gegenübergestellt werden, um zu ermitteln, ob es sinnvoll ist, den gesetzlichen Rahmen hin zu mehr Dezentralität, regulatorischen Vorgaben zur Verortung von Elektrolyseuren, Trennung von Preiszonen, staatlicher Vorhaltung von Ersatzkapazitäten, Verfügbarmachung von Ersatzbrennstoffen usw. zu verändern.

Die Planungs- und Genehmigungszeiten für Infrastruktur sind bekanntermaßen lang. Wenn in den kommenden 10 bis 15 Jahren der Kohleausstieg vollzogen werden soll und sich dann herausstellt, dass das übrig gebliebene System aufgrund mangelnder Planung in der Vergangenheit (heute) die Versorgungssicherheit nicht gewährleistet, ist die Energiewende gescheitert. Dann explodieren die Kosten, ist jegliche Akzeptanz verloren, sozialer Unfrieden wahrscheinlicher und der Wirtschaftsstandort Deutschland in erhebliche Mitleidenschaft gezogen.

Die Bundesnetzagentur muss sich endlich qualifiziert mit den offenen Fragen der Versorgungssicherheit beschäftigen und diese Fragen entweder ausräumen oder sie an den Gesetzgeber adressieren und Szenarien zu deren Lösung vorschlagen.

Damit die Größenordnung der finanziellen Belastung klar wird eine kurze Beispielrechnung.

Eine Investition von 1 Mrd. Euro in eine Hochspannungstromtrasse führt zu zusätzlichen geschätzten jährlichen Netzkosten von ca. 150 Mio.Euro (75 Mio. Eigenkapitalrendite und Finanzierungskosten + 25 Mio. Abschreibung + 50 Mio. Wartung/Instandhaltung). Das macht dann 0,03 Cent je kWh Mehrkosten. 

Der deutsche Stromverbrauch im Jahr liegt im Moment bei 500 TWh. Derzeit werden für das Übertragungsnetz und die Verteilnetze Investitionen von über 500 Mrd. Euro kalkuliert. Das wären dann 15 Cent höhere Netzentgelte je kWh plus noch die entsprechende Mehrwertsteuer für Verbraucherinnen und Verbraucher, wenn alle kWh belastet werden. Steigt der Strombedarf auf die geschätzten 1.000 TWh steigen vermutlich auch die Investitionen, aber immerhin sinkt dann der Mehrpreis je kWh auf 7,5 Cent je 500 Mrd. Investitionen.

Hinzu kommen die Investitionen für Ersatzkraftwerke, Blindleistungskompensation, Offshoreanbindung, Netzverknüpfungspunkte und weitere. 

Witterungs-Stresstest für NEP und Szenarien einführen

Die Frage der Versorgungssicherheit muss Teil des Netzentwicklungsplanes werden. Das Stromsystem und das Stromnetz müssen so geplant werden, dass in den Extremperioden die Versorgungssicherheit gewährleistet wird. Dafür sind umfangreiche Annahmen zu Reserveleistungen, Speichern und Handelskapazitäten zu machen. Der Auslegungsfall ist hierbei eine über Wochen anhaltende Dunkelflaute über Zentraleuropa mit massivem Kaltlufteinbruch einerseits, und eine über mehrere Wochen andauernde windschwache Hitzeperiode im Sommer andererseits. Es handelt sich bei den beschriebenen Ereignissen ausdrücklich nicht um Sonderfälle wie ein Jahrhundertereignis, für das man aus volkswirtschaftlicher Erwägung keiner Komplettauslegung bedarf. Langanhaltende kaum veränderliche Wetterlagen sind nach aktuellem Forschungsstand und aktuellem Erleben zukünftig das deutlich häufiger, und die Anzahl der „Jahrhundertereignisse“ hat im ersten Quartal dieses Jahrhunderts bereits alle Erwartungen übertroffen.