Energie

Energie - Achtung Baustelle

Energie - Achtung Baustelle

  • Achtung Baustelle - Energiewende in der Arbeit

    Achtung Baustelle!

    Energiewende in Arbeit – aber ein Masterplan ist nicht erkennbar 

    Seit der Katastrophe von Fukushima hat die Energiewende in Deutschland Fahrt aufgenommen. Die ehrgeizigen Ziele für den Ausbau der erneuerbaren Energien, für Klimaschutz und Energieeffizienz stehen nicht länger mehr nur auf dem Papier, sie müssen umgesetzt werden. Die Baustellen sind bekannt: Ausbau der erneuerbaren Energien, Sicherung der Versorgungssicherheit durch eine ausreichende Anzahl regelbarer fossiler Kraftwerke, um rund ums Jahr Versorgungssicherheit zu garantieren, massiver Ausbau der Übertragungs- und Verteilnetze, Entwicklung leistungsfähiger Stromspeicher, Durchbruch bei der Energieeffizienz. Überall wird fleißig gewerkelt – doch alle werkeln mehr oder weniger unkoordiniert vor sich hin. Schon an den einzelnen Baustellen kommt es zu Konflikten, wenn beispielsweise bundesweite Übertragungsnetze von Bundesland zu Bundesland unterschiedlichen Genehmigungsprozeduren unterworfen werden.

     

    Solarkollektoren FG Energie & Bergbau Energiewende in Arbeit

    Und die Bundesregierung trotz Lippenbekenntnissen zur Energieeffizienz fast jede Maßnahme erbittert bekämpft, die die EU in ihrem Entwurf einer Effizienzrichtlinie vorschlägt. Der viel beschworene „Masterplan“ gar, der eine einheitliche und überzeugende Gesamtarchitektur  der Energieversorgung der Zukunft entwickeln würde, ist nicht erkennbar.Eine der wichtigsten Fragen: Wird das Bauwerk  Energieversorgung der Zukunft wesentlich zentral sein, mit europaweitem Austausch und entsprechender Vernetzung zwischen norwegischem Wind- und spanischem oder gar nordafrikanischem Solarstrom, wie einige meinen. Oder wird eine versorgungssichere Energieversorgung zukünftig wesentlich dezentral organisiert sein? Über „virtuelle Kraftwerke“ in Kommunen oder Regionen, die den Ausgleich vieler dezentraler Erzeugungseinheiten, von wetterabhängigen Wind- und Solareinheiten und regelbaren Gas- und Blockheizkraftwerken, weitgehend vor Ort durch intelligente Steuerung herstellen können? Dann hätte überregionale Vernetzung eine entsprechend geringere Bedeutung. Keiner kann definitiv eine Antwort geben, zu viele Fragen der technologischen und wirtschaftlichen Optimierung sind noch offen. Die Gefahr, durch frühzeitige Festlegung Fehlentwicklungen zu zementieren, wäre denn wohl heute auch noch zu groß. Noch scheint es also zu früh, den unverrückbaren „Masterplan“ tatsächlich einzufordern. Umso wichtiger aber ist es, die Fördersysteme für die einzelnen Baustellen konsistent zu entwickeln, Widersprüche frühzeitig zu bekämpfen und politisch gegen zusteuern, um volkswirtschaftlich richtige Signale zu setzen.

    Doch auch hieran mangelt es  noch aller Orten. Eine schwierige Aufgabe. Könnte es doch bedeuten, liebgewordene Wahrheiten über Bord zu werfen.Keine Frage: Das Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) hat sich bewährt. Konzipiert zur Markteinführung der neuen Technologien, hat es – bei ansonsten liberalisiertem Strommarkt - sichere Investitionsbedingungen geschaffen, der Erfolg ist augenscheinlich. Schon ist die 20-Prozent-Marke des Anteils an der Stromversorgung erreicht, und der Boom ist unbegrenzt. Auch sinken die spezifischen Kosten wie geplant kontinuierlich ab, der Zeitpunkt ist absehbar, dass  Onshore-Wind wettbewerbsfähig wird, und wider Erwarten hat auch die Photovoltaik einen vor wenigen Jahren noch unvorstellbaren Preissturz erlebt. Die derzeitige Diskussion um die drastische Senkung des Förderbonus, verbunden mit dem Hype der Photovoltaik auf deutschen Dächern, ist so gesehen Teil der Erfolgsstory. Was fehlt, ist eine Perspektive, wie es nach der Markteinführung weiter gehen soll. Denn einfaches Streichen des Bonus würde den Zubau von heute auf morgen stoppen. Der Grund. Immer häufiger wird in Zukunft der Punkt erreicht sein, an dem die Produktion der erneuerbaren Energien den Bedarf überschreitet.

    Derzeit sind bereits mehr als 40 Gigawatt erneuerbare Leistung etabliert, und wenn überall in der Republik die Sonne scheint und der Wind weht, wird bei weiterem Ausbau immer öfter mehr Strom zur Verfügung stehen, als gebraucht wird. Dann aber geht der Strompreis an der Börse in den Keller. Ohne den Stützpfeiler der garantierten  Einspeisevergütung des EEG wären aber dann die Erneuerbaren gerade dann nicht mehr wirtschaftlich zu betreiben, wenn sie optimal liefern könnten.Umgekehrt liegt der Fall, wenn die erneuerbaren Energien wetterbedingt ausfallen. Dann steigt der  Börsenpreis steil in die Höhe, weil immer weniger konventionelle Kraftwerke zum Ausgleich bereit gehalten werden. Da drängen sich Fragen auf, die jenseits ideologischer Scheuklappen beantwortet werden müssen. Wie viel Windenergie, wie viel Photovoltaik also brauchen wir, wie ist das richtige Mischungsverhältnis, um möglichst ausgeglichene Lastkurven herzustellen? Das aber bedeutete, den Zubau zu steuern, statt ihn zu stoppen oder wie bisher unbegrenzt weiter zuzulassen. Und ihn mit ausreichend konventionellen, regelbaren Kraftwerken zu koordinieren.Wie viel konventionelle Kraftwerke brauchen wir in Zukunft? Jedenfalls mehr, als derzeit geplant sind. Neue werden kaum mehr gebaut, nicht einmal mehr in geförderter Kraft-Wärme-Kopplung. Schon droht E.ON konkret sogar mit dem Abschalten bestehender Gaskraftwerke, wegen Unwirtschaftlichkeit.

    Was tun, um den Bedarf sicher zu stellen? Der derzeitige Versuch des Präsidenten der Bundesnetzagentur, Jochen Homann, E.ON zum Weiterbetrieb der Gaskraftwerke zu zwingen, ist sicher nicht die eleganteste Lösung. Und auf Dauer auch keine erfolgversprechende.Auf dem Prüfstand steht das gesamte Fördersystem – und damit auch das System der Preisbildung. Müssen wir nicht in Zukunft statt einzelner Anlagen nur noch vernetzte Erzeugungsstrukturen fördern, „virtuelle Kraftwerke“, die in sinnvoller Kombination  unterschiedlicher Aggregate planbare, zuverlässige Versorgung garantieren? Sind also Kapazitätsmärkte, die die Bereitstellung gesicherter Leistung bezahlen und fördern, Grundlage des zukünftigen Preissystems? Bedeutet das aber nicht eine Abkehr vom derzeitigen System  eines  liberalisierten Strommarktes, der wie bisher die Kilowattstunden-Produktion zur Grundlage hat und dessen anderer Pol Förderung gewünschter Energien ist,  ohne Rücksicht auf den Bedarf?  Die Politik ist gefordert, hier Antworten zu finden. Damit der Bau des zukünftigen Energiesystems nicht endet wie der aus der Bibel bekannte Turmbau zu Babel.   

    Text: Reinhard Klopfleisch/Mai 2012

  • Offshore

    Damit der Ausbau nicht länger stockt

    Bundesregierung will Netzanbindung vorantreiben – Offshore ist wichtige Stütze der Energiewende

     

    Offshore, lautete das Zauberwort. Wenn von Offshore die Rede war, klang alles immer vielversprechend: Starkes Wachstum vor der Küste, hieß es zum Beispiel. Weil hier der Wind besonders stark weht, weil hier keine Anwohner misstrauisch die Windräder beäugen. Inzwischen ist Ernüchterung eingekehrt. Weder des Windes noch der nicht vorhandenen Anwohner wegen geht der Ausbau der Offshore-Windanlagen viel langsamer voran, als von vielen erträumt. Die fehlende Netzanbindung und die unklare Finanzierung sind Gründe dafür, dass es an der Nordsee mit dem Offshore-Ausbau hapert. Hinzu kommt: Allein die Erstellung dieser Anlagen auf hoher See ist eine  logistische Meisterleistung.

    Offshore-Anlagen werden nicht nur gebraucht, weil der Wind über dem Meer schlicht stärker bläst als auf dem Land. Mit Offshore-Anlagen lassen die Konzerne auch Akzeptanz-Probleme von großen Windanlagen durch die Bevölkerung hinter sich. Auch der  Flensburger Energieprofessor Jürgen Hohmeyer ist sich sicher, dass die Bürgerinnen und Bürger nicht hinnehmen werden, dass immer mehr Landschaft verspargelt wird. Deshalb müsse man raus aufs Meer.

    Die Konzerne haben nichts gegen einen Windräder-Boom auf hoher See. Die Politik auch nicht.  Im  Gegenteil. Bis 2030 soll nach dem Willen der Bundesregierung Offshore-Strom mit einer Leistung von rund 25 Gigawatt zur Stromversorgung beitragen. Das entspricht etwa 20 Atomkraftwerken. Bis 2020 sollen in Nord- und Ostsee Windparks mit einer Leistung von 10 Gigawatt stehen. Doch schon der erste Bauabschnitt von 3,5 Gigawatt bis 2015 droht zu scheitern. Bislang installiert sind nur Anlagen von rund 200 Megawatt.

    Bisher gibt es nur in der Ostsee kleine, kommerzielle Anlagen. In der Nordsee drehen sich zwar auch Windräder, aber sie gehören zur Versuchsanlage Alpha Ventus, die nördlich der Insel Borkum errichtet wurde und an der die Energieunternehmen EWE, Vattenfall und E.ON beteiligt sind. Die zwölf Windenergieanlagen in Deutschlands erstem Offshore-Windpark haben 2011 gut 267 Gigawattstunden Strom ins deutsche Übertragungsnetz eingespeist – über 15 Prozent mehr, als für das Jahr prognostiziert worden war.

    An den Energieversorgern liegt es nicht, dass über die Offshore-Anlagen zwar viel geredet wird, es aber nicht voran geht – vor allem an der Nordsee nicht. Als hauptverantwortlich für die Verzögerungen gilt das niederländische Unternehmen Tennet. Tennet hat im Zuge der von der EU verordneten Entflechtung 2010 die Hochspannungsnetze der E.ON auch an der Nordsee gekauft und ist für die Netze in Nordwestdeutschland zuständig. Im Rahmen des Infrastrukturbeschleunigungsgesetzes hat die Bundesregierung Tennet die Aufgabe übertragen, die Offshore-Windanlagen in der Nordsee an die Übertragungsnetze anzubinden. Doch das Unternehmen hat inzwischen erklärt, es sei finanziell nicht in der Lage, dies zu tun. Als Grund für die Finanzierungsprobleme nennt Tennet ungeklärte Haftungsrisiken. Der Hintergrund: Wenn die Anlagen weit draußen auf dem Meer Strom erzeugen, aber mangels Anschlussmöglichkeiten oder als Folge von beschädigten Leitungen nicht einspeisen können, haftet der Netzbetreiber, also Tennet.

     

    Offshore Anlage FG Energie & Bergbau Offshore  – Offshore

    Netzgesellschaften wie Tennet zögern, weil sie bei Leitungspannen und Verzögerungen den Einnahmeausfall der Windparkbetreiber auffangen müssen. Und die Windparkbetreiber bauen nicht, weil sie nicht sicher sein können, dass der produzierte Strom abtransportiert wird. Da kommt eins zum anderen. Aber die Haftungsfragen sind es wohl nicht alleine. Gemunkelt wird, Tennet habe sich übernommen. Denn das Unternehmen habe bereits Investitionszusagen von über 5,5 Milliarden Euro für Nordsee-Kabel gegeben. Dabei mache Tennet nur einen Umsatz von 1 Milliarde Euro pro Jahr. Expertenschätzungen zufolge werden bis 2030 aber etwa 25 Milliarden Euro gebraucht, um alle geplanten Offshore-Anlagen an die Übertragungsnetze anzubinden. Inzwischen wird laut die Frage gestellt, ob es von der Bundesregierung klug war, Tennet zu verpflichten. Tennet selbst gab zu, dass das nächste Anschluss-Vorhaben die finanzielle Leistungsfähigkeit des Unternehmens überschreiten würde. Das Unternehmen drohte deshalb, den Ausbau einzustellen. Lauter hätte der Hilferuf kaum sein können.RWE als eines der betroffenen Unternehmen mag Tennet nicht allein die Schuld an den Verzögerungen geben. „Da kommt ein Faktor zum anderen“, sagt Konrad Böcker, Sprecher von RWE Innogy. Er wolle nicht mit langen Fingern auf ein Unternehmen zeigen. Denn auch die Umspannungsplattformen, für die Siemens verantwortlich ist, werden nicht rechtzeitig fertig.

    Und es gibt Engpässe beim Aufstellen der Anlagen auf hoher See. Die Windräder müssen mit Spezialschiffen an ihren Bestimmungsort gebracht werden. Weltweit gibt es bisher nur wenige solcher Spezialschiffe. RWE hat sich zwei solcher Schiffe gesichert, die bis zu vier der größten Offshore-Windturbinen samt Fundamenten transportieren und errichten können – eines davon soll beim Bau des Windparks Nordsee Ost eingesetzt werden. Derzeit warten sie in Bremerhaven auf ihren Einsatz.

    Zudem braucht es jede Menge Logistik, bis die Kolosse im Windpark aufgestellt sind. Zudem: Das Wetter muss mitspielen. Das heißt: Eigentlich können die Anlagen nur zwischen Mai und August auf hoher See aufgestellt werden. (REPORT berichtet in der nächsten Ausgabe über die Engpässe beim Transport und der Erstellung der Windparks). Jeder kann sich ausrechnen, wie lange es dauert, bis unter diesen Bedingungen 5000 Windräder in der Nordsee installiert sind.

    Hinzu kommt: Während Großbritannien zum Beispiel erste Windräder zehn Kilometer von der Küste errichtete, damit Erfahrungen sammelte und dann nach und nach mit den Windanlagen weiter hinaus aufs Meer zog, sind die deutschen Pläne reichlich ambitioniert – denn es geht gleich raus auf tatsächlich hohe See. So soll der Windpark Nordsee Ost 30 Kilometer nördlich von Helgoland errichtet werden, und damit über 100 Kilometer vom Festland entfernt. Dass beim deutschen Offshore eben nicht jedes Rädchen ins andere greift, mag auch der geringen Erfahrung mit solchen Anlagen geschuldet sein. Offshore ist eben nicht einfach nur Onshore auf See, sondern weit komplizierter.

    Dass die Unternehmen über die Verzögerungen alles andere als glücklich sind, versteht sich von selbst. Sie haben bereits viel Geld investiert, weitere Investitionen stehen an. Sie fürchten, dass sie durch die Verzögerungen auch viel Geld verbrennen. Kein Wunder, dass sie erpicht auf den Weiterbau der Anlagen sind. Der Netzentwicklungsplan, den die Bundesregierung jüngst vorgelegt hat, dürfte auch für Aufatmen im Bereich Offshore gesorgt haben. Zwar ist in diesem Plan Offshore ausgespart. Doch stiegen damit die Hoffnungen, dass auch beim Offshore-Wind-Ausbau in Kürze die Weichen anders gestellt, und der Netzgesellschaft Tennet finanziell unter die Arme gegriffen wird. Schon im Frühjahr hatte sich die von der Bundesregierung eingesetzte Arbeitsgruppe „Beschleunigung“ dafür ausgesprochen, die Haftungsrisiken auf die Stromkunden zu verlagern. In dem Abschlussbericht der Arbeitsgruppe, in der Netzfirmen, Windparkbetreiber, Zulieferer sowie Vertreter des Wirtschafts- und Umweltministeriums sitzen, heißt es: „Soweit mögliche Schäden trotz technischer und organisatorischer Vorkehrungen nicht wirtschaftlich versicherbar sind, ist der Schadensausgleich zu sozialisieren.“ Noch bis zur Sommerpause will die Bundesregierung entsprechende Gesetze auf den Weg bringen. Wenn die Risiken sozialisiert werden, wenn – wie von der Arbeitsgruppe vorgeschlagen – eine zeitlich begrenzte Offshore-Anbindungsumlage eingeführt wird, werden auch die Stromkosten steigen. ver.di sieht keine Alternative dazu. „Wenn wir die Offshore-Anlagen nicht voranbringen, werden die Ziele der Energiewende um Jahre zurückgeworfen“, betont der Leiter des ver.di-Bundesfachbereichs Ver- und Entsorgung, Erhard Ott. Panikmache seien vielfach die Warnungen vor deutlichen Strompreiserhöhungen: „Das bewegt sich im Centbereich.“ Die Kosten für die Energiewende dürften allerdings von den Unternehmen nicht dazu genutzt werden, generell die Preise zu erhöhen, um höhere Gewinne an die Anteilseigener ausschütten zu können. Und: Es müsse darüber nachgedacht werden, wie die Kosten der Energiewende gerecht verteilt würden. Denn derzeit schultern allein die Verbraucherinnen und Verbraucher sowie die kleinen und mittelständischen Unternehmen die Kosten der Energiewende über den Strompreis. „Es kann nicht angehen, dass die großen Konzerne, die viel Strom verbrauchen, noch länger außen vor bleiben“, so Ott, „nur weil sie gute Lobbyarbeit leisten.“

     Text: Jana Bender/Mai 2012

     

     

     

  • Ostsee Offshore Windpark Baltic 1 und 2 – Bilanz

    Alles im grünen Bereich

    Ostsee Offshore Windpark Baltic 1 und 2 – eine erste Bilanz

    Während die Fachwelt derzeit heftig über die geplanten oder im Bau befindlichen Offshore Windparks in der Nordsee diskutiert wird und die Netzbetreiber den zeitgerechten Netzanschluss nicht garantieren können oder  wollen, gibt es vom EnBW Windpark Baltic 1 einen Erfolg zu vermelden. Die Bilanz nach einem Jahr ist erfolgversprechend. Schon die Projektumsetzung befand sich innerhalb des Zeit- und Budgetplans sowie in der geforderten Qualität. Darüber hinaus wurden die Erwartungen im Hinblick auf die Verfügbarkeit sowie den Auslastungsgrad der Anlagen erfüllt beziehungsweise übertroffen. Der Park wurde ohne schwere Unfälle errichtet. Im Vergleich zur Nordsee gibt es in der Ostsee längere Wetterfenster für den Bau und die Instandhaltung der Anlagen.

    Installiert wurden 21 Anlagen der Firma Siemens mit je 2,3 Megawatt Leistung, insgesamt 48,3 Megawatt. Betreiber des Windparks ist die EnBW Baltic 1 GmbH & Co KG (50,3 Prozent  EnBW und 49,7 Prozent aufgeteilt zwischen 19 Stadtwerken vor allem aus Baden-Württemberg). Die Nutzung bewährter Technologien hat sich als richtig erwiesen und durch ein vermaschtes Netz können Störungen isoliert im Hinblick auf die gesamte Parkverfügbarkeit behoben werden. Es gibt nur sehr geringe Zeiten ohne Stromproduktion, damit ist die Direktvermarktbarkeit von Strom aus dem Offshore Windpark sehr gut. Nur der außerplanmäßige Stillstand im Herbst 2011, bedingt durch eine vierwöchige Unfallpause hat die Bilanz von EnBW Baltic 1 leicht getrübt, da ein Schlepper während der Wartungsarbeiten die Umspannstation gerammt hatte und die Station auf ihre Funktionsfähigkeit überprüft werden musste.

    Das von der EnBW für Baltic 1 entwickelte Beteiligungsmodell war am Markt wegweisend und sehr erfolgreich. Das Konzept wird in weiterentwickelter Form auch beim neuen EnBW Windpark Baltic 2 zur Anwendung kommen und den Stadtwerken bundesweit eine Chance bieten sich zu beteiligen. EnBW Baltic 2 wird 80 Anlagen mit je 3,6 Megawatt Leistung und insgesamt  ca. 288 MW Leistung 2014 in Betrieb gehen. Auch hier wird der Netzanschluss aus heutiger Sicht rechtzeitig fertiggestellt werden.

    Text: Reiner Koch/Mai 2012

     

     

    ENBW Windpark FG Energie & Bergbau ENBW Windpark

    EnBW Baltic 1

    erster kommerzieller Offshore Windpark Deutschlands

    Standort: Ostsee, 16 km nördlich der Halbinsel Darß/Zingst

    Größe: ca. 7 Quadratkilometer 

    Windenergieanlagen: 21 Siemens SWT-2,3-93/2300 Kilowatt

    Nabenhöhe 67 Meter, Rotordurchmesser 93 Meter

    Fundamentierung: Monopiles

    Wassertiefe: 16 bis19 Meter

    Gesamtleistung: 48,3 Megawatt

    Jährlicher Ertrag: 185 GWh/a

    mittlere Windgeschwindigkeit: 9 Meter pro Sekunde 

    Netzanbindung 150 Kilovolt Drehstrom; Netzbetreiber 50 Hertz

    3 .April 2011 erste KW produziert und ins Netz eingespeist

    EnBW Baltic 2

    Standort: Ostsee, 32 Kilometer  nördlich der Insel Rügen

    Größe: ca. 27 Quadratkilometer

    Windenergieanlagen: 80 Siemens SWT-3,6-120

    Nabenhöhe 78,25 Meter,  Rotordurchmesser 120 Meter

    Fundamente: 39 Monopiles (ca. 23 bis 35 Meter) und 41 Jackets (ab ca. 35 Meter)

    Wassertiefe: 23 bis 44 Meter

    Gesamtleistung: 288 Megawatt

    Jährlicher Ertrag: 1,2 Mrd. kWh

    Mittlere Windgeschwindigkeit: ca. 9,7 Meter pro Sekunde 

    Mit dem Bau wurde begonnen, vollständige Fertigstellung 2014

  • Netzausbau

    Netze schnell um- und ausbauen

    Anreizregulierung: Dena-Verteilnetzstudie dringt auf zeitnahe Anpassung der Verordnung

     

    Die Handlungsempfehlung an den zuständigen Bundeswirtschaftsminister Philipp Rösler (FDP), die im Dezember 2012 die Studie zum „Ausbau- und Innovationsbedarf der deutschen Stromverteilnetze bis 2030“ der Deutschen Energieagentur (dena) gibt, konnte deutlicher nicht ausfallen: „Es muss zeitnah eine Anpassung der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) erfolgen, um das Erreichen der Zielsetzungen der Energiewende nicht zu gefährden.“

    Der Hintergrund:  Viele deutsche Netzbetreiber können den mit dem schnellen Zubau der dezentralen Wind- und Solarkraftwerke einhergehenden „enormen Ausbau- und Investitionsbedarf in den deutschen Stromverteilnetzen“ nicht mehr stemmen. ver.di hat im Februar 2013 den Bundeswirtschaftsminister deshalb aufgefordert, endlich entsprechend tätig zu werden.

    Die Klagen der deutschen Netzbetreiber über die Wirkungen der Anreizregulierung der Stromnetzentgelte sind nicht erst seit Dezember 2012 zu hören. Seit die Anreizregulierung 2008 Grundlage der Berechnung der Netzentgelte wurde, müssen die Betreiber jährliche Effizienzverbesserungen nachweisen, die dem vorgegebenen Reduktionspfad der Erlösobergrenze mindestens entsprechen. Nur so können sie die festgelegte Höchstrendite auch tatsächlich  bekommen. Weil die zuständige Bundesnetzagentur (BNetzA) zusätzliche Investitionen in die Verteilnetze über den sogenannten Erweiterungsfaktor nur unzureichend als notwendige Kosten anerkennen kann, führt die zusätzliche Belastung der Unternehmen bereits heute zum Aufschub selbst notwendiger Erhaltungsmaßnahmen. Nur die traditionell gute Netzqualität hat bislang größere Stromausfälle verhindert. Abhilfe, so sagen die Verbände der Energiewirtschaft wie auch die Gewerkschaft ver.di seit langem, könne  eine Novellierung der Verordnung schaffen, mit der den Verteilnetzbetreibern sogenannte Investitionsbudgets zur Verfügung gestellt werden, die diese mit sofortiger Wirkung in der Erlösobergrenze berücksichtigen können. Für die als „systemrelevant“ bewerteten Übertragungsnetze mit einer Spannung von 380 Kilovolt gibt es bereits eine derartige Bestimmung.

    Jetzt hat die dena der ver.di-Forderung  entsprechend Nachdruck verliehen – und sie gar  verschärft. Nicht nur der Erhalt der Netze sei bis 2030 zu sichern. Erforderlich sei zusätzlich ein schneller Um- und Ausbau, der dem der Übertragungsnetze auch in finanzieller Hinsicht nicht nachsteht. Je nach betrachtetem Szenario bilanziert die Studie in den deutschen Verteilnetzen  bis 2030 einen Erweiterungs-Investitionsbedarf zwischen 27,5 bis 42,5 Milliarden Euro. 

     

    Netzausbau FG Energie & Bergbau Netzausbau

    Netze nicht vorbereitet

    Die dena hat  zwei Szenarien untersucht: Das eine sieht bis 2030 eine installierte Leistung der erneuerbaren Energien von 166 Gigawatt entsprechend 62 Prozent an der Bruttostromnachfrage vor, das andere der Bundesländer kommt sogar auf 222 Gigawatt entsprechend 82 Prozent. Je nachdem, welches der Ausbauszenarien sich durchsetzen wird, fällt der kumulierte Zubaubedarf der Verteilnetze natürlich unterschiedlich aus. Insgesamt  ermittelt die Studie bis 2030 den gigantischen Neubau-Bedarf von 135 000 (Szenario 1) beziehungsweise 193 000 Kilometer (Bundesländerszenario) Stromkreislänge, dazu die Umrüstung zwischen 21 000 und 24 500 Kilometer bestehender Freileitungen und die Installation einer zusätzlichen Transformatorleistung zwischen 69 000 und 93 000 Megavoltampere. Weil die Kosten in der Hochspannungsebene besonders hoch sind, entfallen auf ihren Ausbau in beiden Szenarien jeweils mehr als 60 Prozent der erforderlichen Investitionssummen, rund 30 Prozent auf die Mittelspannungs- und nur etwas mehr als zehn Prozent auf die Niederspannungsebene.

    Reicht der für Ersatz- und Zubau in der Anreizreguierungsverordnung vorgesehene Erweiterungsfaktor wirklich nicht aus, um die Investitionen ohne Schaden für die Rendite zu generieren? Differenzierung ist notwendig. Der Zubaubedarf fällt  von Region zu Region unterschiedlich hoch aus, je nachdem, ob viel oder wenig Wind- oder Solaranlagen angeschlossen werden, in der Regel in den ländlichen Regionen (Wind im Norden, Photovoltaik in Bayern und Baden-Württemberg) höher als in den Großstädten, wo nur begrenzt Standorte zur Verfügung stehen.

    Ergebnis: In Netzen beispielsweise vieler Großstädte, die topfit sind und in die auch in Zukunft wenig Regenerativstrom eingespeist werden wird, reicht der Erweiterungsfaktor sogar aus. Kritisch wird es aber vor allem für Netzbetreiber, die viel in den Qualitätserhalt der bestehenden Netze investieren wollen und die zugleich kräftig Geld in die Erweiterung stecken müssen.  Da sei, so die dena-Ergebnisse,  kein Zweifel möglich: „Verteilnetzbetreiber, die in ihrem Netzgebiet einen hohen Investitionsbedarf bis 2030 aufweisen, können nicht die vom Verordnungsgeber vorgesehene Rendite erwirtschaften.“

    Aus der Bundesnetzagentur kommen denn auch leise Signale, auf die Netzbetreiber zuzugehen und dem Gesetzgeber Änderungen vorzuschlagen. So könnte in einem ersten Schritt  das Modell des Investitionsbudgets, das bislang nur für die Übertragungsnetze gilt, auch auf die besonders betroffene Hochspannungsebene ausgedehnt werden. Doch was ist dann zu tun, um lokal besonders belastete Betreiber von Mittel- und Niederspannungsnetzen zu entlasten? Warum nicht auch für diese ein Investitionsbudget vorsehen, das flexibel auf die unterschiedliche Situation reagieren kann? Schnelles Handeln des Bundeswirtschaftsministers, wie im Brief von ver.di-Chef Frank Bsirske und dem Leiter des Bundesfachbereichs Ver- und Entsorgung, Erhard Ott, eingefordert,  ist jedenfalls gefragt – damit die Energiewende nicht an fehlenden Verteilnetzkapazitäten zu scheitern droht.

    Text: Reinhard Klopfleisch/2013

  • Übertragungsnetze

    In Tippelschritten voran

    ver.di: soll Energiewende gelingen, muss das gesamte Stromnetz ausgebaut werden

    Die Zeit drängt, doch die Baustellen werden nicht weniger. Soll die Energiewende gelingen, braucht es nicht nur mehr Windräder und eine noch stärkere Nutzung der erneuerbarer Energien. Es braucht vor allem neue Stromnetze und Stromspeicher. Dass die Bundesregierung nun zumindest bei den Übertragungsnetzen aufs Tempo drückt, ist für ver.di ein wichtiger Schritt in die richtige Richtung. Weitere Investitionen in die Netze werden notwendig. Und: Es muss endlich sichergestellt werden, dass die geplanten Offshore-Anlagen gebaut und an die Netze angeschlossen werden. Auch hier hapert es weiterhin gewaltig.

    Die Bundesregierung hat jüngst endlich einen Netzentwicklungsplan vorgestellt. Denn unbestritten ist längst: Ohne einen Ausbau der Netze ist die Energiewende am Ende, bevor sie richtig begonnen hat – allen Windparks oder Solaranlagen zum Trotz, die bereits bestehen

    oder die geplant sind. Denn wenn der Strom mangels geeigneter Netze nicht eingespeist und/oder nicht zum Verbraucher gebracht werden kann, tragen all die neuen Stromeinspeiser eher dazu bei, dass das Netz störanfälliger wird als dass sie die Stromversorgung sichern. Im schlimmsten Fall droht ein Kollaps.

    Vier große Nord-Süd-Routen sollen nun für eine stabile, zukunftssichere Verbindung zwischen den großen Windkraftanalgen im Norden und den Verbrauchern im Süden Deutschlands sorgen. Bis 2022 sollen 3800 Kilometer neue Stromtrassen gebaut werden, auf weiteren 4 000 Kilometer sollen bestehende Netze ausgebaut werden. die Kosten für diesen Netzausbau werden auf 20 Milliarden Euro beziffert.

    Dabei wird es nicht bleiben. Weitere Milliarden werden nötig sein, um auch die Verteilnetze auszubauen, ist sich  ver.di sicher. Diese Summen werden die Stromkunden aufbringen müssen  – wie sie auch derzeit schon über die Stromrechnung die Förderung der erneuerbaren Energien bezahlen. Die gute Lobbyarbeit der Unternehmen, die viel Strom verbrauchen, hat dazu geführt, dass gerade die Vielverbraucher von der Umlage für die erneuerbaren Energien ausgenommen sind. „Wir brauchen hier eine gerechtere Verteilung“, betont auch Erhard Ott, Bundesfachbereichsleiter Ver- und Entsorgung. Weil die großen Stromverbraucher außen vor sind, werden die Haushalte und die Kleinbetriebe und der Mittelstand umso stärker belastet. Auf die Agenda müsse zudem die Energieeffizienz, die bisher zwar oft beschworen wurde, aber in der Wirklichkeit kaum eine Rolle spielt.

    Doch damit sind noch nicht alle Widrigkeiten vom Tisch. Nach wie vor kochen in Sachen Energiewende die Bundesländer ihr jeweils eigenes Süppchen – von koordiniertem Handeln sind die Akteure weit entfernt. „Die Bundesregierung muss die Länder in die Pflicht nehmen, damit der Netzausbau zügig voran geht“, betont Ott. Denn es muss Schluss damit sein, dass in einem Bundesland der Ausbau schon steht, im angrenzenden Bundesland dagegen die Planfeststellung noch nicht mal fertiggestellt ist.

    Und längst ist nicht absehbar, wie die Bürgerinnen und Bürger vor Ort auf die neuen Stromnetze reagieren. Jeder weiß, dass die neuen Leitungen für die Energiewende gebraucht werden. Doch vor seiner Haustür will sie kaum einer haben. Vielerorts gehen die Politiker davon aus, dass sich Protest formiert. Wenn schon neue Leitungen, dann unterirdisch, fordern viele Anwohner. Sie argumentieren:  Oberirdische Leitungen machten krank und verschandelten die Landschaft. Unterirdische Leitungen aber würden die Kosten noch weiter in die Höhe treiben – aber vielleicht auch die Akzeptanz für neue Leitungen erhöhen, heißt es. 

     

    Stromnetzausbau FG Energiewirtschaft Netztausbau