Freitag, 15. Dezember 2017
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Nicht umgesetzter Netzausbau erhöht die Netzentgelte

Die Energiewende ist in voller Fahrt – zumindest könnte man dies denken, wenn man lediglich auf die Rate schaut, mit der die erneuerbaren Energien innerhalb der deutschen Energielandschaft ausgebaut werden. Doch es gibt ein Problem: Der Netzausbau kann mit dem Zuwachs der Erneuerbaren nicht mithalten. Das deutsche Stromnetz steht unter zunehmender Anspannung. Und damit zeigt sich, dass das Tempo des EE-Zubaus kein vernünftiger Maßstab sein kann, um den Fortschritt der Energiewende zu bewerten.

Die Bundesnetzagentur (BNetzA) sieht die dringende Notwendigkeit, den Ausbau der erneuerbaren Energien und den Ausbau der Netze besser aufeinander abzustimmen. Das Tempo des EE-Zubaus sei kein vernünftiger Maßstab, um den Fortschritt der Energiewende zu quantifizieren, so der Präsident der Bundesnetzagentur, Jochen Homann. „EE-Anlagen ohne Infrastruktur sind wie Züge ohne Schienen: Binden Kapital, tragen aber zur Mobilität nicht bei“ heißt es in einem von ihm gehaltenen Vortrag.

Mit der EEG-Reform in 2014 wurden technologiespezifische Ausbaukorridore für erneuerbare Energien verbindlich gesetzlich festgelegt. Ein langfristig vorhersehbarer Ausbaukorridor soll dazu beitragen, Zeit für den erforderlichen Netzausbau zu gewinnen und dessen Kosten zu begrenzen. Für die Onshore-Windenergie und die Solarenergie wird ein jährlicher Zubau von 2.500 MW angestrebt. Bei der Bioenergie sollten künftig überwiegend Abfall- und Reststoffe genutzt werden, was zu einem Zubaukorridor von etwa 100 MW pro Jahr führen soll. Für Offshore-Wind werden 6,5 GW bis 2020 und 15 GW bis 2030 angestrebt. Die Einhaltung des Ausbaukorridors wird im fortgeschriebenen Eckpunktepapier zum Vorschlag des BMWi für das neue EEG (EEG-Novelle 2016) bekräftigt.

Schon jetzt stoßen die Stromnetze immer öfter an ihre Grenzen. Ein Indikator für die zunehmend größere Diskrepanz zwischen der Leistungsfähigkeit der Netze und dem volatilen Stromangebot sind Umfang und Kosten von Eingriffen zur Stabilisierung der Netze. Diese Eingriffe haben laut BNetzA in 2015 stark zugenommen.

Hinsichtlich der Eingriffe unterscheidet die Bundesnetzagentur insbesondere zwei Bereiche, nämlich Netz- und Marktsicherheitsmaßnahmen.

Die Netzsicherheitsmaßnahmen umfassen zwei Sachverhalte. Beim Redispatch werden konventionelle Kraftwerke vor einem Netzengpass heruntergefahren, wenn das Stromangebot zu hoch ist, um durchgeleitet zu werden. Hinter dem Engpass befindliche Anlagen müssen zum Ausgleich ihre Erzeugung erhöhen. In den ersten drei Quartalen betrug die abgeregelte und hochgefahrene Strommenge 8,6 TWh. Beim Einspeisemanagement wird EE-Erzeugung abgeregelt, die nicht übertragen werden kann; in den ersten drei Quartalen waren das 2,7 TWh. Die vom Redispatch oder Einspeisemanagement betroffenen Anlagenbetreiber werden von den Übertragungsnetzbetreibern entschädigt, die hierfür im Jahr 2015 voraussichtlich rd. 1 Mrd. € aufgewendet haben [1].

Für Regionen, in denen Engpässe erwartet werden (i.W. Süddeutschland), ist die Netzreserve Winter vorgesehen, wobei – vertraglich gebunden – eine Kapazität von 7,5 GW vorgehalten wird. Ab Winter 2021/22 ist für Süddeutschland darüber hinaus ein Neubau von bis zu 2 GW schnell startfähiger Kraftwerke geplant, die situationsbedingt die entfallende Leistung aus Kernkraftwerken ersetzen soll.

Die Kosten für Netzsicherheitsmaßnahmen betrugen im Jahr 2015 insgesamt etwa 1,3 Mrd. €. Die Tendenz wird als schnell steigend eingeschätzt (siehe Tabelle) [2].

Marktsicherheitsmaßnahmen entstehen nicht durch die Verzögerung des Netzausbaus. Dabei handelt es sich um Kosten, die nur temporär anfallen. Das ist insbesondere dadurch bedingt, weil im derzeitigen Marktdesign, d. h. im Energy-Only-Markt nur die Arbeit, d. h. die Megawattstunde, vergütet wird, nicht aber die Bereitstellung von Leistung/Kapazität (Megawatt). Da die Bundesnetzagentur die Vorhaltung angemessener Kapazitäten gewährleisten muss, sind diese Maßnahmen erforderlich. Man kann dies als Indikator für Reformbedarf beim Strommarktdesign werten.

Tab. Kosten für Netzsicherheitsmaßnahmen
Netzsicherheitsmaßnahmen 2015
Redispatch und Einspeisemanagement ca. 1 Mrd. €
Netzreserve Winter 2015/16 190 Mio. €
Bis zu 2 GW Neubau ab Winter 2021/22 0–200 Mio. €
Marktsicherheitsmaßnahmen
Kapazitätsreserve ab Winter 2017/18
1,8 GW, ab 2019/20 5 % der Höchstlast
130–260 Mio. €
(ab 2019/20)
Sicherheitsbereitschaft durch Braunkohlekraftwerke (2016/17–2022/23)
ca. 1,6–2,7 GW
230 Mio. €

Anmerkungen

  1. Bundesnetzagentur: 2. Quartalsbericht 2015 zu Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen – Drittes Quartal 2015, 14.3.2016.  ↩

  2. Die Kosten für Netzsicherheitsmaßnahmen sind in Relation zu den Netzentgelten für Übertragungsnetze zu sehen, die laut Stellungnahme zum vierten Monitoring-Bericht für das Jahr 2014 im Zeitraum von 2010 bis 2014 von 2,2 auf 3,1 Mrd. € angestiegen sind. Dies zeigt, welchen Einfluss diese Maßnahmen auf die Netzentgelte haben.  ↩

„et“-Redaktion

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