Der beschleunigte Ausbau der Ökoenergien macht den Bau von zwei weiteren Nord-Süd-Stromautobahnen erforderlich. Dies meinen die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB). Sie legten am Montag ihren Entwurf für den Netzentwicklungsplan (NEP) Strom 2019 bis 2030 vor.
Die zusätzlichen Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragungs(HGÜ)-Leitungen unter der Erde seien notwendig, wenn der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung bis 2030 auf 65 Prozent steigen solle, ergänzten sie. Die beiden zusätzlichen Höchstspannungsleitungen sollen vor allem Windstrom von Schleswig-Holstein über Niedersachsen und Nordrhein-Westfalen bis nach Baden-Württemberg transportieren.
BNetzA skizziert Verläufe
Empfehlungen für konkrete Trassen enthält der Entwurf nicht. Der Vizepräsident der Bundesnetzagentur (BNetzA), Peter Franke, skizzierte aber auf dem "Führungstreffen Energie" am Montag in Essen den Verlauf der beiden neuen HGÜ-Projekte:
- das eine von der schleswig-holsteinischen Nordseeküste als Seekabel bis nach Wilhelmshaven,
- das andere von Wilhelmshaven zunächst parallel zu bestehenden Trassen bis zu einem Abzweig nach Baden-Württemberg.
20 Milliarden mehr – ohne Offshore
Die Kosten für den zusätzlichen Netzausbau werden mit rund 52 Milliarden Euro angegeben. Das sind etwa 20 Milliarden Euro mehr als bisher, sagte eine Sprecherin des ÜNB Tennet. Für die Anbindung der Windparks auf Nord- und Ostsee kommen bis 2030 – je nach Szenario – bis zu 24 Milliarden Euro hinzu. Derzeit sind drei große Nord-Süd-Verbindungen in Planung: Ultranet, Suedlink und Suedostlink. Sie sollen frühestens 2025 fertig werden. Die Baukosten landen über die Netzentgelte auf den Stromrechnungen der Verbraucher.
Die Empfehlungen der Kohlekommission seien in dem Entwurf noch nicht eingearbeitet, heißt es in der Mitteilung. Der Vorschlag der Kommission, die Kapazität von Kohlekraftwerken bis 2030 auf 17.000 MW zu senken, entspreche aber fast exakt dem Szenario C der ÜNB für den Netzausbau.
Erstmals mit Grundstücks- und Planungskosten
Der Netzausbau könne aber geringer ausfallen, als in einer früheren Version des NEP angenommen, sagte die Tennet-Sprecherin. Das sei möglich dank der zunehmenden Digitalisierung, absehbar besserer Speichermöglichkeiten und durch den Verzicht auf das Ziel, Netzengpässe vollständig zu vermeiden. In die Kosten seien erstmals auch Ausgaben für Grundstücke sowie für Planungs- und Genehmigungsverfahren einberechnet worden.
"Schon jetzt fließt intelligente Netzoptimierung ein"
BNetzA-Vize Peter Franke äußerte sich in Essen bei einem Vortrag und in einem Podium zum Netzausbau nicht wertend über die neuen HGÜ-Vorhaben. Er strich nur den allgemeinen Genehmigungsgrundsatz seiner Behörde heraus, dass der Netzausbau das letztmögliche Mittel sein müsse. Intelligente Instrumente der Netzoptimierung flössen jetzt bereits in die Netz- und Bedarfsplanung ein, zum Beispiel:
- ein Freileitungs-Monitoring,
- lastflusssteuernde Betriebsmittel oder
- sogenannte Netzbooster. Das sind laut Agora Energiewende steuerbare Batteriesysteme, zentrale zusätzliche Lasten wie Power-to-Heat-Systeme und flexible Gasturbinen, die dem ÜNB zum kurzfristigen Systemausgleich zur Verfügung stehen. "Wir werden einen kleinen Netzbooster würdigen", kündigte Franke an, "unterhalb des großtechnischen Maßstabs."
Franke offen bei "Intelligenz statt Kupfer"
In der Diskussion über die regulatorische Verzinsung von "Intelligenz statt Kupfer" im Stromnetz zeigte sich Franke auf der Seite der Netzbetreiber. Seine Behörde hätte sich schon zur jüngsten Novelle der Anreizregulierungsverordnung (ARegV) gewünscht, dass auch für intelligente Investitionen, die sich bilanziell nicht aktivieren lassen, eine Kapitalverzinsung möglich sein müsse: "Im Grundsatz sind wir uns einig, dass wir solche Betriebsmittel nicht künstlich aktivieren sollen, nur damit das eingesetzte Kapital verzinst wird", sagte Franke sinngemäß.
Aber es könne auch nicht einfach allen Betriebskosten (Opex) eine Kapitalverzinsung zugestanden werden, führte der Vizepräsident aus. Möglicherweise könne dieses Problem bei der nächsten ARegV-Novelle durch Anreize für die Netzbetreiber gelöst werden, die von einem auszuweitenden Effizienzvergleich abgeleitet werden würden.
EWE gründet mit Partnern börslichen Flexibilitätsmarkt
Als eine der Möglichkeiten, einen gewissen Netzausbau zu vermeiden, kündigte EWE-Vorstand Urban Keussen in dem Podium an, dass die Oldenburger zusammen mit Audi, dem ÜNB Tennet und dem Verteilnetzbetreiber Avacon einen regionalen Flexibilitätsmarkt gründen, der direkt an die Börse Epex angebunden ist. Details werden am Dienstag in einem Pressegespräch bekanntgegeben.
Sorge wegen eines einzigen Netzriesen
Keussen brachte noch einen anderen Punkt auf, der EWE auf den Nägeln brennt: "Wir betrachten mit Sorge, wenn der Asset-Tausch zwischen Eon und RWE genehmigt wird und 70 Prozent des deutschen Verteilnetzes dann in einer Hand sind. Wenn die bei der BNetzA vorsprechen und ihre Vorstellungen etwa über einen Branchenbenchmark äußern", könne die Meinung kleinerer Netzbetreiber leicht überhört werden.
BNetzA-Vizepräsident Franke nickte bei Keussens Darstellung zustimmend und erwiderte: "Ich meine, da muss sich noch etwas tun." Seine Behörde komme zwar auch mit dem Regulieren eines einzigen Netzbetreibers klar, nämlich der DB Netz im Eisenbahnwesen, doch: "Wir verschließen nicht die Augen davor, dass es Auswirkungen subtiler Art gibt, zum Beispiel bei Technischen Regeln. Ein solcher Netzbetreiber hätte da womöglich ein anderes Gewicht." An dem Punkt müsse die Regulierung "möglicherweise nachsteuern".
"Es bleibt bei Regionalgesellschaften"
Innogy-Bereichsvorstand Joachim Schneider, der die erkrankte Vorständin Hildegard Müller vertrat, kündigte an, man sei bei der Integration der Eon- und Innogy-Netzgesellschaften zwar naturgemäß ganz am Anfang, es fehle ja noch der kartellrechtliche Bescheid. Doch "auch in Zukunft" werde es "eigenständige Regionalgesellschaften" geben, die dann im Übrigen jede für sich reguliert würden. (dpa/geo)
