Inhaltsverzeichnis

Abbildungsverzeichnis   III

Tabellenverzeichnis   IV

Abk  ürzungsverzeichnis  V

1.  Einleitung  1

1.1.  Problemstellung und Zielsetzung  1

1.2.  Gang der Untersuchung  2

2.  Bestandsaufnahme der Netze  4

2.1.  Netzstruktur  4

2.2.  Veränderung der Lastflüsse  6

2.3.  Übertragungsnetzbetreiber  8

2.4.  Technologien im Übertragungsnetz  11

2.4.1.  Freileitungen  12

2.4.2.  Erdkabel  14

2.4.3.  Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ)  16

2.4.4.  Gasisolierte Leitungen (GIL)  18

2.5.  Netzzustand  20

2.6.  Investitionen und Entgelte  22

2.7.  Aktueller Netzausbau.  24

3.  Planung und Genehmigung von Übertragungsnetzen in Deutschland  26

3.1.  Einführung in die Raumplanung  26

3.2.  Rechtliche Rahmenbedingungen  28

3.2.1.  Rechtliche Rahmenbedingungen der Raumordnung  28

3.2.2.  Rechtliche Rahmenbedingungen der Fachplanung  30

3.3.  Instrumente und Träger der Raumordnung.  31

3.3.1.  Europäische Ebene.  32

3.3.2.  Ebene des Bundes  33

3.3.3.  Ebene der Länder  34

3.3.4.  Ebene der Regionen  36

3.4.  Umweltschutz beim Planen von Übertragungsnetzen  37

3.5.  Verfahren der Planung und Genehmigung von Übertragungsnetzen  39

3.5.1.  Das Raumordnungsverfahren  40

3.5.2.  Das Planfeststellungsverfahren  44

3.6.  Zwischenfazit  49

4.  Auswahl eines Energieszenarios für das Jahr 2050  50

4.1.  Vorstellung der gewählten Studie  50

4.2.  Zusammensetzung der Energieszenarien  52

4.3.  Untersuchung der Randbedingungen der SRU-Studie  56

4.3.1.  Windkraft  57

4.3.2.  Sonnenenergie  59

4.3.3.  Wasserkraft  60

Inhaltsverzeichnis   I

4.3.4.  Biomasse  61

4.3.5.  Energiespeicher  62

4.4.  Bewertung der Szenarien  63

4.4.1.  Industrie  63

4.4.2.  Haushalte  65

4.4.3.  GHD  66

4.4.4.  Verkehr  67

4.4.5.  Gründe für eine grenzüberschreitende Kooperation  69

4.4.6.  Auswahl des Zielszenarios  72

5.  Ausbaubedarf des deutschen Stromnetzes  74

5.1.  Entwicklung gemäß des Zielszenario 2.1.a bis 2050  74

5.2.  Modell der Stromerzeugung für das Jahr 2050  76

5.2.1.  Windkraft  76

5.2.2.  Photovoltaik, Biogas, Biomasse, Wasserkraft  77

5.3.  Modell des Stromverbauchs für das Jahr 2050  78

5.3.1.  Haushalte  78

5.3.2.  Verkehr  80

5.3.3.  Industrie und GHD  81

5.4.  Zwischenfazit  82

5.5.  Netzausbaumodell  85

5.5.1.  Ausbauphase I (bis 2022)  87

5.5.2.  Ausbauphase II (bis 2030)  88

5.5.3.  Ausbauphase III (bis 2040)  88

5.5.4.  Zusammenfassung  88

6.  Planungsrechtliche Umsetzbarkeit des Zielszenarios  90

6.1.  Realisierungsmöglichkeit mit den derzeitigen Verfahren  90

6.2.  Defizite der Planung und Genehmigung von Übertragungsnetzen  95

6.2.1.  Bedarfsplanung zum Gemeinwohlzweck  95

6.2.2.  Akzeptanzprobleme  97

6.2.3.  Defizite der Verfahren  98

6.3.  Gesetzliche Regelungen zur Einleitung der Energiewende  101

6.4.  Beschlossene Gesetzesentwürfe zum Netzausbau und zur Netzplanung  103

6.4.1.  Gesetzesentwurf zur Änderung des EnWG  104

6.4.2.  Entwurf des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG)  107

6.4.3.  Erwartete Auswirkungen der Gesetzesänderungen  112

6.5.  Realisierungsmöglichkeit mit den verabschiedeten Beschleunigungsgesetzen  114

7.  Fazit  117

Literaturverzeichnis   IX

Anhangsverzeichnis   XX

Anhang   XXI

Inhaltsverzeichnis   II

Abbildungsverzeichnis   

Abbildung  1: Zusamenhang der in der vorliegenden Arbeit behandelten Themenbereiche  

Abbildung  2: Typisches Lastprofil in Deutschland im Sommer und Winter  

Abbildung  3: Lastflüsse der deutschen Stromversorgung  

Abbildung  4: Das deutsche Höchstspannungsnetz.  

Abbildung  5: Mehrfachleitung mit Doppelsystemen der Spannungen 380  

  (Viererbündel), 220 kV (Zweierbündel) und 110 kV (1 Seil)  

Abbildung  6: 380-kV-VPE-Einleiterkabel, Kupferquerschnitt 2.500 mm ,  

Au  ßendurchmesser 14,2 cm  

Abbildung  7: 380-kV-Gasisolierter Rohrleiter: Kapseldurchmesser außen 517 mm,  

innen  500 mm, Leiterdurchmesser außen 180 mm, innen 156 mm  

Abbildung  8: Durchschnittsalter der Betriebsmittel der ÜNB  

Abbildung  9: Investitionen in das Netz der allgemeinen Stromversorgung  

1991  bis 2011  

Abbildung  10: Entwicklung der Netzentgelte und Strompreise 2006 -  

  (mengengewichtete Mittelwerte)  

Abbildung  11: Beispiel für ein Übergangsbauwerk Freileitung auf Kabel.  

Abbildung  12: Das System der raumbedeutsamen Planungen  

Abbildung  13: Verknüpfung zwischen Raumplanung und Fachplanung  

Abbildung  14: Die fünf Ebenen der Raumordnung  

Abbildung  15: Ausschnitt des Regionalplans für Südhessen in der Umgebung  

Darmstadts   

Abbildung  16: Ablauf des Planungs- und Genehmigungsverfahrens von  

  Übertragungsnetzen  

Abbildung  17: Entwicklung der Jahresvolllaststunden der erneuerbaren Energien  

nach  der SRU-Studie  

Abbildung  18: Angenommene Kostenentwicklung regenerativer Technologien bis zum  

Jahre  2050  

Abbildung  19: Auswahlprozess für Zielszenario 2.1.a  

Abbildung  20: Entwicklung der Stromerzeugung in TWh/a bis 2050 gemäß  

Szenario  2.1.a  

Abbildung  21: Veränderung der prozentualen Verteilung von Stromerzeugung und  

  -verbrauch nach Bundesländern bis 2050  

Abbildung  22: Stromerzeugung und -verbrauch in Deutschland im Jahr 2050  

Abbildung  23: Netzausbaumodell für Deutschland bis 2050  

Abbildung  24: EnLAG Vorhaben in Anbetracht der Länder- und Betreibergrenzen  

Abbildung  25: Beschlossene Gesetze zum Netzausbau und ihre Inhalte  

Abbildung  26: Aufstellung des Bundesbedarfsplans (vereinfacht)  

Abbildung  27: System der Bundesfachplanung und Planfeststellung nach dem NABEG  

Abbildungsverzeichnis   

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Strukturdaten des deutschen Stromnetzes ......................................................... 5 Tabelle 2: Szenariofamilien der SRU-Studie .....................................................................52 Tabelle 3: Energieszenarien 2.1.a und 2.1.b .....................................................................54 Tabelle 4: Energieszenarien 2.2.a und 2.2.b .....................................................................55 Tabelle 5: Energieszenarien 3.1.a und 3.1.b .....................................................................56 Tabelle 6: Verlauf der Stromnachfrage zwischen 2008 und 2050 nach UBA und SRU .......63 Tabelle 7: Installierte Leistung und Stromerzeugung im Bereich Windenergie 2010

und 2050 (Berechnung) ............................................................................................77 Tabelle 8: Stromerzeugung aus Photovoltaik, Biogas, Biomasse und Wasserkraft 2050

(Berechnung) ............................................................................................................78 Tabelle 9: Entwicklung des Stromverbauchs des Sektors „Haushalte“ zwischen den

Jahren 2009 und 2050 ..............................................................................................79 Tabelle 10: Stromverbrauch des Sektors Verkehr in Abhängigkeit vom Bundesland ..........80 Tabelle 11: Stromverbauch der Sektoren GHD und Industrie in Abhängigkeit vom

Bundesland ...............................................................................................................82 Tabelle 12: Liste deutscher Kernkraftwerke in Betrieb mit Leistung und

geplantem Abschaltjahr .............................................................................................87 Tabelle 13: Übersicht über die Projekte des Netzausbaumodells .......................................89 Tabelle 14: Analyseergebnisse EnLAG-Vorhaben ..............................................................92 Tabelle 15: Analyseergebnisse Ausbauphase I ...................................................................93 Tabelle 16: Durch die EEG-Novelle festgelegter Mindestanteil an EE in der

Stromerzeugung ...................................................................................................... 102

Tabellenverzeichnis IV

Abkürzungsverzeichnis % Prozent & und

§ Paragraf §§ Paragrafen °C Grad Celsius a Jahr AB Aktiebolag (schwedische Form der Aktiengesellschaft) Abs. Absatz AEUV Vertrag über die Arbeitsweise der europäischen Union AG Aktiengesellschaft AGEB AG Energiebilanzen ARegV Anreizregulierungsverordnung ARL Akademie für Raumforschung und Landesplanung Art. Artikel AtG Atomgesetz AWZ Ausschließliche Wirtschaftszone B.V. besloten vennootschap (niederländische Gesellschaftsform) BauGB Baugesetzbuch BBR Bundesinstitut für Bau-, Stadt-, und Raumforschung BDEW Bundesverband der Elektrizitäts- und Wasserwirtschaft BImSchV Bundes-Immissionsschutzverordnung BMU Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit BMVBS Bundesministerium für Verkehr, Bau und Stadtentwicklung BMWi Bundesministerium für Wirtschaft und Technologie BNatSchG Gesetz über Naturschutz und Landschaftspflege B-Plan Bebauungsplan BRD Bundesrepublik Deutschland bspw. beispielsweise Buchst. Buchstabe bzgl. bezüglich bzw. beziehungsweise ca. circa CO 2 Kohlenstoffdioxid ct Cent d.h. das heißt

Abkürzungsverzeichnis V

dena Deutsche Energie-Agentur GmbH DEWI Deutsches Windenergie-Institut GmbH DLR Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt DStGB Deutsche Städte- und Gemeindebund e.V. eingetragener Verein EE Erneuerbare Energien EEG Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien EG Europäische Gemeinschaft ehem. ehemals EnBW Energie Baden-Württemberg AG EnLAG Energieleitungsausbaugesetz EnWG Energiewirtschaftsgesetz et al. et alii etc. et cetera EU Europäische Union EUREK Raumentwicklungskonzept der Europäischen Union EVU Energieversorgungsunternehmen f. folgende ff. fortfolgende FFH Fauna-Flora-Habitat-Richtlinie FGE Forschungsgesellschaft Energie e.V. an der RWTH Aachen FGH Forschungsgemeinschaft für Elektrische Anlagen und Stromwirtschaft e.V. F-Plan Flächennutzungsplan FVEE ForschungsVerbund Erneuerbare Energien GenBeschlG Gesetz zur Beschleunigung von Genehmigungsverfahren GG Grundgesetz für die Bundesrepublik Deutschland ggf. gegebenenfalls GHD Gewerbe, Handel, Dienstleistungen GIL Gasisolierte Leitung GmbH Gesellschaft mit beschränkter Haftung GW Gigawatt HGÜ Hochspannungsgleichstromübertragung HLPG Hessisches Landesplanungsgesetz HöS Höchstspannung Hrsg. Herausgeber HS Hochspannung i. e. id est

Abkürzungsverzeichnis VI

i. V. m. in Verbindung mit IEAW Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft ISET Institut für Solare Energieversorgungstechnik e.V. kg Kilogramm km Kilometer kV Kilovolt kWh Kilowattstunde KWK Kraft-Wärme-Kopplung LROG Landesraumordnungsgesetz m Meter max. maximal Mio. Millionen MKRO Ministerkonferenz für Raumordnung mm Millimeter mm² Quadratmillimeter Mrd. Milliarden MVA Megavoltampere MW Megawatt NABEG Netzausbaubeschleunigungsgesetz Übertragungsnetz NEPE Nationalen Entwicklungsplan Elektromobilität Nr. Nummer o.V. ohne Verfasser PE Polyethylen PFV Planfeststellungsverfahren ROG Raumordnungsgesetz ROV Raumordnungsverfahren RoV Raumordnungsverordnung S. Seite/Seiten s. siehe SeeAnlV Seeanlageverordnung SeeAufgG Seeaufgabengesetz SF 6 Schwefelhexafluorid sog. sogenannte SRU Sachverständigenrat für Umweltfragen StromNEV Stromnetzentgeltverordnung TAEU Territoriale Agenda der Europäischen Union TEN Transeuropäische Netze

Abkürzungsverzeichnis VII

TEN-E Transeuropäische Netze - Elektrisch TSO Transmission System Operator TWh Terawattstunde TWh/a Terawattstunde pro Jahr u.a. unter anderem UBA Umweltbundesamt ÜNB Übertragungsnetzbetreiber UVP Umweltverträglichkeitsprüfung UVPG Gesetz über die Umweltverträglichkeitsprüfung VDE Verband der Elektrotechnik, Elektronik, Informationstechnik e.V. VEA Bundesverband der Energieabnehmer vgl. vergleiche VNB Verteilungsnetzbetreiber VPE Vernetztes Polyethylen VSC Voltage Source Converter VwVfG Verwaltungsverfahrensgesetz WWF World Wide Fund For Nature z.B. zum Beispiel

Abkürzungsverzeichnis VIII

1. Einleitung

1.1. Problemstellung und Zielsetzung

Die Reaktorkatastrophe von Fukushima im März 2011 hat das gesellschaftliche Umweltbewusstsein in Deutschland grundsätzlich verändert. Die deutsche Bundesregierung, die noch ein halbes Jahr zuvor eine Laufzeitverlängerung der Kernenergie durchsetzte, sah sich gezwungen, durch einen Beschluss am 14.03.2011 die sieben ältesten Meiler umgehend vom Netz zu nehmen. Am 30.06.2011 wurde schließlich der Gesamtausstieg aus der Kernenergie bis 2022 vom Bundestag verabschiedet. 1

Diese Tatsache stellt die deutsche Energiepolitik vor enorme Herausforderungen. Das ehrgeizige Ziel der Reduktion der Treibhausgasemissionen sollte nicht zuletzt durch die „Brückentechnologie“ Kernenergie erreicht werden. Um die Umsetzung dieses Ziels nicht zu gefährden, erscheint ein Umstieg auf erneuerbare Energien unumgänglich.

Zusätzlich wird durch die Verknappung der fossilen Energieträger und des damit verbundenden Preisanstiegs eine Energiewende für ein Land, welches mehr als 70 % der Primärenergie importiert, auch aus ökonomischer Sichtweise immer lukrativer. ² Der Ausbau von Wind- und Wasserkraft sowie Solar- und Bioenergie steht deshalb stärker als je zuvor im Fokus der Öffentlichkeit.

Durch den Ausbau erneuerbarer Energien, deren Effizienz von den jeweiligen meteorologischen Standortbedingungen abhängig ist, wird es voraussichtlich zu einer geografischen Trennung von Stromerzeugung und -verbrauch kommen. Der Ausgleich dieser Divergenzen stellt wachsende Anforderungen an Stromnetze, die die Übertragung und Verteilung der Energie in Deutschland übernehmen. Hinzu kommt, dass sich elektrische Energie in den Stromnetzen nicht speichern lässt. Dies erfordert eine Integration von Energiespeichern wie bspw. Pumpspeicherkraftwerke in das Stromnetz. ³ Da das Potential für solche Speicher in Deutschland allerdings begrenzt ist, erscheint die Nutzung ausländischer Kapazitäten zukünftig aus wirtschaftlicher Sicht attraktiv. Hierdurch erhöht sich der Netzausbaubedarf in Deutschland weiter.

Die Netzinfrastruktur ist somit ein kritischer Punkt, der den Ausbau erneuerbarer Energien in Deutschland im positiven wie auch im negativen Sinne beeinflussen kann. Bereits in den letzten Jahren hat sich jedoch ein erheblicher Investitionsstau in diesem Bereich aufgebaut. Gründe hierfür liegen in aufwendigen und langwierigen Planungs- und Genehmigungsver-

¹ Vgl. Bischoff (2011), S. 86.

² Vgl. SRU (2011a), S. 165.

³ Vgl. Bischoff (2011), S. 86.

Einleitung 1

fahren sowie in mangelnden wirtschaftlichen Anreizen. Es müssen demnach dringend neue Reformen und Möglichkeiten geschaffen werden, mit welchen sich der Netzausbaubedarf realisieren lässt, damit die Energiewende nicht an den deutschen Stromnetzen scheitert.

Die vorliegende Arbeit widmet sich dieser Problematik, indem untersucht wird, inwiefern sich bis 2050 ein Umstieg auf eine Stromversorgung mit 100 % erneuerbaren Energien in Deutschland realisieren lässt. Die Analyse stützt sich dabei auf zwei Säulen. Neben der Untersuchung des erforderlichen physischen Netzausbaus bilden die Planungs- und Genehmigungsverfahren die zweite Säule der Zielvorgabe.

1.2. Gang der Untersuchung

Nach der Einführung in die Thematik in Kapitel 1, bildet die Analyse des gegenwärtigen Technikstandes der Netze in Kapitel 2 die Ausgangslage der Untersuchung.

Kapitel 3 stellt die aktuellen Planungs- und Genehmigungsverfahren von Höchstspannungsleitungen in Deutschland vor. Anschließend wird in Kapitel 4 anhand von acht Szenarien eine mögliche zukünftige Entwicklung der Energienachfrage und Energieversorgung untersucht. Entscheidendes Kriterium bei der Vorauswahl eines Zielszenarios bildet dabei die Annahme der hundertprozentigen Stromversorgung aus erneuerbaren Energiequellen im Jahre 2050.

Nach einem Auswahlprozess wird ein Szenario als Ziel gewählt, aus welchem sich die Anforderungen an ein Netz unter einer regenerativen Stromvollversorgung bestimmen lassen. Aus der geografischen Gegenüberstellung von zukünftig benötigtem Strom und der voraussichtlichen Verteilung der Produktionsstätten, lässt sich der benötigte Netzausbau ableiten. Dieser wird schließlich in einem selbst entwickelten Modell in Kapitel 5 konkretisiert und visualisiert.

In diesem Rahmen muss geprüft werden, welche technischen Möglichkeiten für die Umsetzung des Modells bestehen. Die Praxis hat gezeigt, dass sich Netzausbaumaßnahmen oftmals aufgrund von langen und komplexen Planungs- und Genehmigungsvorschriften verzögern. In Kapitel 6 der Untersuchung wird deshalb der zur Umsetzung des Netzausbaus notwendige Reformbedarf der Planungs- und Genehmigungsverfahren untersucht, um schließlich die Realisierbarkeit des erarbeiteten Modells zu prüfen. Den Abschluss der vorliegenden Arbeit bildet Kapitel 7 mit einer übergreifenden Zusammenfassung der Ergebnisse und einem anschließenden Fazit. Abbildung 1 verdeutlicht nochmals den komplexen Zusammenhang der behandelten Themenbereiche.

Einleitung 2

Abbildung 1: Zusamenhang der in der vorliegenden Arbeit behandelten Themenbereiche 4

Die vorliegende Arbeit zeigt, welche Auswirkungen eine rein regenerative Stromversorgung auf das deutsche Stromnetz haben wird und welche Maßnahmen ergriffen werden müssen, um das definierte Ziel umzusetzen.

⁴ Eigene Darstellung.

Einleitung 3

2. Bestandsaufnahme der Netze

Der Transport der erzeugten elektrischen Energie über das Stromnetz vom Kraftwerk zum Verbraucher stellt eine entscheidende Schlüsselrolle für die Umsetzung einer Energiewende dar. Zu Beginn des 20. Jahrhunderts wurden in Städten und Ballungsräumen Kraftwerke errichtet, die ausschließlich die unmittelbare Umgebung mit Strom versorgten. ⁵ So gab es 1913 rund 4000 autark agierende Elektrizitätsunternehmen. Als 1922 mit einer 220-kV-Leitung die erste Höchstspannungsleitung in Nord-Süd-Richtung errichtet wurde, konnten erstmals konventionelle Kraftwerke im Rheinland und in Westfalen in einem gemeinsamen Verbundnetz mit Wasser- und Speicherkraftwerken in den Alpen bertrieben werden. ⁶ In der Folgezeit schalteten die deutschen Energieversorger weitere Höchstspannungsnetze, nun auch auf 380-kV-Niveau, zusammen. Im Zuge dieser Entwicklung entstand ein großes Verbundnetz, welches einen überregionalen Stromtransport ermöglichte. Die Versorgungssicherheit verbesserte sich, da Kraftwerksausfälle und Schwankungen in der Stromnachfrage besser kompensiert werden konnten. Aufgrund des steigenden Elektrizitätsbedarfs wurden weitere Kraftwerke und Stromleitungen errichtet. Dabei lag sowohl die Stromerzeugung als auch der Stromtransport in der Hand der Energieversorgungsunternehmen, die in ihrem Versorgungsgebiet die Verantwortung in allen Bereichen trugen. Diese Entwicklungen führten zu der heutigen Situation, in der das Netz vor allem auf eine Stromerzeugung in zentralen Großkraftwerken angepasst ist. 7

2.1. Netzstruktur

Grundsätzlich wird das Stromnetz in Verteilungs- und Übertragungsnetze unterteilt (s. Tabelle 1). Übertragungsnetze sorgen für den überregionalen Stromtransport von den zentralen Großkraftwerken zu den Verbrauchsschwerpunkten. In Deutschland sind diese rund 35.000 Kilometer lang und werden von vier Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) betrieben. ⁸ Die übertragene Leistung, welche das Produkt von Stromstärke und Spannung ist, soll dabei möglichst hoch sein. Da die Stromstärke jedoch vom Leiterquerschnitt beschränkt wird, werden Netze mit Höchstspannungen von 220 oder 380 kV für den Transport hoher Leistungen verwendet. Der Strom fließt dabei als dreiphasiger Wechselstrom (Drehstrom). Nur wenige Letztverbraucher ⁹ , wie bspw. Aluminiumhütten, beziehen ihren Strom von diesen Netzebenen. Außerdem beinhaltet das Übertragungsnetz Kuppelstellen für den Energieaustausch mit den Nachbarländern im europäischen Verbundnetz. 10

⁵ Vgl. Kunz (2011), S. 6.

⁶ Vgl. VDE (2010), S. 16.

⁷ Vgl. Kunz (2011), S. 6.

⁸ Vgl. Kunz (2011), S. 6.

⁹ Vgl. § 3 Nr. 25 EnWG.

¹⁰ Vgl. SRU (2011a), S. 181 f.; Morcinek (2009).

Bestandsaufnahme der Netze 4

Für die Vielzahl der Letztverbraucher transformieren jedoch Umspannwerke den Strom von Höchstspannung stufenweise auf das Hoch-, Mittel- oder Niederspannungsniveau der regionalen und lokalen Verteilungsnetze. ¹¹ Das deutsche Verteilungsnetz teilt sich auf fast 1,7 Millionen Kilometer Länge auf und befindet sich im Eigentum von 866 Verteilungsnetzbetreibern (VNB). ¹² Somit entspricht die Gesamtlänge des deutschen Stromnetzes dem 45-fachen des Erdumfangs. 13

Tabelle 1: Strukturdaten des deutschen Stromnetzes 14

Wie viel Strom in den Kraftwerken erzeugt wird, ist vom Verbrauch und somit tages- und jahreszeitenabhängig. Die geringste Stromnachfrage erfolgt in Deutschland nachts und bildet die ständige Grundlast. Abgedeckt wird diese bisher von Braunkohle-, Kern- und Laufwasserkraftwerken, die ganzjährig in Betrieb sind. Zu Spitzenlastzeiten, in der Mittagszeit und am frühen Abend, steigt der Verbrauch deutlich an. Damit diese kurzfristigen Bedarfsspitzen schnell gedeckt werden können, werden Pumpspeicher- und Gasturbinenkraftwerke eingesetzt. Zwischen der ständig vorhandenen Grundlast und den kurzzeitig auftretenden Spitzenlasten liegt der Bereich der Mittellast, dessen stundenweise Belastung des Stromnetzes berechenbar ist. 15

¹¹ Vgl. SRU (2011a), S. 181; Bischoff (2011), S. 90; Kunz (2011), S. 6.

¹² Vgl. Kunz (2011), S. 6.

¹³ Vgl. Bischoff (2011), S. 90.

¹⁴ Vgl. Eigene Darstellung. Original: Bundesnetzagentur (2010a), S. 20.

¹⁵ Vgl. Amprion (2011a).

Bestandsaufnahme der Netze 5

Aus der Stromnachfrage ergibt sich ein Lastprofil (s. Abbildung 2). Dieses wird von den Kraftwerken „nachgefahren“, um Spannung und Frequenz konstant zu halten. Die unmittelbare Deckung der nachgefragten Strommenge ist die Grundvoraussetzung für eine stabile Stromversorgung. 16

Abbildung 2: Typisches Lastprofil in Deutschland im Sommer und Winter 17

2.2. Veränderung der Lastflüsse

Die Veränderung der Stromversorgung durch den Ausbau erneuerbarer Energien bringt auch eine Veränderung der Lastflüsse mit sich. Wie bereits in Kapitel 2.1 beschrieben, wird bei einer Stromversorgung durch konventionelle Kraftwerke der erzeugte Strom in das Übertragungsnetz eingespeist und anschließend zu niedrigeren Spannungsebenen trans-formiert. Deshalb spricht man auch von Vertikallast. „Traditionell“ ist das Stromnetz dementsprechend als „Einbahnstraße“ konzipiert. Wie Abbildung 3 zeigt, lösen erneuerbare Energien diese „Einbahnstraßen“ zeitweise auf. Stromerzeugungsanlagen auf Basis erneuerbarer Energien sind vorwiegend an das Verteilungsnetz angeschlossen. Lediglich größere Windparks, vor allem Offshore-Windparks, stellen hier eine Ausnahme dar. Diese erzeugen hohe Leistungen und werden daher an das Übertragungsnetz angeschlossen. Durch erneuerbare Energien erhält nun auch das Verteilungsnetz den Charakter eines Aufnahmenetzes, in welchem die Richtung der Lastflüsse aus der wetterabhängigen Stromerzeugung resultiert. Bereits heute kommt es an Tagen mit viel Wind und hoher Sonneneinstrahlung zu einem „Überschwappen“ von Strom aus Verteilungsnetzen in Übertragungsnetze. 18

¹⁶ Vgl. Kunz (2011), S. 6.

¹⁷ Eigene Darstellung: Original: Amprion (2011).

¹⁸ Vgl. Kunz (2011), S. 8 f.

Bestandsaufnahme der Netze 6

Weiterhin führen erneuerbare Energien zu einer Dezentralisierung der Stromerzeugung, da die Anlagen meist räumlich verteilt sind. Der Strom wird vermehrt dort produziert, wo er verbraucht wird, sodass es in gewisser Weise zu einer Entlastung der Übertragungsnetze kommt. Da die Erzeugung von Wind- und Sonnenstrom jedoch auch wetter- und tageszeitabhängig ist und diese Faktoren meist großräumig gleich sind, müssen fehlende Strommengen überregional kompensiert werden. Somit benötigt auch eine vollständige dezentrale Versorgung mit erneuerbarer Energie einen Stromtransport in Übertragungsnetzen. 19

Abbildung 3: Lastflüsse der deutschen Stromversorgung 20

Die größte Herausforderung einer regenerativen Vollversorgung, wie sie die in Kapitel 4 beschriebene Studie vorsieht, wird der Transport des im Norden erzeugten Offshore-Windstroms zu den Verbraucherzentren im Süden sein. Dies lässt sich nur durch einen

¹⁹ Vgl. Kunz (2011), S. 9.

²⁰ Eigene Darstellung. Original: Kunz (2011), S. 9.

Bestandsaufnahme der Netze 7

Ausbau der Übertragungsnetze realisieren. ²¹ Aus diesem Grund beschränkt sich die weitere Betrachtung innerhalb der vorliegenden Arbeit auf diese Netzbereiche.

2.3. Übertragungsnetzbetreiber

Bis vor wenigen Jahren teilte sich die vier großen Stromkonzerne E.ON, RWE, EnBW und Vattenfall das deutsche Stromnetz untereinander auf. Ihre Gebietsmonopole wurden staatlich anerkannt. ²² Mit Beginn der Strommarktliberalisierung in Deutschland im Jahr 1998 wurden Netzbetrieb, Stromerzeugung und der Vertrieb an Letztverbraucher rechtlich voneinander getrennt („Unbundling“). Der Wettbewerb sollte gefördert und dadurch die Kosten für die Verbraucher gesenkt werden. Somit konnten auch unabhängige Unternehmen in die Erzeugung und den Vertrieb von Strom einsteigen. Doch durch das „natürliche Monopol“ und fehlende Regulierungen änderte sich zunächst nur wenig an der Situation der Stromnetze. ²³ Erst mit Inkrafttreten der Novelle des Energiewirtschaftsgesetzes (EnWG) sowie den dazugehörigen Rechtsverordnungen im Juli 2005 wurden den Regulierungsbehörden des Bundes (Bundesnetzagentur) und der Länder (Landesregulierungsbehörden) Aufgaben im Bereich der Regulierung des Strom- und Gasmarktes übertragen. Hierzu zählen insbesondere Vorgaben zur Anreizregulierung sowie zur Missbrauchsaufsicht für die Gas- und Elektrizitätsversorgungsnetze. Die Bundesnetzagentur muss unter anderem Netzentgelte für die Durchleitung von Strom und beantragte Investitionen genehmigen und für einen freien Netzzugang für Lieferanten und Verbraucher sorgen. ²⁴ Das vorrangige Ziel ist eine Steigerung der Kosteneffizienz, um somit eine möglichst preisgünstige Stromversorgung zu schaffen. Auswahl, Optimierung und Planung von Netzausbaumaßnahmen liegen jedoch weiterhin in der Hand der Netzbetreiber. Die Bundesnetzagentur kann bspw. nur die Genehmigung für die Verwendung von Erdkabeln anstelle von Freileitungen geben, wenn diese zuvor vom Netzbetreiber in seinen Ausbauvorhaben beantragt wurde. 25

Der Strommarktliberalisierung in Deutschland ging die EU-Richtlinie zum Elektrizitätsbinnenmarkt von 1996 (96/92/EG), mit dem Ziel, einen gemeinsamen europäischen Energiebinnenmarkt zu schaffen, voraus. 2009 wurde die Richtlinie durch die Richtlinie 2009/72/EG abgelöst. Das übergeordnete Ziel eines funktionierenden Energiebinnenmarktes bis 2015 blieb jedoch bestehen. Die Förderung des Wettbewerbs und eine kosteneffiziente Energieerzeugung sind dabei die Hauptziele der EU-Kommission. Als Stromtransitland zwischen den west- und osteuropäischen Märkten wird Deutschland an Bedeutung gewin-

²¹ Vgl. Bischoff (2011), S. 90.

²² Vgl. Morcinek (2009).

²³ Vgl. Kunz (2011), S. 13.

²⁴ Vgl. Bundesnetzagentur (2009).

²⁵ Vgl. Kunz (2011), S. 15.

Bestandsaufnahme der Netze 8

nen. Die Kapazitäten der existierenden Grenzkuppelstellen und Höchstspannungsleitungen zwischen den einzelnen Nationen reichen jedoch für einen europaweiten Wettbewerb nicht aus. Der grenzüberschreitende Stromtransport erfordert einen enormen Ausbau der Netzinfrastruktur. 26

Von den vier großen Energieversorgungsunternehmen (EVU) in Deutschland haben in den letzten Jahren drei ihre Übertragungsnetze verkauft. E.ON verkaufte 2009, nach einem langjährigen Kartellstreit in Brüssel, seine Netze an den niederländischen Netzbetreiber TenneT. Das Netz von Vattenfall übernahm 2010 der belgischen Netzbetreiber Elia mit seinem Tochterunternehmen 50Hertz Transmission. Hierbei dürften auch die Regelzonen von E.ON und Vattenfall eine Rolle gespielt haben. Diese liegen an den Küsten, sodass durch den Ausbau der Offshore-Windenergie hohe Investitionen zu erwarten sind. Auch die RWE AG gab am 14.07.2011 bekannt, dass sie 75 % des konzerneigenen Netzbetreibers Amprion an ein Konsortium deutscher Finanzinvestoren verkaufen werde. ²⁷ Somit wäre die EnBW AG das letzte große Energieversorgungsunternehmen, das noch im Besitz eigener Übertragungsnetze ist. 28

Aktuell wird das deutsche Übertragungsnetz von den folgenden vier Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) in vier Regelzonen betrieben (s. Abbildung 4):

- EnBW Transportnetze AG,

- TenneT TSO GmbH (Tochter des niederländischen Netzbetreibers TenneT Holding B.V., erster grenzüberschreitender ÜNB in Europa; ehem. E.ON Netz GmbH)

- Amprion GmbH (Tochterunternehmen von RWE; ehem. RWE Transportnetz Strom GmbH),

- 50Hertz Transmission GmbH (ehem. Vattenfall Europe Transmission GmbH). 29

²⁶ Vgl. Krane (2007), S. 1; Kunz (2011), S. 5, 12.

²⁷ Vgl. RWE (2011).

²⁸ Vgl. Volmer (2010); Kunz (2011), S. 14.

²⁹ Vgl. Bundesnetzagentur (2011a), S. 7; SRU (2011a), S. 181.

Bestandsaufnahme der Netze 9

Abbildung 4: Das deutsche Höchstspannungsnetz 30

Gemäß § 11 Abs. 1 des Gesetzes über die Elektrizitäts- und Gasversorgung (Energiewirtschaftsgesetz - EnWG) sind diese Unternehmen dazu „[…] verpflichtet, ein sicheres, zuverlässiges und leistungsfähiges Energieversorgungsnetz diskriminierungsfrei zu betreiben, zu warten und bedarfsgerecht zu optimieren, zu verstärken und auszubauen […]“ ³¹ .

³⁰ Eigene Darstellung. Original: Kunz (2011), S. 7.

³¹ § 11 Abs. 1 EnWG.

Bestandsaufnahme der Netze 10

Weiterhin müssen nach § 12 EnWG die Netzbetreiber den Austausch im nationalen und internationalen Verbund und die Bereitstellung von Übertragungskapazitäten gewährleisten. 32

Bei der Umsetzung dieser Pflichten kommt es jedoch zu Interessenskonflikten:

- Ein Ausbau von Interkonnektorkapazitäten, der sowohl für einen europäischen Strombinnenmarkt als auch zum Ausgleich von Leistungsschwankungen erneuerbarer Energien, insbesondere Windkraft und Photovoltaik, notwendig ist, kann zu einem höheren Wettbewerb auf den Strommärkten führen. Dies würde die Erlöse vieler vertikal integrierter Erzeugungsunternehmen reduzieren.

- Der diskriminierungsfreie Anschluss neuer Kraftwerke soll neuen Erzeugern den Zugang zum Markt ermöglichen, wodurch die Marktanteile der großen Energieversorger sinken würden.

- Weiterhin wird eine Ausrichtung der Netzplanung am Bedarf erneuerbarer Energien gefordert. Auch hierdurch könnten die Marktanteile reduziert werden. Gleichzeitig besteht ein Interesse der Erzeugungsgesellschaften am Ausbau der Netze, um ihre eigenen Erneuerbare-Energien-Anlagen und konventionellen Kraftwerke einspeisen zu können. 33

In der Vergangenheit haben die ÜNB ihre Aufgaben erfüllt und somit eine zuverlässige Stromversorgung sichergestellt. Unklar ist jedoch, inwieweit die Transformationsprozesse, welche die Energiewende mit sich bringt, von den Netzbetreibern mitgetragen werden. Vor allem die genannten Interessenskonflikte der vertikal integrierten Netzbetreiber werden hierbei eine entscheidende Rolle spielen. 34

2.4. Technologien im Übertragungsnetz

In den folgenden Unterkapiteln werden die heute üblichen Basistechnologien aber auch innovative Technologien im Bereich der Übertragungsnetze beschrieben. Dabei gelten momentan Freileitungen bis 400 kV zu den wichtigsten und günstigsten Basistechnologien. Das deutsche Höchstspannungsnetz besteht fast ausschließlich aus Freileitungen. Neben Freileitungen werden auch Erdkabel verwendet, auf Höchstspannungsebene gelten diese jedoch noch als innovativ. Übertragungstechniken mithilfe von Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) oder Gasisolierten Leitungen (GIL) sind zwar nicht neu, deren

³² Vgl. Bundesnetzagentur (2010a), S. 9; §12 EnWG.

³³ Vgl. Brodersen/Nabe (2009), S. 65 f.

³⁴ Vgl. Brodersen/Nabe (2009), S. 66.

Bestandsaufnahme der Netze 11

Anwendung hält sich bislang allerdings in Grenzen und erfordert noch weitere Erkenntnisse. 35

2.4.1. Freileitungen Grundlegende Technologie

Durch ihr auffälliges Erscheinungsbild stellen Freileitungen wohl die bekannteste Übertragungstechnik dar. Für gewöhnlich besteht eine Freileitung aus mehreren Masten mit Fundamenten sowie den Freileitungsstromkreisen und den dazugehörigen Isolatoren. Die Bauform, Bauart und Dimensionierung der Masten ist abhängig von unterschiedlichen Faktoren, wie z. B. die Anzahl der Stromkreise, deren Spannungsebene sowie mögliche Mastabstände. Auch einzuhaltende Begrenzungen, wie die Breite des Schutzstreifens und die Masthöhe, spielen eine wichtige Rolle. 36

Abbildung 5 zeigt anhand einer Mehrfachleitung mit Doppelsystemen und drei Spannungsebenen die typischen Bestandteile eines Freileitungssystems. Die eigentlichen Leiterseile bzw. -bündel sind über Isolatoren an den Traversen aufgehängt. Der Leiterseilkern besteht heute aus Stahldrähten und ist mit mehreren Lagen Aluminium ummantelt. Der Mast selbst wird über ein Erdungsseil geerdet. Ohne großen Aufwand lassen sich mehrere Drehstromsysteme unterschiedlicher Spannungen über solche Masten führen. 37

Je nach Ausführung erreichen 380-kV-Freileitungsmasten eine Höhe von 40 bis 60 m und eine Traversenausladung von 2 x 10-15 m. Die mittlere Spannweite zwischen zwei Masten beträgt in der 380-kV-Ebene etwa 375 m. Der Schutzstreifen, in dem Bewuchs und Bauhöhen beschränkt sind, ist ca. 2 x 40 m breit. ³⁸ Solch ein System kann Leistungen von 1.500 MVA bis 2.400 MVA übertragen. 39

Bisherige Realisierungen und Erfahrungen

Bereits in den 1930er Jahren wurden die ersten 380-kV-Freileitungen geplant und errichtet. Heute gelten Freileitungen als die grundlegende Übertragungstechnik im Bereich Höchstspannung und haben sich weltweit als Standard durchgesetzt. In Europa beläuft sich die Länge aller Höchstspannungsfreileitungen (220-kV- und 380-kV-Freileitungen) auf insgesamt 220.000 Systemkilometer. Freileitungen können ca. 80 bis 100 Jahre betrieben werden. Nach 40 Jahren muss jedoch ein Austausch der Verseilung erfolgen. Die Techno-

³⁵ Vgl. Bischoff (2011), S. 91; VDE (2010), S. 24.

³⁶ Vgl. VDE (2010), S. 24 f.

³⁷ Vgl. Brakelmann (2004), S. 6; VDE (2010), S. 28.

³⁸ Vgl. Oswald (2005), S. 23; VDE (2010), S. 25.

³⁹ Vgl. IEAW/FGH/ISET (2007), S. 117.

Bestandsaufnahme der Netze 12

logie gilt als weitestgehend ausgereift, sodass mittelfristig keine größeren Fortentwicklungen zu erwarten sind. 40

Abbildung 5: Mehrfachleitung mit Doppelsystemen der Spannungen 380 kV (Viererbündel), 220 kV (Zweier-

bündel) und 110 kV (1 Seil) 41

Kosten

Die Investitionskosten für eine Freileitung klassischer Bauart, die für zwei 380-kV-Stromkreise und die Übertragung von 2.000 bis 3.000 MW ausgelegt ist, betragen rund 1 Mio. €/km. 42

Vorteile

Freileitungen zeichnen sich bis heute gegenüber allen anderen Übertragungstechniken vor allem durch ihre relativ niedrigen Kosten aus. Durch die oberirdische Installation von Freileitungen sind alle Bauteile gut zugänglich und können relativ einfach gewartet, instandgehalten und repariert werden. Fehler können sehr schnell erkannt und behoben werden. Die durch den Stromfluss entstehende Verlustwärme kann direkt an die Luft abgegeben werden. Dadurch können Freileitungen auch zeitweiligen Überbelastungen von über 10 Minuten problemlos standhalten. 43

Einschränkungen

Durch den Eingriff in das Landschaftsbild kommt es häufig zu Akzeptanzproblemen. Zahlreiche Bürgerbewegungen oder Umweltschutzorganisationen setzen sich immer

⁴⁰ Vgl. Oswald (2005), S. 9; VDE (2010), S. 27 f.

⁴¹ Eigene Darstellung: Original: Brakelmann (2004), S. 6.

⁴² Vgl. VDE (2010), S. 28.

⁴³ Vgl. Cole/De Jonghe/Belmans (2008), S. 13; VDE (2010), S. 28.

Bestandsaufnahme der Netze 13

wieder gegen den Bau von Freileitungen ein. Auch die Einschränkungen von Bewuchs und Bebauung innerhalb des Schutzstreifens werden dabei häufig als Argument gegen Freileitungen genannt. 44

2.4.2. Erdkabel Grundlegende Technologie

Als Alternative zu oberirdischen Freileitungen stehen grundsätzlich unterirdische Kabel zur Verfügung. Heute werden überwiegend VPE-Kabel eingesetzt, bei denen der innere Kupferleiter durch eine Schicht aus vernetztem Polyethylen (VPE) vom Kabelschirm isoliert wird (s. Abbildung 6). Da die Länge eines Kabels durch die Größe der Kabeltrommel begrenzt ist, werden mehrere Einzelabschnitte mithilfe von Muffen verbunden. Die elektrischen Verhältnisse an den Verbindungsstellen dürfen nicht gestört werden, sodass die Auslegung und Installation der Muffen sehr aufwändig ist. Um das Spannungsniveau auch über weite Strecken konstant zu halten, müssen im Abstand von 30 bis 50 km so genannte Blindleistungskompensationseinrichtungen errichtet werden. 45

Abbildung 6: 380-kV-VPE-Einleiterkabel, Kupferquerschnitt 2.500 mm², Außendurchmesser 14,2 cm 46

Ein Kabelsystem mit drei Einleiterkabeln und einer Querschnittsfläche von jeweils 2.500 mm², wie es in Abbildung 6 dargestellt ist, kann ohne weitere Kühlvorrichtungen rund 1.000 MVA Leistung übertragen. Um bei gleicher zu übertragender Leistung ein 380-kV-Freileitungssystem zu ersetzen, werden mindestens zwei 380-kV-Kabelsysteme benötigt. Somit sind für die Verkabelung einer 380-kV-Freileitung mit zwei Drehstromsystemen vier 380-kV-Kabelsysteme mit jeweils drei Phasen erforderlich (4 x 3 x 2.500 mm²). Unter Berücksichtigung der thermischen Belastung ist dafür ein 2 m tiefer und 15 m breiter Kabelgraben vorzusehen. Zusammen mit dem Arbeitsstreifen führt dies zu einer Gesamtbreite von bis zu 40 m. In Waldgebieten muss ein weiterer seitlicher Abstand von jeweils 5 m berücksichtigt werden, um einen Wurzeleinwuchs ins Kabelbett zu verhindern. 47

⁴⁴ Vgl. VDE (2010), S. 28.

⁴⁵ Vgl. VDE (2010), S. 29.

⁴⁶ Eigene Darstellung. Original: Oswald (2005), S. 11.

⁴⁷ Vgl. VDE (2010), S. 29 f.

Bestandsaufnahme der Netze 14

Durch die Fortentwicklung von VPE-Kabeln, Muffen und weiterer Komponenten ist zukünftig von einer zunehmenden Lebensdauer sowie sinkender Störanfälligkeit auszugehen. Eine entsprechende Nachfrage führt zusätzlich zu Lerneffekten. Verbesserte Produktionsabläufe ermöglichen eine höhere Qualität und sinkende Produktionskosten. 48

Bisherige Realisierungen und Erfahrungen

Im Spannungsbereich bis 110 kV, vereinzelt auch 220 kV, gehören Kabelinstallationen heute zum Standard. Dabei konnten sich VPE-Kabel gegen Öldruck- und Gasaußendruckkabel durchsetzen. Auf 380-kV-Ebene gibt es bisher sowohl national als auch international nur wenige Betriebserfahrungen. In Dänemark wurde 1997 mit 22 km die bisher längste 380-kV-VPE-Kabelstrecke errichtet, welche Kopenhagen an das dänische Verbundnetz anbindet. Auch in Berlin befinden sich zwei 380-kV-Doppelkabelsysteme (Baujahr: 1998 bzw. 2000, Kabellänge: 6,3 bzw. 5,4 km), die jedoch in einem zwangsbelüfteten Tunnel zum Einsatz kommen. Durch das Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) von 2009 wurde der Rahmen für einen weiteren Ausbau von Erdkabeln auf Pilotstrecken geschaffen. ⁴⁹ Nach heutiger Auslegung der VPE-Kabel ist eine Lebensdauer von mindestens 40 Jahren gewährleistet. 50

Kosten

Für Kabelsysteme fallen im Allgemeinen höhere Kosten als für Freileitungen an. Die Kostendifferenz ist dabei nicht linear, sondern steigt bei höherer Leistung und steigenden Spannungsebenen extrem an. Auch die Gegebenheiten vor Ort, vor allem die Bodenbeschaffenheit und die damit zusammenhängenden Tiefbaukosten, beeinflussen die Gesamtkosten sehr stark. Für 380-kV-Kabelanlagen mitsamt den notwendigen Kompensationsanlagen kann von Investitionskosten ausgegangen werden, die dem 4- bis 10-fachen einer Freileitung mit vergleichbarer Übertragungsleistung entsprechen. Die Kosten für Unterhaltung, Wartung und Verluste fallen niedriger aus als bei Freileitungen. Für das Auffinden einer Störung und dessen Beseitigung sind die Kosten und der Zeitaufwand jedoch höher. 51

Vorteile

Im Vergleich zu Freileitungen bringen Erdkabel ästhetische Vorteile mit sich, da die Sichtbarkeit der Leitungsverbindung begrenzt ist. Dadurch ist eine höhere soziale Akzeptanz gegeben. Wartungsarbeiten fallen lediglich für Kompensationseinrichtungen an. Das Kabel selbst ist nach dem Verlegen nahezu wartungsfrei. Die durch den Stromfluss entstehenden

⁴⁸ Vgl. VDE (2010), S. 31.

⁴⁹ Vgl. Oswald (2005), S. 9; VDE (2010), S. 30.

⁵⁰ Vgl. IEAW/FGH/ISET (2007), S. 120.

⁵¹ Vgl. Cole/De Jonghe/Belmans (2008), S. 14; VDE (2010), S. 31.

Bestandsaufnahme der Netze 15

Magnetfelder haben zwar die gleiche Größenordnung wie bei Freileitungen, konzentrieren sich jedoch auf eine kleinere Fläche. Durch den besseren Schutz vor Umwelteinflüssen, wie Blitze oder Eis, weisen Erdkabel eine geringere Fehlerhäufigkeit als Freileitungen auf. 52

Einschränkungen

Durch den Bau der Kabelbettung und die damit verbundenen Eingriffe in Natur und Landschaft ist die Installation von Kabeln vergleichsweise aufwändig. Eine Bebauung und Bepflanzung mit tiefwurzelndem Bewuchs innerhalb des Schutzstreifens ist nicht erlaubt. Die technisch aufwändigen Kompensationsanlagen und Muffenverbindungen stellen ebenfalls einen Nachteil der Erdkabel dar; ebenso wie die wesentlich längere Reparaturdauer, die eine längere Nichtverfügbarkeit im Falle eines Fehlers mit sich bringt. Oftmals sind Fehler durch Dritte (z.B. Bagger) verschuldet. Um eine Überlastungsüberhitzung zu vermeiden, müssen bei einem Betrieb von Erdkabeln in vermaschten Systemen hinreichende betriebliche Reserven berücksichtigt werden. 53

2.4.3. Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) Grundlegende Technologie

Bei der Hochspannungsgleichstromübertragung wird Drehstrom zunächst in Gleichstrom gewandelt, anschließend mithilfe von Freileitungen oder Kabeln transportiert und schließlich wieder in Drehstrom gewandelt. HGÜ eignen sich hervorragend für den Transport von Energie über große Strecken, da durch den Betrieb mit Gleichstrom die Verluste geringer sind. Die Umwandlungsprozesse finden jeweils in sog. Umrichterstationen statt. Bei der HGÜ unterscheidet man zwischen zwei Stromrichtertechniken: die klassische HGÜ, welche einen netzgeführten Stromrichter verwendet, und die VSC-HGÜ (Voltage Source Converter), bei welcher der Stromrichter selbstgeführt wird. Bei der klassischen HGÜ treten im Vergleich zur VSC-HGÜ höhere Verluste in den Umrichtern auf. 54

Bisherige Realisierungen und Erfahrungen

Klassische HGÜ

Bei der klassischen HGÜ können heute Leistungen von 300 bis 6.400 MW bei Spannungen von bis zu ±800 kV übertragen werden. Üblicherweise erfolgt die Übertragung an Land mit Gleichstromfreileitungen. Weltweit gibt es zahlreiche realisierte Projekte. Da sich eine Nutzung an Land erst ab 500 km rentiert, kommt die HGÜ-Technik in Europa aufgrund der geringen Übertragungswege bislang nur bei Seekabelverbindungen zum Einsatz, bei denen

⁵² Vgl. VDE (2010), S. 31.

⁵³ Vgl. VDE (2010), S. 32.

⁵⁴ Vgl. Bischoff (2011), S. 91; Cole/De Jonghe/Belmans (2008), S. 16; VDE (2010), S. 36.

Bestandsaufnahme der Netze 16

sich dies bereits ab 50 km Länge rechnet. ⁵⁵ Aus deutscher Sicht ist hier das Seekabel „Baltic Cable“ zwischen Deutschland und Schweden zu nennen, das 1994 mit einer Betriebsspannung von 450 kV und einer Übertragungsleistung von 600 MW in Betrieb genommen wurde. 56

VSC-HGÜ

Bei der VSC-HGÜ liegt der Leistungsbereich zwischen 50 und 1.200 MW, wobei eine Spannung von bis zu ±320 kV erreicht wird. Zur Stromübertragung werden üblicherweise VPE-Kabel eingesetzt. ⁵⁷ In Deutschland wurde diese Technik für den Anschluss des Offshore-Windparks „BARD Offshore 1“ nordwestlich der Insel Borkum verwendet. Dabei verbindet ein HGÜ-Kabel mit einer Übertragungskapazität von 400 MW das Umspannwerk auf der Plattform „BorWin1“ mit dem Festland. Dieses bildet mit einer Länge von über 200 km die längste Verbindung zum Anschluss eines Offshore-Windparks. 58

Kosten

Die Kosten einer HGÜ sind stark von der jeweiligen Übertragungsaufgabe abhängig. Im Vergleich zu einer Drehstromleitung sind die Kosten der Gleichstromleitung (Freileitung oder Kabel) bei gleicher Leistungsübertragung aufgrund der niedrigeren Verluste, der Materialeinsparungen und einer kompakteren Bauweise geringer. Unter Berücksichtigung der Kosten für die Umrichterstationen sind auf kurzen Übertragungsstrecken jedoch Drehstromübertragungen wirtschaftlicher. 59

Vorteile

Durch den Betrieb mit Gleichstrom entstehen bei HGÜ-Kabeln keine dielektrischen Verluste, sodass sich das Kabel nicht zusätzlich erwärmt. Insgesamt ist eine Übertragung mit Gleichstrom wesentlich verlustärmer als eine Drehstromübertragung. Da die Länge einer Übertragungsstrecke lediglich durch den ohmschen Widerstand des Leiters begrenzt wird, sind für praktische Anwendungen kaum Längengrenzen gesetzt. Ein großer Vorteil der HGÜ ist, dass sie nicht überlastet werden kann. Daher eignet sie sich besonders zum Transport großer Leistungen von Großkraftwerken oder Windparks über weite Distanzen zu den Verbrauchszentren. 60

⁵⁵ Vgl. Bischoff (2011), S. 91; VDE (2010), S. 42 f.

⁵⁶ Vgl. Baltic Cable AB (2011).

⁵⁷ Vgl. Bischoff (2011), S. 91; VDE (2010), S. 43.

⁵⁸ Vgl. Bischoff (2011), S. 89-91; TenneT (2011).

⁵⁹ Vgl. VDE (2010), S. 44.

⁶⁰ Vgl. Bischoff (2011), S. 91 f.; VDE (2010), S. 45.

Bestandsaufnahme der Netze 17

Einschränkungen

Einen Nachteil der HGÜ bilden die Basiskosten für die Umrichterstationen, die an den Enden der Übertragungstrecke für die Umwandlung in Gleich- bzw. Drehstrom verantwortlich sind. Um ein Gleichstromnetz aufzubauen, werden weiterhin Gleichstromschalter benötigt, die sich jedoch für die entsprechenden Spannungen noch in der Entwicklungsphase befinden. 61

2.4.4. Gasisolierte Leitungen (GIL) Grundlegende Technologie

Gasisolierte Leitungen (GIL) bestehen aus einem spannungsführenden Aluminium-Leiterrohr, welches von einem nahtlos geschweißten, gasdichten und geerdeten Aluminium-Mantelrohr umgeben ist (s. Abbildung 7). Zwischen Leiter- und Mantelrohr befindet sich ein Isoliergasgemisch aus 20 % Schwefelhexafluorid (SF 6 ) und 80 % Stickstoff. Das gesamte Rohrsystem ist alle 20 bis 1.200 m in abgeschottete Teilbereiche unterteilt, um bei einer Beschädigung die austretende Gasmenge einzuschränken. GIL können sowohl im Erdreich als auch in einem Tunnel verlegt werden. Die Trassenbreite bei Erdverlegung beträgt rund 7 m. ⁶² Durch die sehr gute Isolierung können GIL bei Spannungen bis zu 550 kV eingesetzt werden. ⁶³ Die übertragbare Leistung beträgt bei einer Spannung von 380 kV zwischen 1.600 und 4.000 MVA. 64

Abbildung 7: 380-kV-Gasisolierter Rohrleiter: Kapseldurchmesser außen 517 mm, innen 500 mm, Leiterdurch-

messer außen 180 mm, innen 156 mm 65

⁶¹ Vgl. VDE (2010), S. 46.

⁶² Vgl. IEAW/FGH/ISET (2007), S. 114; Oswald (2005), S. 10; VDE (2010), S. 34.

⁶³ Vgl. Cole/De Jonghe/Belmans (2008), S. 15.

⁶⁴ Vgl. IEAW/FGH/ISET (2007), S. 117.

⁶⁵ Eigene Darstellung: Original: Siemens (2010), S. 8.

Bestandsaufnahme der Netze 18

Technisch sind GIL weitestgehend ausgereift. Lediglich im Rahmen der Verlegetechnik sind mittelfristig Weiterentwicklungen zu erwarten. 66

Bisherige Realisierungen und Erfahrungen

Die ersten GIL wurden in den 1970er Jahren gebaut und befinden sich heute noch in Betrieb, ohne dass es zu technischen Problemen kam. Zunächst wurden Rohrleitungen stets in Tunneln verlegt, mittlerweile wurden jedoch auch erste Erdverlegungen durchgeführt. ⁶⁷ 2010 hat der Netzbetreiber Amprion im Rahmen eines Pilotprojektes eine bestehende Höchstspannungsfreileitung auf ein Kilometer Länge mithilfe der GIL-Technik in die Erde verlegt. ⁶⁸ Weitere GIL sind bei Staudamm-Bauten in China in Planung. Auch der Anschluss von Offshore-Windparks ist zukünftig mit GIL denkbar. Aus wirtschaftlichen Gesichtspunkten sind GIL jedoch bislang nur für den Transport großer Strommengen über kurze Strecken interessant. Bei ihrer Lebensdauer kann von mindestens 50 Jahren ausgegangen werden. 69

Kosten

Die Kosten einer GIL betragen etwa das 6- bis 12-fache einer Freileitung gleicher Leistung. Bei großen Übertragungsleistungen gelten sie im Vergleich zu Kabeln jedoch als wettbewerbsfähig. 70

Vorteile

GIL besitzen eine deutlich höhere Übertragungsfähigkeit als VPE-Kabel, sodass sie beim Transport hoher Leistungen Freileitungen ersetzen können. Da nahezu jede Trassenführung möglich ist, können GIL dort eingesetzt werden, wo die Errichtung einer Freileitung nicht möglich ist. Auch ein Einsatz über längere Distanzen ist ohne Blindleistungskompensation möglich. 71

Einschränkungen

Aufgrund der hohen Baukosten werden GIL bislang nur über kurze Strecken eingesetzt, bspw. bei der Anbindung von Lastzentren an das Stromnetz. Sollte es innerhalb der GIL zu einem Fehler kommen, sind längere Wartungsarbeiten notwendig. Ein weiterer Nachteil der GIL-Technik ist die Verwendung des Treibhausgases SF 6 , dessen Freisetzung im Fehlerfall problematisch ist. 72

⁶⁶ Vgl. VDE (2010), S. 36.

⁶⁷ Vgl. VDE (2010), S. 35 f.

⁶⁸ Vgl. Amprion (2011b).

⁶⁹ Vgl. Cole/De Jonghe/Belmans (2008), S. 15; VDE (2010), S. 35.

⁷⁰ Vgl. VDE (2010), S. 35.

⁷¹ Vgl. VDE (2010), S. 36.

⁷² Vgl. VDE (2010), S. 36.

Bestandsaufnahme der Netze 19

2.5. Netzzustand

Neben den Anforderungen an die Netze, die der Ausbau erneuerbarer Energien und ein wachsender internationaler Strommarkt mit sich bringen, ist auch der bestehende Netzzu-stand für den künftigen Investitionsbedarf für Ausbau, Erhaltung und Erneuerung der Netze ausschlaggebend. Als Ende des Jahres 2005 im Münsterland zahlreiche Hoch- und Mittelspannungsmasten nach starken Schneefällen zusammenknickten und 250.000 Menschen bis zu vier Tage ohne elektrische Energie leben mussten, kam es zu Diskussionen über die Versorgungssicherheit und die eventuelle Vernachlässigung der Instandhaltungspflicht durch die Netzbetreiber. 73

Die ÜNB waren bisher verpflichtet, der Bundesnetzagentur alle zwei Jahre jeweils einen Bericht über den Netzzustand und den Netzausbau gemäß § 12 Abs. 3 a EnWG vorzulegen. Anhand dessen beaufsichtigt die Bundesnetzagentur den bedarfsgerechten Netzausbau und veröffentlicht wiederum selbst eine Auswertung der vorgelegten Berichte. Mit der Umsetzung der EU-Richtlinie 2009/72/EG in deutsches Recht werden die Berichte der ÜNB künftig durch einen gemeinschaftlichen zehnjährigen Netzentwicklungsplan ersetzt. Dieser muss jedes Jahr erneut vorgelegt werden und enthält Angaben über den Ausbau der Übertragungsinfrastrukturen in den kommenden zehn Jahren. 74

Abbildung 8: Durchschnittsalter der Betriebsmittel der ÜNB 75

⁷³ Vgl. Kunz (2011), S. 13.

⁷⁴ Vgl. Bundesagentur (2011), S. 7 f.

⁷⁵ Eigene Darstellung. Daten: Bundesnetzagentur (2011a), S. 33.

Bestandsaufnahme der Netze 20

Der aktuelle Bericht der Bundesnetzagentur zur Auswertung der Netzzustands- und Netzausbauberichte gibt einen Überblick über die Altersstruktur der Stromnetze. Mit Ausnahme der 220-kV-Masten weichen hier die Angaben der ÜNB zum Durchschnittsalter der Betriebsmittel nur unwesentlich voneinander ab. Abbildung 8 zeigt die aggregierten Altersangaben aller ÜNB für die Jahre 2005, 2007 und 2009.

Im Bereich der Höchstspannungs-Masten (HöS-Masten) weisen die 220-kV-Masten mit rund 53 Jahren (Stand: 31.12.2009) das höchste Durchschnittsalter auf. Mit einem Alter von 80 bis 85 Jahren findet man in diesem Bereich auch die ältesten deutschen Masten auf Höchstspannungsebene. Die 380-kV-Masten sind mit einem Durchschnittsalter von rund 37 Jahren (Stand: 31.12.2009) zwar deutlich jünger, doch auch in dieser Kategorie finden sich Betriebsmittel mit einem Alter von 70 bis 85 Jahren. 76

Nach einhelliger Auffassung können die 220-kV-Netze die gestiegenen Transitanforderungen, die durch einen internationalen Stromhandel für Deutschland als Transitland entstehen, nicht erfüllen. Die Übertragungsnetzstruktur bedarf diesbezüglich im Bereich der 380kV-Netze einer Erneuerung, Erweiterung und Optimierung. ⁷⁷ Diese Netzumstrukturierung wird von allen ÜNB verfolgt, wodurch es zu einem Rückbau oder längerfristig sogar Wegfall der 220-kV-Netze kommen wird. Dazu werden entweder alte 220-kV-Masten durch neue 380-kV-Masten ersetzt, sodass das Durchschnittsalter auf 380kV-Ebene sinkt, oder die 220-kV-Masten werden für einen Betrieb mit 380-kV-Leitungen umgerüstet und optimiert, wodurch sich das Durchschnittsalter der 380-kV-Masten erhöht. 78

Im Bereich der HöS/HöS-Transformatoren führt ein Rückbau der 220-kV-Netze zu einer Verringerung der Anzahl in der 380-kV/220-kV-Umspannebene. Langfristig könnten diese bei einigen ÜNB sogar komplett entfallen. 79

Weiterhin enthält der Bericht der Bundesnetzagentur eine Statistik über Versorgungsunterbrechungen, welche sich der Meldepflichten der ÜNB bei Versorgungsstörungen (§ 52 EnWG) bedient. Auf Grundlage dieser Statistik berechnet die Bundesnetzagentur jährlich eine Nichtverfügbarkeit in Minuten je Letztverbraucher. In diese Berechnung fließen „[…] nur ungeplante Unterbrechungen, die länger als 3 Minuten dauern und die auf atmosphärische Einwirkungen, Einwirkungen Dritter, Zuständigkeit des Netzbetreibers und Rückwirkungsstörungen aus anderen Netzen beruhen […]“ ⁸⁰ ein. 2009 lag die Nichtverfügbarkeit im Durchschnitt bei 14,63 Minuten je Letztverbraucher und hat sich somit im Ver-

⁷⁶ Vgl. Bundesnetzagentur (2011a), S. 33 f.

⁷⁷ Vgl. Bundesnetzagentur (2011a), S. 10.

⁷⁸ Vgl. Bundesnetzagentur (2011a), S. 34.

⁷⁹ Vgl. Bundesnetzagentur (2011a), S. 34.

⁸⁰ Bundesnetzagentur (2011a), S. 36.

Bestandsaufnahme der Netze 21