Häufig gestellte Fragen und unsere Antworten

Der wichtigste Grund für den dringenden Um- und Ausbaubedarf im Übertragungsnetz ist die Energiewende. Durch den Zubau von Erneuerbare-Energien-Anlagen (EE-Anlagen) wird der Strom vielfach nicht mehr in großen Kraftwerken dort produziert, wo er verbraucht wird, sondern in dezentralen Anlagen in Gegenden, wo die erneuerbaren Energien am besten genutzt werden können. Diese Standorte liegen – vor allem was die Windenergie angeht – häufig in Nord- und Ostdeutschland. Schon heute produzieren viele Regionen mehr Strom, als sie selbst verbrauchen. Der Überschuss muss in die Verbrauchszentren in Süd- und Westdeutschland transportiert werden, die diesen Strom gut gebrauchen können. Diese Transportaufgabe übernimmt das Übertragungsnetz. Das erklärt den Netzausbau auf der 380-Kilovolt(kV)-Ebene – der Höchstspannungsebene – obwohl die meisten EE-Anlagen auf niedrigeren Netzebenen angeschlossen sind. 50Hertz ist für das Höchstspannungsnetz im Norden und Osten Deutschlands zuständig. In dieser Regelzone wird überproportional viel Strom aus erneuerbaren Energien erzeugt. Darum verstärkt 50Hertz das Netz und baut neue Leitungen dort, wo es notwendig ist.

Weitere Informationen entnehmen Sie unserem Positionspapier zum Thema Netzausbau (Download PDF, 251 KB)

50Hertz erstellt jährlich zusammen mit den drei anderen deutschen Übertragungsnetzbetreibern TenneT TSO, Amprion und TransnetBW einen Netzentwicklungsplan (NEP). In diesem werden die Netzausbaumaßnahmen identifiziert, die in den nächsten zehn Jahren erforderlich sind, um einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb zu gewährleisten. Bei der Erstellung des NEP besteht für die Öffentlichkeit die Möglichkeit, sich im Rahmen von Konsultationen einzubringen.

Am Anfang jedes NEP steht die Erarbeitung eines Szenariorahmens. Dieser umfasst mindestens drei Entwicklungspfade (Szenarien), die für die nächsten zehn bzw. zwanzig Jahre die Bandbreite wahrscheinlicher Entwicklungen hinsichtlich Energieverbrauch und -erzeugung darstellen. Die Szenarien, die von den Netzbetreibern im Jahr 2012 vorgeschlagen wurden, basierten auf ausgewählten Studien unabhängiger Forschungsinstitutionen sowie des Verbandes der europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E). Aufbauend auf den Erzeugungsszenarien wird im Rahmen der Netzentwicklungspläne zunächst das Marktverhalten simuliert (welche Erzeuger speisen wie ein?) und dann der Netzausbaubedarf ermittelt. Dazu werden die Belastungen der einzelnen Leitungen anhand eines knoten- und leitungsscharfen europäischen Netzmodells für Deutschland abgebildet. Für jede Stunde eines Jahres werden Erzeugungs- und Verbrauchsdaten aus einer gesamteuropäischen Marktmodellierung eingelesen, die den Kraftwerkseinsatz für Deutschland und Europa im Zieljahr ermittelt. Weiterhin werden auch Importe und Exporte aus europäischen Nachbarländern berücksichtigt. Die Identifizierung des Netzausbaubedarfs erfolgt dabei nach dem NOVA-Prinzip: Netz-Optimierung vor Verstärkung vor Ausbau.

Der von den Übertragungsnetzbetreibern vorgelegte Entwurf des NEP wird von der Bundesnetzagentur geprüft und muss anschließend von ihr bestätigt werden. Spätestens alle drei Jahre beschließt der Deutsche Bundestag das Bundesbedarfsplangesetz, das die vordringlichen Netzausbaumaßnahmen enthält. So war der NEP 2012 Grundlage des im Jahr 2013 verabschiedeten und aktuell gültigen Bundesbedarfsplangesetzes.

Die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien konzentriert sich dort, wo die Wind- bzw. Sonnenausbeute am höchsten ist und die entsprechenden Flächen zur Verfügung stehen. In der Folge findet ein großer Anteil der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien in relativ dünn besiedelten Regionen mit viel Wind bzw. viel Sonne statt.

In der Regel wird von den vielen dezentralen Erzeugern mehr produziert, als vor Ort verbraucht werden kann. Zumindest zu bestimmten Zeiten wird ein erheblicher Überschuss von der Verteilungsebene an die Transportnetzebene (die Ebene der Übertragungsnetze) nach oben gegeben und darüber in die teils weit entfernten Verbrauchszentren transportiert. Mit dem Umbau der Stromerzeugung wird deshalb auch ein Umbau der Transportinfrastruktur notwendig. Dezentrale Stromproduktion bedeutet daher nicht automatisch die Einsparung von Stromleitungen – tatsächlich entsteht mehr Netzausbaubedarf, sowohl auf der Transport- als auch auf der Verteilnetzebene. Denn dezentral bedeutet nicht automatisch verbrauchsnah.

Auch sind die Kosten für den Ausbau der Leitungen um ein Vielfaches niedriger als eine dezentrale Ansiedlung von Kraftwerken und Erzeugungsanlagen entsprechend der jeweils vorhandenen Nachfrage. Zudem ist eine autarke Eigenversorgung einzelner Regionen nur in Einzelfällen möglich: Insbesondere der Strombedarf für Industrie und Gewerbe lässt sich mit einem rein dezentralen Konzept nicht decken. Zu diesem Ergebnis kommt eine Studie des Umweltbundesamtes zur „Modellierung einer vollständig auf erneuerbaren Energien basierenden Stromerzeugung im Jahr 2050 in autarken, dezentralen Strukturen“ aus dem Jahr 2013. Der Netzausbau ist auch deshalb grundsätzlich sinnvoller als eine regional zu hundert Prozent eigenständige Stromversorgung, weil er großräumig Unterschiede bei der zeitlich und räumlich fluktuierenden Erneuerbaren-Einspeisung ausgleicht und Standorte mit hohem Erneuerbaren-Erzeugungspotenzial mit den Lastzentren verbindet.

Der steigende Nord-Süd-Transportbedarf, der im Bundesbedarfsplangesetz festgestellt ist, besteht auch nach der Reform des EEG. Zwar soll nach dem neuen EEG der Ausbau der Biomasse und der Offshore-Windenergie verlangsamt werden. Während dies in der Nordsee zu weniger Zubau führt, ist in der Ostsee jedoch beim Ausbau der Windenergieanlagen keine deutliche Reduzierung zu erwarten. Dort wurde schon im Netzentwicklungsplan 2012 ein überschaubarer Zubau prognostiziert. Zudem wird die Windenergie an Land in Zukunft eine noch wichtigere Rolle spielen. Und diese wird insbesondere in Nord- und Ostdeutschland installiert werden – wo eine hohe Windausbeute möglich ist und viele Flächen verfügbar sind. In Summe wird damit der Übertragungsbedarf von Nord-Ost-Deutschland nach Süd-West-Deutschland sogar zunehmen.

Zudem hatte die Bundesnetzagentur von den im Netzentwicklungsplan 2012 (der dem aktuellen Bundesbedarfsplangesetz zugrunde lag) durch die Netzbetreiber identifizierten Maßnahmen nur rund zwei Drittel bestätigt, da sie zusätzliche Robustheitskriterien verwendet hat. Damit hat die Regulierungsbehörde Änderungen – auch am Rechtsrahmen – bereits vorgebeugt. Das Bundesbedarfsplangesetz, das die von der Bundesnetzagentur bestätigten Maßnahmen enthält, sieht damit nur Leitungen vor, die auch nach der EEG-Reform notwendig sind.

Was die Entwicklung innovativer Mastdesigns angeht, so laufen bei den Übertragungsnetzbetreibern derzeit verschiedene Pilot- und Entwicklungsvorhaben. Diese Projekte beschäftigen sich derzeit mit Masten zur Wechselstromübertragung, da diese im Projektverlauf weiter fortgeschritten sind als die geplanten Gleichstromverbindungen. Erste Erkenntnisse sollen 2016 vorliegen.
50Hertz arbeitet mit Projektpartnern aus Wirtschaft und Forschung an der Entwicklung einer sogenannten „raumoptimierten Freileitung“. Ziel ist eine neuartige 380-kV-Freileitungsbauweise für Wechselstrom mit möglichst geringer Höhe und Trassenbreite. Das Forschungs- und Entwicklungsvorhaben soll bis 2018 laufen.
Grundsätzlich ist festzuhalten, dass kompakte Leitungen sowohl in Stahlgitter als auch in Vollwandbauweise errichtet werden können. Ob ein Stahlgittermast, durch den man besser hindurchschauen kann, oder ein etwas schmalerer, dafür massiver Vollwandmast in der Öffentlichkeit auf höhere Akzeptanz stößt, wird ebenfalls an den konkreten Beispielen näher untersucht und mag je nach Umfeld und Landschaftsbild variieren.
Die Erfahrungen, die die ÜNB beim geplanten Einsatz neuartiger Mastdesigns im Wechselstrombereich sammeln, werden die ÜNB auch bei der konkreten Planung von Gleichstromleitungen einbringen und nutzen.

Die Raumwiderstandsanalyse ist die Basis des Planungs- und Genehmigungsverfahrens für Netzausbauprojekte. Das Verfahren erfolgt nach dem durch die Bundesnetzagentur vorgegebenen Leitfaden, der Ihnen unter folgendem Link zur Verfügung steht: netzausbau.de

Im Zuge der Analyse werden alle Hindernisse aufgenommen, die dem Bau einer Stromleitung entgegenstehen oder diesen erschweren könnten. Dadurch sollen gleich zu Beginn der Planung besonders kritische Räume erkannt und für die weitere Trassenplanung umgangen werden. Hierfür wird eine Einstufung der verschiedenen Umwelt- und Raumkriterien in drei Raumwiderstandsklassen (RWK) vorgenommen (vgl. dazu Musterantrag nach § 6 NABEG Teil 1: Grob- und Trassenkorridorfindung):

• Sehr hoher Raumwiderstand (RWK I) (z.B. Siedlungsbereiche, Vorrangflächen für Windenergieanlagen oder militärische Nutzung, Natura 2000-Gebiete etc.),
• hoher Raumwiderstand (RWK II) (Siedlungsnahe Freiräume, Landschaftsschutzgebiete, Wälder, Vorranggebiete Erholung etc.);
• nicht qualifizierbarer Raumwiderstand.

Nach der Ermittlung der verschiedenen Raumwiderstandsbereiche werden Trassengrobkorridore mit einer Breite von 15 Kilometern identifiziert. Diese sollten möglichst geringe Anteile von Raumwiderstandsbereichen der Klassen I und II aufweisen und Bündelungsmöglichkeiten mit bestehender Infrastruktur (z.B. mit Autobahnen oder anderen Hochspannungsleitungen) bieten.
In einer weiteren Stufe wird dann innerhalb eines Grobkorridors der umwelt- und raumverträglichste Trassenkorridor mit etwa einem Kilometer Breite ermittelt. Hierbei wird insbesondere bei Gebieten der Raumwiderstandsklasse I geprüft, ob eine Verschiebung des Korridors oder andere Möglichkeiten zur Verringerung von Beeinträchtigungen möglich sind.
Sinnvolle Teilabschnitte von Trassenkorridoren (sogenannte Trassenkorridorsegmente) werden sodann hinsichtlich ihrer raum- und umweltfachlichen Eignung sowie nach technischen und wirtschaftlichen Aspekten bewertet. Daraus ergibt sich für jedes Korridorsegment eine qualitative Einstufung über die Möglichkeit, in diesem Gebiet eine Leitung zu bauen.
Ziel ist es, über die Gesamtstrecke zwischen zwei Netzverknüpfungspunkten einen möglichst kurzen Trassenverlauf, dabei aber auch Bündelungsmöglichkeiten mit anderer Infrastruktur zu suchen (andere Leitungen, Autobahn, Bahntrassen) sowie Räume mit möglichst geringen Raumwiderständen zu queren. Für die Gleichstromleitung, die künftig zwischen Sachsen-Anhalt und Bayern verlaufen soll, wurden von den verantwortlichen Unternehmen 50Hertz und Amprion noch keine derartigen Untersuchungen durchgeführt und Korridore identifiziert, da sich Anfangs- und Endpunkt der Leitung verändert haben. Mögliche Korridore wurden bisher für die Leitung von Bad Lauchstädt nach Meitingen ermittelt, da es dafür eine rechtliche Grundlage gibt. Sollte die veränderte Leitung im Netzentwicklungsplan und im Bundesbedarfsplangesetz bestätigt werden, beginnen wir mit der Neuplanung des gesamten Projektes.

Mit der Verkabelung von Stromleitungen werden große Hoffnungen verbunden, vor allem hinsichtlich höherer Akzeptanz vor Ort. Während Erdkabel im Verteilnetzbereich (110 kV und niedriger) häufig eingesetzt werden, sind sie im Höchstspannungsbereich (380 kV) noch nicht Stand der Technik.

Sie sind zudem deutlich kostenintensiver und aufwändiger zu betreiben als Freileitungen. Bei Störungen zeigen aktuelle Erfahrungswerte, dass es Monate dauern kann, bis ein Kabel wieder in Betrieb gehen kann, während Freileitungen in der Regel nach einigen Tagen wieder einsetzbar sind. Auch die Auswirkungen von Erdkabeln auf die Umwelt sind nicht geringer, weil ein massiver Eingriff in den Boden, unter Umständen in den Wasserhaushalt und in die Landschaft vorgenommen wird.

Die Entscheidung, ob eine Stromleitung als Freileitung oder Erdkabel gebaut werden soll, ist darum stets eine Einzelfallentscheidung. Erdkabel sollten dort eingesetzt werden, wo es sich für Mensch, Natur und Fauna als vorteilhaft und ökonomisch sinnvoll erweist. Unserer Erfahrung nach sind Kabellösungen eher dort prüfenswert, wo eine Entlastung des Landschaftsbildes für unmittelbare Anwohner erreicht werden kann. In Naturschutzgebieten hingegen wird nach unseren Erkenntnissen durch Erdkabel sehr viel tiefer in die Natur eingegriffen, als durch herkömmliche Freileitungen.

Die Möglichkeit zur Prüfung punktueller Teilverkabelungsabschnitte für größere Projekte ist derzeit gesetzlich sehr stark eingeschränkt. Dennoch lohnt es sich, im Dialog mit den gesellschaftlichen Akteuren gezielte Einzelfallanalysen in besonderen Fällen vorzunehmen. Die im Artikelgesetz zum neuen EEG eingeführte Möglichkeit, eine Teilerdverkabelung im Einzelfall nun auch bei den Gleichstromprojekten (Gleichstrompassage Süd-Ost) prüfen zu können, ist daher äußerst sinnvoll.

Die deutschen Grenzwerte für elektrische und magnetische Strahlung sind im internationalen Vergleich bereits sehr hoch und haben sich bewährt. Zwar erscheinen einzelne, aus ihrem Kontext gerissene Zahlen in anderen Ländern auf den ersten Blick zum Teil geringer, sie beziehen sich bei näherem Hinsehen jedoch meist auf die Durchschnittsauslastungen der Leitungen. In Deutschland richten sich die Grenzwerte hingegen nach der maximalen Anlagenauslastung – die aus Systemsicherheitsgründen aber nur in den seltensten Fällen und nur für kurze Zeiträume tatsächlich erreicht wird.

Ungeachtet dessen müssen die Werte kontinuierlich überprüft und an den aktuellen Stand der Forschung angepasst werden. Aus diesem Grund ist 2013 die Novelle der 26. Bundesimmissionsschutzverordnung auf den Weg gebracht worden, die auch einen verlässlichen Rahmen für Gleichstromleitungen liefern soll.

Von einer darüber hinausgehenden Verschärfung der Anforderungen (Grenzwerte, Abstandsregelungen etc.) sollte jedoch abgesehen werden. Denn zum einen gibt es keinerlei Anhaltspunkte, dass dadurch gesundheitliche Vorteile erwachsen würden. Zum anderen könnte der momentan dringend notwendige Netzausbau weiter verzögert und umwelt- und landschaftsschonende Optimierungsmaßnahmen (wie Hochtemperaturseile) im Netz teilweise sogar verhindert werden. Folge einer Verschärfung der Anforderungen wäre nämlich, dass häufig neue Trassen gefunden und neue Leitungen gebaut werden müssten, falls bestehende Leitungen trotz an sich vorhandener technischer Möglichkeiten nicht mehr optimiert oder verstärkt werden können, weil sie dann möglicherweise die verschärften Grenzwerte über- oder die verschärften Abstandregelungen unterschreiten würden.

Weitere Informationen entnehmen Sie unserem Positionspapier zum Thema Elektromagnetische Felder (Download PDF, 320 KB).

50Hertz zahlt als erster Übertragungsnetzbetreiber jenen Kommunen, die vom Netzausbau unmittelbar betroffen sind, einen nach Gesetz möglichen, jedoch nicht vorgeschriebenen, finanziellen Ausgleich für damit verbundene Lasten. Maximal kann eine betroffene Gemeinde Zahlungen von 40.000 Euro pro Kilometer Freileitung erhalten. Die Höhe der den einzelnen vom Leitungsverlauf direkt betroffenen Gemeinden konkret angebotenen Zahlung staffelt sich dabei nach objektiven Kriterien. Ausschlaggebend sind dabei die Anzahl und die Übertragungskapazitäten der installierten Stromkreise.

Darüber hinaus kommt ein Teil der Investitionen in den Netzausbau direkt den betroffenen Regionen zugute: Erd- und Fundamentarbeiten, Forstarbeiten, Tätigkeiten im Landschafts-, Tief- und Wasserbau sowie weitere Arbeiten werden an Unternehmen vor Ort vergeben. Im Rahmen der Planfeststellungsverfahren werden von den zuständigen Behörden der jeweiligen Bundesländer sogenannte Ausgleichs- und Ersatzmaßnahmen für nicht zu vermeidende Eingriffe in die Natur festgelegt. Diese Maßnahmen werden von 50Hertz vorgeschlagen und basieren häufig auf Hinweisen aus der Bevölkerung oder den lokalen Gremien. Die Kosten übernimmt 50Hertz. An der Umsetzung der Maßnahmen sind auch Unternehmen aus den Regionen beteiligt. Des Weiteren erhalten etwa junge Wissenschaftlerinnen und Wissenschaftler die Möglichkeit, neue kreative Ideen – etwa zum Einsatz von ökologischem Schneisenmanagement – zu entwickeln und in die Vorhaben einzubringen.

Aktuell besteht vor allem lokal ein hoher Bedarf für den Ausgleich von Stromangebot und -nachfrage, und dieser wird durch den geplanten Netzausbau zurückgehen. Speicher können hier bisher kaum Abhilfe schaffen, da sie nur sehr beschränkt zur Verfügung stehen. Die einzigen elektrischen Speicher größeren Maßstabs sind in Deutschland Pumpspeicherwerke. Aber selbst deren Betrieb ist oft nicht mehr wirtschaftlich, so dass der Netzausbau allgemein deutlich günstiger ist.

Mittel- bis langfristig jedoch steigt mit dem wachsenden Anteil erneuerbarer Energien auch der Bedarf an Speichern. Neben dem Ausgleich von kurzfristigen Schwankungen im Netz wird vor allem der längerfristige Ausgleich an Bedeutung zunehmen. Auch bei fehlender Sonnen- und Windenergieeinspeisung muss der Stromverbrauch gedeckt werden können. Für diese Aufgabe stehen unterschiedliche Speichertechnologien bereit, die sich im Wettbewerb mit anderen Flexibilitätsoptionen (z.B. Gasturbinen) beweisen müssen – unter anderem hinsichtlich ihrer Wirtschaftlichkeit und ihrem Beitrag zur Systemsicherheit. Auch Netze können hier eine Rolle spielen, wenn die Regionen mit hohen Speicherpotenzialen (etwa die Alpen oder Norwegen/Schweden) stärker mit den Nachbarregionen vernetzt sind.

Hier gibt es bislang aber keinen Königsweg. Wie sich die einzelnen Speichertechnologien entwickeln werden und welche den Anforderungen der Zukunft am besten gewachsen ist, ist heute nicht absehbar. Auch hier existieren noch hohe ökonomische, technische, ökologische und rechtliche Herausforderungen. Es besteht ein hoher Bedarf an Forschung und an Pilotprojekten, um zielorientiert dafür zu sorgen, dass der richtige „Speichermix“ für Deutschland entsteht. Wichtig ist allerdings, dass die heute schon existierenden Großspeicher in Deutschland, darunter insbesondere die Pumpspeicherkraftwerke, am Netz gehalten werden können.

Weitere Informationen entnehmen Sie unserem Positionspapier zum Thema Speicher (Download PDF, 317 KB).

Netzentgelte machen rund ein Fünftel des Strompreises aus. Die Kosten der Netzbetreiber werden in deren jeweiligem Netzgebiet auf die dortigen Verbraucherinnen und Verbraucher umgelegt. Dabei sind in einigen Netzgebieten deutlich höhere Netzentgelte zu verzeichnen als in anderen. Das liegt daran, dass

• einige dünner besiedelte und weniger industrialisierte Regionen weniger Verbraucher haben, auf die die Entgelte umgelegt werden können,
• ausgerechnet in den Vorreiterregionen der erneuerbaren Regionen hohe Betriebskosten für die sichere Aufnahme des volatilen Stroms ins elektrische System entstehen, die die Netzentgelte zusätzlich belasten, wenn Netzbetreiber oft in das Marktgeschehen eingreifen müssen und dadurch Kosten entstehen (zum Beispiel durch das sogenannte Redispatch),
• einige Regionen schon fortgeschrittener sind mit der Modernisierung ihrer Netze, und daher dort höhere Abschreibungen anfallen.

Deshalb sollte für eine faire Verteilung der Kosten für diese Systemintegration der erneuerbaren Energien ein bundesweit einheitliches Netzentgelt bis zur Steckdose (Übertragungs- und Verteilnetzbetreiber) geschaffen werden. Als Zwischenschritt zur Vermeidung des weiteren Auseinanderdriftens der Netzentgelte sollten zumindest die Netzentgelte der Übertragungsnetzbetreiber bundesweit umgelegt werden. Schließlich sollte die Regelung bzgl. der auf Verteilnetzebene anfallenden „vermiedenen Netzentgelte“ für volatil einspeisende Anlagen abgeschafft werden.

Detailliertere Informationen können Sie unserem Positionspapier zum Thema Netzentgelte (Download PDF, 370 KB) entnehmen.

Die Stromproduktion aus erneuerbaren Energien wird gemäß EEG derzeit über einen Zeitraum von 20 Jahren mit einer Umlage gefördert, die auf der Stromrechnung individuell ausgewiesen wird. Dieses Instrument der Erneuerbaren-Förderung ist sowohl von Investoren als auch von Privatpersonen sehr gut angenommen worden: Seit 1991 wurden in Deutschland je 33 GW Windenergie und Solarenergie installiert. Die Biomasse macht rund 6 GW aus. Vor allem deshalb ist die EEG-Umlage innerhalb von elf Jahren von 0,35 auf 6,17 Cent pro Kilowattstunde (kWh) in 2015 gestiegen. Damit macht die EEG-Umlage heute gut ein Fünftel des Strompreises für Haushalte aus.

Wie sich die EEG-Umlage in Zukunft entwickeln wird, ist ungewiss. Den größten Einfluss auf die Entwicklung haben Schwankungen des Börsenstrompreises: Sinkt der Preis an der Börse, werden geringere Erlöse bei der Vermarktung des EEG-Stroms an der Börse erzielt. Die Höhe der Auszahlungen an die EE-Anlagenbetreiber bleibt hingegen konstant.

Deutlich geringer wirken Schwankungen in der Einspeisung von EE-Strom aufgrund besonderer Wetterlagen – dennoch kann ein wind- bzw. sonnenreiches Jahr ebenfalls hohe Zusatzkosten erzeugen. Drittstärkster Effekt ist der Zubau an EE-Anlagen. Werden viele Anlagen in Betrieb genommen, entstehen dadurch ebenfalls zusätzliche Kosten.