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Ausbau der deutschen Stromnetze bis 2050

Kritische Analyse der technischen und planungsrechtlichen Umsetzbarkeit eines 100 % Erneuerbare-Energien-Szenarios

von Johannes Kraft (Autor) Johannes Beers (Autor) Sebastian Ruths Sion (Autor) Stefanie Tonn (Autor)

Studienarbeit 2011 148 Seiten

Ingenieurwissenschaften - Wirtschaftsingenieurwesen

Leseprobe

Inhalt:

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

Abkürzungsverzeichnis

1. Einleitung
1.1. Problemstellung und Zielsetzung
1.2. Gang der Untersuchung

2. Bestandsaufnahme der Netze
2.1. Netzstruktur
2.2. Veränderung der Lastflüsse
2.3. Übertragungsnetzbetreiber
2.4. Technologien im Übertragungsnetz
2.4.1. Freileitungen
2.4.2. Erdkabel
2.4.3. Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ)
2.4.4. Gasisolierte Leitungen (GIL)
2.5. Netzzustand
2.6. Investitionen und Entgelte
2.7. Aktueller Netzausbau

3. Planung und Genehmigung von Übertragungsnetzen in Deutschland
3.1. Einführung in die Raumplanung
3.2. Rechtliche Rahmenbedingungen
3.2.1. Rechtliche Rahmenbedingungen der Raumordnung
3.2.2. Rechtliche Rahmenbedingungen der Fachplanung
3.3. Instrumente und Träger der Raumordnung
3.3.1. Europäische Ebene
3.3.2. Ebene des Bundes
3.3.3. Ebene der Länder
3.3.4. Ebene der Regionen
3.4. Umweltschutz beim Planen von Übertragungsnetzen
3.5. Verfahren der Planung und Genehmigung von Übertragungsnetzen
3.5.1. Das Raumordnungsverfahren
3.5.2. Das Planfeststellungsverfahren
3.6. Zwischenfazit

4. Auswahl eines Energieszenarios für das Jahr 2050
4.1. Vorstellung der gewählten Studie
4.2. Zusammensetzung der Energieszenarien
4.3. Untersuchung der Randbedingungen der SRU-Studie
4.3.1. Windkraft
4.3.2. Sonnenenergie
4.3.3. Wasserkraft
4.3.4. Biomasse
4.3.5. Energiespeicher
4.4. Bewertung der Szenarien
4.4.1. Industrie
4.4.2. Haushalte
4.4.3. GHD
4.4.4. Verkehr
4.4.5. Gründe für eine grenzüberschreitende Kooperation
4.4.6. Auswahl des Zielszenarios

5. Ausbaubedarf des deutschen Stromnetzes
5.1. Entwicklung gemäß des Zielszenario 2.1.a bis 2050
5.2. Modell der Stromerzeugung für das Jahr 2050
5.2.1. Windkraft
5.2.2. Photovoltaik, Biogas, Biomasse, Wasserkraft
5.3. Modell des Stromverbauchs für das Jahr 2050
5.3.1. Haushalte
5.3.2. Verkehr
5.3.3. Industrie und GHD
5.4. Zwischenfazit
5.5. Netzausbaumodell
5.5.1. Ausbauphase I (bis 2022)
5.5.2. Ausbauphase II (bis 2030)
5.5.3. Ausbauphase III (bis 2040)
5.5.4. Zusammenfassung

6. Planungsrechtliche Umsetzbarkeit des Zielszenarios
6.1. Realisierungsmöglichkeit mit den derzeitigen Verfahren
6.2. Defizite der Planung und Genehmigung von Übertragungsnetzen
6.2.1. Bedarfsplanung zum Gemeinwohlzweck
6.2.2. Akzeptanzprobleme
6.2.3. Defizite der Verfahren
6.3. Gesetzliche Regelungen zur Einleitung der Energiewende
6.4. Beschlossene Gesetzesentwürfe zum Netzausbau und zur Netzplanung
6.4.1. Gesetzesentwurf zur Änderung des EnWG
6.4.2. Entwurf des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes (NABEG)
6.4.3. Erwartete Auswirkungen der Gesetzesänderungen
6.5. Realisierungsmöglichkeit mit den verabschiedeten Beschleunigungsgesetzen

7. Fazit

Literaturverzeichnis

Anhangsverzeichnis

Anhang

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

Abbildung 6: 380-kV-VPE-Einleiterkabel, Kupferquerschnitt 2.500 mm2, Außendurchmesser 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

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Strukturdaten des deutschen Stromnetzes

Tabelle 2: Szenariofamilien der SRU-Studie

Tabelle 3: Energieszenarien 2.1.a und 2.1.b

Tabelle 4: Energieszenarien 2.2.a und 2.2.b

Tabelle 5: Energieszenarien 3.1.a und 3.1.b

Tabelle 6: Verlauf der Stromnachfrage zwischen 2008 und 2050 nach UBA und SRU

Tabelle 7: Installierte Leistung und Stromerzeugung im Bereich Windenergie und 2050 (Berechnung)

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

Tabelle 9: Entwicklung des Stromverbauchs des Sektors „Haushalte“ zwischen den Jahren 2009 und 2050

Tabelle 10: Stromverbrauch des Sektors Verkehr in Abhängigkeit vom Bundesland

Tabelle 11: Stromverbauch der Sektoren GHD und Industrie in Abhängigkeit vom Bundesland

Tabelle 12: Liste deutscher Kernkraftwerke in Betrieb mit Leistung und geplantem Abschaltjahr

Tabelle 13: Übersicht über die Projekte des Netzausbaumodells

Tabelle 14: Analyseergebnisse EnLAG-Vorhaben

Tabelle 15: Analyseergebnisse Ausbauphase 1

Tabelle 16: Durch die EEG-Novelle festgelegter Mindestanteil an EE in der Stromerzeugung

Abkürzungsverzeichnis

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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 Genehmigungsver­fahren 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.

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.

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]

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]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Typisches Lastprofil in Deutschland im Sommer und Winter1

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 trans­formiert. 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]

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 in dieser Leseprobe nicht enthalten

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 Offshore­Windstroms zu den Verbraucherzentren im Süden sein. Dies lässt sich nur durch einen 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- 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]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

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].

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

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.[35] [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 Technologie gilt als weitestgehend ausgereift, sodass mittelfristig keine größeren Fortentwicklun­gen zu erwarten sind.[40]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 5: Mehrfachleitung mit Doppelsystemen der Spannungen 380 kV (Viererbündel), 220 kV (Zweier­bündel) 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
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 in dieser Leseprobe nicht enthalten

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]

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 gewähr- leistet.[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

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
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 Offsho- re-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]

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 Aluminium­Leiterrohr, 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 (SF6) 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 in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 7: 380-kV-Gasisolierter Rohrleiter: Kapseldurchmesser außen 517 mm, innen 500 mm, Leiterdurch­messer außen 180 mm, innen 156 mm[65]

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 wettbe- werbsfähig.[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 SF6, dessen Freisetzung im Fehler­fall problematisch ist.[72]

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 Netzzu­stand 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 in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 8: Durchschnittsalter der Betriebsmittel der ÜNB[75]

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 380- kV-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 gleich zu den Vorjahren verringert (2008: 16,89 Minuten; 2007: 19,25 Minuten).[81] Damit besitzt Deutschland mit einer Versorgungszuverlässigkeit von 99,997 Prozent die höchste in der EU.[82]

2.6. Investitionen und Entgelte

Nach den Stromausfällen im Münsterland 2005, warf der Bundesverband der Energieab­nehmer (VEA) den Stromkonzernen vor, sie hätten die Investitionen in ihre Netze zwischen 1995 und 2004 halbiert. Lediglich zwei Mrd. € der zur Verfügung stehenden Mittel in Höhe von vier Mrd. € würden reinvestiert. 2008 bezifferte der Bund der Energieverbrau­cher die Investitionen auf zwei bis drei Mrd. € bei gleichzeitigen Einnahmen durch Netz­entgelte in Höhe von 17 bis 20 Mrd. €.[83]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 9: Investitionen in das Netz der allgemeinen Stromversorgung 1991 bis 2011[84]

Die Daten des Bundesverbandes der Elektrizitäts- und Wasserwirtschaft bestätigen, dass die investierten Mittel der Netzbetreiber von Anfang der 1990er Jahre bis 2003 zurückge­
gangen sind (Abbildung 9).[85] Durch das Fehlen einer Regulierungsbehörde bis 2005 sahen die Netzbetreiber wenig Veranlassung ihre Netzinvestitionen zu steigern. Durch Schaffung der Bundesnetzagentur, deren Netzentgeltregulierung für Investitionssicherheit sorgte, stiegen die Netzinvestitionen wieder an.[86] Auf den Erhalt und die Erneuerung bestehender Netze entfallen rund 40 bis 45 %, übrige Gelder fließen in Neubau, Ausbau und Erweite­rung.[87] Bei der Bundesnetzagentur wurden bis Herbst 2010 neue Investitionen für eine Netzerweiterung in Höhe von 13 Mrd. € beantragt. Bis Juli 2009 wurden 9 Mrd. € geneh­migt, darunter allein ca. 5 Mrd. € für die Anbindung von Offshore-Windparks.[88]

In Bezug auf die Nutzungskosten zeigt die Regulierung der Netzentgelte durch die Bun­desnetzagentur in den letzten Jahren Wirkung. Wie Abbildung 10 verdeutlicht, sank das Entgelt für Haushalts- und Gewerbekunden seit 2006 um rund 1,5 ct/kWh, also um mehr als 20 %. Im gleichen Zeitraum verringerten sich die durchschnittlichen Netzentgelte für Industriekunden um circa 0,1 ct/kWh.[89]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 10: Entwicklung der Netzentgelte und Strompreise 2006 - 2010 (mengengewichtete Mittelwerte)[90]

Die Preisbestandteile für Energiegewinnung und -vertrieb, Abgaben und Steuern sind seit 2006 gestiegen. Durch gleichbleibende oder sinkende Netzentgelte und den gleichzeitigen Preisanstieg auf den Elektrizitätsmärkten, ist der Anteil der Netzentgelte am Gesamtstrom­preis im Betrachtungszeitraum gesunken. Im Jahr 2010 fiel bspw. für Haushaltskunden nur noch ein Viertel des Strompreises (im Durchschnitt 5,8 ct/kWh) für die Netznutzung an und somit 14 % weniger als im Jahr 2006.[91]

2.7. Aktueller Netzausbau

Das Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) von 2009 gibt 24 Netzprojekte an, die vordring­lich verfolgt werden müssen. Die wichtigsten EnLAG-Trassen sind in Abbildung 3 (S. 7) eingezeichnet. Wie zu erkennen ist, verlaufen diese Projekte vor allem von Nord nach Süd, um mehr Windstrom von den Erzeugungsstandorten im Norden zu den Verbrauchszentren im Süden transportieren zu können. Bei vier dieser Vorhaben handelt es sich um Pilotstre­cken, bei denen eine Teilerdverkabelung auf Höchstspannungsebene zum Einsatz kommen soll, um weitere Erfahrungen mit Erdkabeln auf diesem Spannungsniveau sammeln zu können. Bei diesen Teilverkabelungen betreten die Netzbetreiber weitestgehend Neuland.[92] Für die Verbindung von Freileitungen und Erdkabeln werden Übergangsanlagen benötigt, deren Bau weitere Flächen in Anspruch nimmt (s. Abbildung 11).

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 11 : Beispiel für ein Übergangsbauwerk Freileitung auf Kabel[93]

Bei einigen Ausbauvorhaben des EnLAG sind bereits Verzögerungen aufgetreten. Der Grund hierfür sind unterschiedliche Interessen, vor allem bei Netzbetreibern und Bürger­initiativen. Um einen bestmöglichen Ausgleich aller Interessen, sowohl auf ökonomischer und ökologischer als auch auf sozialer Ebene, zu erreichen, müssen Netzausbauprojekte genau wie alle Bauvorhaben Planungs- und Genehmigungsverfahren durchlaufen.[94] Diese fallen in Deutschland allerdings sehr komplex aus. Gerade bei länderübergreifenden Vorhaben kam es aufgrund der vielschichtigen Verflechtungen zwischen Länderbehörden, Träger öffentlicher Belange und der Öffentlichkeit oftmals zu Verzögerungen. Im nächsten Kapitel werden dementsprechend zunächst die aktuellen Prozesse der Raumplanung und der Planungs- und Genehmigungsverfahren erläutert.

3. Planung und Genehmigung von Übertragungsnetzen in Deutschland

Die Planung und Genehmigung von leitungsgebundenen Großvorhaben auf Höchstspan­nungsebene stellt sich als äußerst vielschichtig dar. Die Verfahren nehmen regelmäßig einen Zeitraum von bis zu zehn Jahren oder mehr in Anspruch.[95] Um die Komplexität der derzeitigen Planungs- und Genehmigungsverfahren von Höchstspannungsfreileitungsvor­haben zu verdeutlichen und dessen Dauer zu erklären, werden im Folgenden die planeri­schen Grundlagen, Zuständigkeiten und rechtlichen Details der Verfahren erläutert.

3.1. Einführung in die Raumplanung

Um den Einfluss der Planungs- und Genehmigungsverfahren auf den Netzausbau zu verstehen, ist es von zentraler Bedeutung das umfassende System der Raumplanung und den Kontext, in dem es sich bewegt, zu beleuchten.

Die Verpflichtung zum Bau von Stromleitungen resultiert aus dem Ziel des Staates, Ge­meinnutzen zu stiften und die Lebensqualität der Bevölkerung zu sichern. Das Prinzip der Sozialstaatlichkeit impliziert die Achtung des Gemeinwohls sowie die Sicherung der Daseinsvorsorge. Die Tätigkeitsfelder öffentlicher Daseinsvorsorge sind nicht verbindlich festgelegt. Es besteht jedoch das übergeordnete Ziel, die Grundversorgung der Bürger durch eine umfassend ausgebaute und öffentlich nutzbare Infrastruktur zu sichern.[96] Unter den Begriff Infrastruktur[97] fallen im Sinne dieser Arbeit insbesondere auch die Stromnetze.

Aufgrund der umfassenden und unterschiedlichen Anforderungen an den Raum und seine Entwicklung hat die Bundesrepublik Deutschland das System der raumbedeutsamen Planungen etabliert.

Wie in Abbildung 12 ersichtlich, unterteilen sich raumbedeutsame Planungen in Deutsch­land in Raumplanung und Fachplanung. In der Raumplanung wird zwischen überörtlicher und örtlicher Gesamtplanung unterschieden. Da sich Übertragungsnetze durch Überört­lichkeit und Überfachlichkeit[98] auszeichnen, wird im Rahmen dieser Arbeit lediglich auf die überörtliche Gesamtplanung auf Bundes- und Landesebene, auch Raumordnung genannt, eingegangen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 12: Das System der raumbedeutsamen Planungen[99]

Die Fachplanung als fachbezogene Aufgabe ist vom jeweiligen Fachinteresse geprägt. Weiterhin zeichnet sie sich durch einen spezifischen Projektbezug bei überörtlichen und raumbedeutsamen Vorhaben aus. Sie beinhaltet die Planung von Infrastrukturvorhaben, die Ausweisung von Schutzgebieten und sonstige Fachplanungen (s. Abbildung 12).

Nach § 3 Abs. 1 Nr. 6 ROG sind „[...] Planungen einschließlich der Raumordnungspläne, Vorhaben und sonstige Maßnahmen, durch die Raum in Anspruch genommen oder die räumliche Entwicklung oder Funktion eines Gebietes beeinflusst wird, einschließlich des Einsatzes der hierfür vorgesehenen öffentlichen Mittel [...]“[100] raumbedeutsam.

Gemeinsam ist der Raumordnung und der Fachplanung der Aspekt der infrastrukturellen Erschließung einer Region. Raumordnung und Fachplanung stehen jedoch in einem komplizierten Spannungsfeld zueinander. Prinzipiell gilt ein Vorrang der Raumordnung vor der Fachplanung, doch beeinflussen sie sich gegenseitig.[101]

Eine gewisse Distanz zwischen Raumordnung und Fachplanung kann in der Genauigkeit der Vorgaben ausgemacht werden. Die Raumordnung ist abstrakter und allgemeiner formuliert und gibt der Fachplanung dadurch genügend Gestaltungsmöglichkeiten. Die Fachplanung legt die Details endgültig förmlich fest.[102]

Die komplexe Abgrenzungsproblematik zwischen den zwei Planungsarten bedingt somit eine Abwägung bezüglich des relevanten Raums und dessen besonderer Belange im Einzelfall.

Für den Ausbau der Stromnetze in Deutschland sind Raumordnung und Fachplanung von grundlegender Bedeutung. Einerseits gehört eine sichere Stromversorgung zu den Grund­bedürfnissen von Bürgern und Wirtschaft, welche der Staat aufgrund der Daseinsvorsorge­verpflichtung garantieren muss. Andererseits unterliegen die Planung und Genehmigung von Höchstspannungsfreileitungen dem System der Fachplanung, da diese als raumbedeut­same Infrastrukturvorhaben einzustufen sind.[103] Aufgrund aktueller energiewirtschaftlicher Erfordernisse müssen Raumordnungsprogramme angepasst und Genehmigungsverfahren gestrafft werden, um die Ziele eines 100 % Erneuerbare-Energien-Szenarios zu erreichen.

Im Folgenden werden die rechtlichen Rahmenbedingungen der Gesamt- und Fachplanung vorgestellt.

3.2. Rechtliche Rahmenbedingungen

Die Raumordnung ist eine „[...] dezentrale Struktur von rechtlich organisatorisch und inhaltlich klar voneinander abgegrenzten Planungsebenen [,..]“[104]. Sie wird national gesetzlich durch eine Teilung der Gesetzgebungskompetenz zwischen Bund und Ländern geregelt. Zusätzlich versucht die Europäische Union sich zunehmend im Bereich der Raumordnung rechtliche Kompetenzen anzueignen, um somit die Planung der Mitglieds­staaten stärker beeinflussen und koordinieren zu können.[105]

Die Fachplanungen werden durch die jeweiligen Fachgesetze geregelt. Durch die Querschnittsfunktion der Raumordnung haben Fachplaner jedoch auch bestimmte Vorga­ben der Raumordnung zu beachten. Die raumbedeutsame Fachplanung in Deutschland zeichnet sich somit aus rechtlicher Sicht durch zwei Säulen aus: das Fachgesetz sowie die Raumordnungsgesetze des Bundes und der Länder.

3.2.1. Rechtliche Rahmenbedingungen der Raumordnung

Ebene des Bundes und der Länder

Bis zur Föderalismusreform vom 01.09.2006 hatte der Bund die Rahmenkompetenz für die Gesetzgebung im Bereich Raumordnung. Seitdem wird die Raumordnung gemäß Art. 72 Abs. 1 GG und Art. 74 Abs. 1 Nr. 31 GG durch die konkurrierende Gesetzgebungskompe­
tenz[106] zwischen Bund und Ländern geregelt. Nach Art. 72 Abs. 3 Nr. 4 GG können die Länder jedoch von den Vorgaben des Bundes abweichen, wobei der Abweichungsrahmen nicht festgelegt ist.[107] Die Raumordnung wird in der Bundesrepublik Deutschland somit durch ein Geflecht aus Bundes- und Landesrecht geregelt.

Aktuell hat der Bund von seiner Vollregelungskompetenz Gebrauch gemacht. Das Rau­mordnungsgesetz (ROG) regelt umfassend die Raumordnung auf Bundesebene und macht den Ländern zudem Vorgaben, die auf landesrechtlicher Ebene umgesetzt werden müssen. Enthalten sind im ROG folgende Vorschriften:

- Abschnitt 1 ROG regelt die allgemeinen Leitvorstellungen und Grundsätze der Raum­ordnung, die bundesweit befolgt und berücksichtigt werden müssen.
- Abschnitt 2 ROG regelt die Raumordnung auf Landesebene. Es finden sich hierbei Regelungen zu den Landes- und Regionalplänen sowie zu den Planungs- und Geneh­migungsverfahren.
- Abschnitt 3 ROG regelt schließlich die Aufgaben des Bundes im Bereich der Raumord­nung.

Abschnitt 2 des Raumordnungsgesetzes des Bundes macht somit den Bundesländern Vorgaben zur Raumordnung auf Landesebene. Die Länder werden insbesondere nach § 8 Abs. 1 ROG aufgefordert, Raumordnungspläne für das Landesgebiet und die Landesregio­nen aufzustellen. Inhaltlich müssen diese Pläne bestimmte Festlegungen enthalten. Neben den Plänen (s. Kapitel 3.3.3 und 3.3.4) haben die Länder Landesraumordnungsgesetze in denen die Vorgaben des ROG übernommen und konkretisiert werden. Im hessischen Landesplanungsgesetz (HLPG) wird definiert, wer die Regionalpläne aufstellt, welche Inhalte beizufügen sind und wie sich die dazugehörigen institutionellen Kompetenzen verteilen.[108] Das ROG auf Bundesebene macht lediglich die Vorgabe, dass Regionalpläne von den Ländern aufzustellen sind.[109]

Europäische Vorschriften

Neben den Vorschriften auf Bundes- und Landesebene, muss die supranationale Raumord­nung auf europäischer Ebene aufgeführt werden. Über den Grundsatz des Vorrangs des Gemeinschaftsrechts wäre es der Europäischen Union als supranationale Organisation möglich verbindliches Recht zu erlassen, wobei sich das nationale Recht der Mitgliedsstaa- ten unterzuordnen hätte.[110] Jedoch stehen bisher die Mitgliedsstaaten einer solchen Kompetenzeinräumung skeptisch gegenüber.[111] Die EU spielt somit in Fragen der Raum­ordnung bisher eine untergeordnete Rolle. Vielmehr war die europäische Raumordnungs­politik bislang durch das Zusammenwirken der Europäischen Kommission, den Mitglieds­staaten und den nationalen Gebietskörperschaften geprägt.[112] Es werden jedoch vermehrt Maßnahmen auf europäischer Ebene durchgesetzt, die einen erheblichen Einfluss auf die nationalen Raumordnungsplanungen haben (s. Kapitel 3.3.1.). Durch Richtlinien in Res­sorts, wie bspw. dem Umwelt- oder Verkehrsressort, kann die EU indirekt Einfluss auf die Raumordnung der Mitgliedsstaaten nehmen. Dabei handelt es sich um rechtsverbindliche Vorgaben, die bis zu einer festgesetzten Frist ins nationale Recht der Mitgliedsstaaten übernommen werden müssen. So musste das ROG mehrere Male geändert werden, um Rechtsakte des Gemeinschaftsrechtes umzusetzen.[113]

Es ist zudem üblich, dass Länder, insbesondere Nachbarländer, direkt ihre nationalen Planungen im Grenzgebiet aufeinander abstimmen.

3.2.2. Rechtliche Rahmenbedingungen der Fachplanung

Im Gegensatz zu den rechtlichen Vorschriften der Raumordnung, werden Fachplanungen primär durch die entsprechenden Fachgesetze geregelt. Hinzu kommen oft Leitlinien auf europäischer Ebene.[114]

Die Vorschriften zum Betrieb und Ausbau der elektrischen Übertragungsnetze finden sich im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG). Insbesondere richten sich die §§ 11 bis 13 EnWG an die Betreiber von Energieversorgungsnetzen. Nach § 11 Abs. 1 EnWG sind die Übertra­gungsnetzbetreiber ausdrücklich zum Netzausbau verpflichtet. Die Ausbaupflicht lässt sich auch aus § 12 Abs. 3 EnWG ableiten, wonach die „[...] Betreiber von Übertragungsnetzen [...] dauerhaft die Fähigkeit des Netzes sicherzustellen, die Nachfrage nach Übertragung von Elektrizität zu befriedigen und insbesondere durch entsprechende Übertragungskapazi­tät und Zuverlässigkeit des Netzes zur Versorgungssicherheit beizutragen [,..]“[115] haben. Der Ausbau der Netze setzt eine Fachplanung, die sich im Planfeststellungsbeschluss vollzieht, voraus. Das Verfahren der Planfeststellung mit abschließendem Planfeststel­lungsbeschluss ist in den §§ 43 ff. EnWG für die Errichtung von Höchstspannungsleitungen festgelegt.

Es können durchaus Verknüpfungen zur Raumordnung gezogen werden, da für die Errich­tung von Höchstspannungsleitungen ein Raumordnungsverfahren (ROV) zur Prüfung der Raumverträglichkeit im Vorlauf der Planfeststellung durchzuführen ist (s. Kapitel 3.5.1).[116] Das ROG legt zudem explizit fest, dass es die Aufgabe der Raumordnung ist, raumbedeut­same Planungen und Maßnahmen abzustimmen.[117]

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 13: Verknüpfung zwischen Raumplanung und Fachplanung [118]

Wie in Abbildung 13 dargestellt, werden raumbedeutsame Planungen und Maßnahmen auf der einen Seite durch das Raumordnungsverfahren formal auf ihre Raumverträglichkeit geprüft und mit anderen raumbedeutsamen Planungen abgestimmt. Auf der anderen Seite stehen die Fachgesetze, welche die Planungen und Maßnahmen materiell regeln sowie formal über die Zulassung entscheiden.

3.3. Instrumente und Träger der Raumordnung

Die fünf Ebenen der Raumordnung richten sich, wie in Abbildung 14 dargestellt, nach der hierarchischen Organisation der Bundesrepublik und werden grundsätzlich durch den allgemeinen Verwaltungsaufbau wahrgenommen.[119]

Jede Organisationsebene ist innerhalb des rechtlich vorgesehenen Rahmens dazu verpflich­tet, für den Raum in ihrem Zuständigkeitsbereich, Raumordnungspläne aufzustellen sowie auf die Realisierung und das Einhalten der Ziele und Grundsätze der Raumordnung hinzuwirken.[120] Die Koordination zwischen den Ebenen findet auf Grundlage des Gegen­stromprinzips statt. Nach § 1 Abs. 3 ROG bedeutet dies, dass sich die „[...] Entwicklung, Ordnung und Sicherung der Teilräume [...] in die Gegebenheiten und Erfordernisse des Gesamtraums einfügen sollen […]“[121].

[...]


[1] Vgl. Bischoff (2011), S. 86.

[2] Vgl. SRU (2011a), S. 165.

[3] Vgl. Bischoff (2011), S. 86.

[4] Eigene Darstellung.

[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).

[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).

[16] Vgl. Kunz (2011), S. 6.

[17] Eigene Darstellung: Original: Amprion (2011).

[18] Vgl. Kunz (2011), S. 8 f.

[19] Vgl. Kunz (2011), S. 9.

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

[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.

[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.

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

[31] § 11 Abs. 1 EnWG.

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

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

[34] Vgl. Brodersen/Nabe (2009), S. 66.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[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.

[73] Vgl. Kunz (2011), S. 13.

[74] Vgl. Bundesagentur (2011), S. 7 f.

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

[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.

[81] Vgl. Bundesnetzagentur (2011a), S. 36 f.

[82] Vgl. BDEW (2011), S. 13.

[83] Vgl. Kunz (2011), S. 14.

[84] Eigene Darstellung: Daten für die Jahre 1999-2007: BDEW (2008), S. 4; Daten für die übrigen Jahre: Kunz (2011), S. 15.

[85] Vgl. Kunz (2011), S. 14.

[86] Vgl. Leprich (2007), S. 28.

[87] Vgl. Kunz (2011), S. 14.

[88] Vgl. Kunz (2011), S. 14.

[89] Vgl. Bundesagentur (2010b), S. 199.

[90] Eigene Darstellung. Daten Netzentgelt: Bundesagentur (2010b), S. 199 f.; Daten Strompreis: Bundesnetzagentur (2010a), S. 36 f.

[91] Vgl. Bundesagentur (2010b), S. 199 f.; Kunz (2011), S. 15.

[92] Vgl. DStGB (2011); Bischoff (2011), S. 91.

[93] VDE (2011), S. 34.

[94] Vgl. DStGB (2011); Bischoff (2011), S. 91.

[95] Vgl. SRU (2011a), S. 509.

[96] Vgl. Kahle (2009), S. 139.

[97] nach Scheele (2007), S. 38: „Infrastruktur bezeichnet großräumige technische Systeme, die sich aus immobilen physischen Komponenten zusammensetzen und die zentrale, d. h. notwendige und nur schwer substituierbare private und öffentliche Dienstleistungen bereitstellen, indem sie bestimmte Produkte/Informationen speichern, umwandeln und transportieren“.

[98] Vgl. BVerfG 3: 407.

[99] Eigene Darstellung. Original: Durner/Greiving/Reitzig (2011), S. 388; Turowski (2005), S. 898.

[100] § 3 Abs. 1 Nr. 6 ROG.

[101] Vgl. Stüer (2005), S. 1151 ff.

[102] Vgl. Stüer (2005), S. 1155.

[103] Vgl. § 1 Nr. 14 RoV.

[104] Vgl. Scholich (2008), S. 476.

[105] Vgl. Durner/Greiving/Reitzig (2011), S. 379.

[106] Art. 72 Abs. 1 GG: „ Im Bereich der konkurrierenden Gesetzgebung haben die Länder die Befugnis zur Gesetzgebung, solange und soweit der Bund von seiner Gesetzgebungszuständigkeit nicht durch Gesetz Gebrauch gemacht hat.“

[107] Vgl. Durner/Greiving/Reitzig (2011), S. 380.

[108] Vgl. § 8 ff. HLPG.

[109] Vgl. § 8 Abs. 1 Nr. 2 ROG.

[110] Vgl. EuGH (1964).

[111] Vgl. Durner (2005), S. 396.

[112] Vgl. Battis/Kersten (2008), S. 1 ff.

[113] Vgl. Durner/Greiving/Reitzig (2011), S. 398.

[114] Vgl. Vallée(2011), S. 569 f.

[115] § 12 Abs. 3 EnWG.

[116] Vgl. § 1 Nr. 14 RoV.

[117] Vgl. § 1 Abs. 1 ROG.

[118] Eigene Darstellung.

[119] Vgl. Durner/Greiving/Reitzig (2011), S. 414.

[120] Vgl. Durner/Greiving/Reitzig (2011), S. 414.

[121] § 1 Abs. 3 ROG.

Details

Seiten
148
Jahr
2011
ISBN (eBook)
9783656023531
Dateigröße
3.1 MB
Sprache
Deutsch
Katalognummer
v179767
Institution / Hochschule
Technische Universität Darmstadt – Fachgebiet Immobilienwirtschaft und Baubetriebswirtschaftslehre, Fachgebiet Raum- und Infrastrukturplanung
Note
1,0
Schlagworte
Energie Erneuerbare Energien Strom Stromnetz SRU Netzausbau Übertragungsnetz Energieversorger Regenerativ Erneuerbar Planungsrecht Technik Windkraft Solar Wasserkraft Biomasse Biogas Verbrauch Energieerzeugung HGÜ Freileitung Erdkabel EEG NABEG Deutschland

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Titel: Ausbau der deutschen Stromnetze bis 2050