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Foto: Netzentwicklungsplan Strom 2035 (2021), erster Entwurf | Übertragungsnetzbetreiber CC-BY-4.0
Zwei neue Leitungen zur Hochspannungsgleichstromübertragung: oben aus Schleswig-Holstein bis Schwerin und eine ganz gen Süden

Netzentwicklungsplan 2035

So planen Netzfirmen die Stromwende 

Im Entwurf des Netzentwicklungsplanes bis 2035 (NEP 2035) stellen die Netzkonzerne einen Bedarf an bis zu 12.290 Kilometer neuer Leitungen fest.

Dies geben die Übertragungsnetzbetreiber in ihrem am Freitag vorgelegten ersten Entwurf des NEP 2035 an. Dabei sehen sie über den bisher schon fest vorgesehenen, geplanten oder bereits begonnenen Ausbau der Übertragungsnetztrassen mit einer Länge von 6.220 Kilometer hinaus – das sogenannte Startnetz – einen weiteren Ausbaubedarf von je nach Szenario 5.415 bis 6.070 Kilometern bis Ende des Zieljahres 2035 – das Zubaunetz.

Überwiegend durch Netzverstärkungsmaßnahmen auf einer Länge von mindestens 3.160 Kilometern bei den Wechselstromfernleitungen und zusätzlich von 530 Kilometern bei den Gleichstromfernleitungen, aber auch durch Neubau von 400 Kilometern Wechselstrom- und 1.325 bis 1.855 Kilometer Gleichstromleitungen soll die Energiewende gemäß den Vorstellungen der Netzbetreiber gelingen. Der jetzt vorgelegte Entwurf folgt auf den im Juni von der Bundesnetzagentur (BNetzA) genehmigten Szenariorahmen, den die Übertragungsnetzbetreiber fahrplangemäß zunächst als Grundlage für den NEP 2035 geschrieben hatten.

Dabei gehen die Netzbetreiber von drei Szenarien aus.

Das Szenario in der sogenannten Variante A sieht einen Zubau der Erneuerbare-Energien-Anlagen in etwa in dem Tempo vor, wie es die Bundesregierung derzeit plant und auch mit dem zu Jahresbeginn in Kraft getretenen Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 2021 zunächst fixiert hat. Es kalkuliert außerdem mit einer Restkapazität an Braunkohleverstromung von acht Gigawatt (GW), wie sie der Ausstiegsfahrplan der Bundesregierung für den Betrieb der Kohlekraftwerke als Mindestvorgabe vorsieht, ehe davon die letzten Anlagen erst 2038 vom Netz gehen. Die Elektromobilität und Sektorenkopplungsanlagen wie Wasserstoff-Elektroylse in Power-to-Gas-Anlagen spielen hier noch eine untergeordnete Rolle.

Mit einer solchen Sektorenkopplung soll nach in der Energiebranche inzwischen Allgemeingut gewordenen Vorstellungen überschüssiger Grünstrom aus Windturbinen und Photovoltaikanlagen durch gezielte Ausspeisung aus dem Netz oder Umwandlung in andere Energieformen wie Wärme oder synthetische Treibstoffe auch den Wärme- und den Verkehrssektor schneller emissionsfrei werden lassen.

Szenario B geht daher von einer schon signifikanten Dekarbonisierung von Wärme- und Verkehrssektor durch den Grünstrom aus. Dies wirkt sich in einer zunehmenden Elektrifizierung auch der Industrieproduktion aus. Die letzten Braunkohlekraftwerke müssen hier schon 2035 schließen, wie es der Kohleausstiegsfahrplan der Bundesregierung als optimistische Kann-Variante selbst vorschlägt. Die Windenergieanlagen sind in diesem Szenario weit besser im Land verteilt und auch in Süddeutschland stark ausgebaut.

Im Szenario C kommt hier noch dazu, dass die Elektrifizierung der anderen Sektoren begleitet von einem noch schnelleren Ausbau von Erneuerbare-Energien-Anlagen im Stromsektor zu einer nun schon sehr hohen Durchdringung neuer Stromanwendungen führt. Weil hier die Offshore-Windparks besonders kräftig zugebaut sein müssen, muss der Ausbau in Norddeutschland aufgrund sonst eintretender Überlastung der norddeutschen Transportnetze langsamer werden. Dafür verläuft der Windkraftausbau in Süddeutschland noch stärker.

Vor allem in Senario C sehen die Netzbetreiber auch eine netzorientierte Stromnutzung der Verbraucher vor, indem diese flexibler Stromüberschüsse der Erneuerbaren nutzen und bei weniger Grünstromaufkommen und daher gestiegenen Strompreisen ihre Lasten vom Netz nehmen. Auch die Spitzenkappung der Einspeisung von Erneuerbare-Energien-Anlagen sehen die Netzplaner als zunehmende Regelungspraxis für alle Szenarien vor – sowie als Folge der massiven Elektrifizierung eine weitere Zunahme des Stromverbrauchs.

Darüber hinaus haben die Netzbetreiber auch schon eine Variante für Szenario B mit einer Projektion bis 2040 definiert. Für 2035 berechnen sie einen Stromverbrauch von 640 bis 700 Terawattstunden (TWh) – ausgehend vom heutigen Strombedarf Deutschlands von 530 TWh. 2040 steigt dieser Strombedarf gemäß Szenario B 2040 auf 704 TWh. Zugleich geht der NEP 2035 von einem Anstieg der Verstromung von Erdgas um bis zu 50 Prozent aus, was Szenario C vorsieht – mindestens aber um 27 Prozent gemäß Szenario A.

Ein Großteil – gut 3.200 bis knapp 3.900 Kilometer Länge – des Netzausbaus dient der Anbindung der Offshore-Windparks und Bildung eines vermaschten Netzes auch auf See. Aber auch an Land sieht der NEP 2035 zwei zusätzliche gänzlich neue Höchstleistungsleitungen vor – zusätzlich zu den schon bekannten und im Bundesbedarfsplan enthaltenen Ausbaustrecken: Im Norden zum Einsammeln des Windstroms von den Küsten und von der See soll demnach eine Trasse zur Hochspannungsgleichstromübertragung  (HGÜ) vom Umspannwerk Heide/West in Schleswig-Holstein erst gen Süden und dann nach Osten bis Klein Rogahn in Mecklenburg-Vorpommern führen. Und gemäß Szenario C mit der am weitesten fortgeschrittenen Elektrifizierung müsste nach Meinung der Netzbetreiber eine zusätzliche Nord-Süd-HGÜ von Rastede an der niedersächsischen Küste bis ins südhessische Bürstadt führen. 72 bis 76,5 Milliarden Euro rechnet der NEP 2035 als anfallende Kosten vor.  Das Szenario B 2040 bestätige den Ausbaubedarf für die beiden zusätzlichen HGÜ an Land, lasse aber keinen Bedarf an zusätzlichen weiteren HGÜ erwarten, teilen die Autoren mit.

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Foto: PhotographyByMK - Fotolia.com

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