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Damit die Stromversorgung sicher und bezahlbar bleibt, brauchen wir mehrere tausend Kilometer neue Stromtrassen und einen weiterhin robusten Netzbetrieb. Nur so kann Strom aus erneuerbaren Energien tatsächlich in jede Steckdose in Deutschland gelangen. Das Stromnetz ist daher das Rückgrat einer gelungenen Energiewende.
Die neue Erzeugungslandschaft mit Strom aus wachsenden Anteilen von erneuerbaren Energien schafft neue Herausforderungen für das Netz: Strom muss teilweise über weite Strecken von den Stromerzeugern zu den Verbraucherinnen und Verbrauchern gelangen. Außerdem müssen erneuerbare Energien und andere Anlagen mehr Systemverantwortung übernehmen und Systemdienstleistungen bereitstellen, die bisher vor allem von konventionellen Großkraftwerken erbracht werden.
So wird etwa der erneuerbare Strom aus Windenergie vorrangig im Norden und Osten sowie auf See erzeugt, wo der Wind besonders stark weht. Die größten Stromverbraucher - allen voran große Industriebetriebe - befinden sich aber im Süden und Westen Deutschlands. Der im Norden erzeugte „Windstrom“ muss also dorthin transportiert werden.
Netze fit für die Energiewende machen
Bis Mitte April 2023 werden auch die letzten noch laufenden drei deutschen Kernkraftwerke außer Betrieb genommen – und auch andere konventionelle Kraftwerke werden schrittweise stillgelegt. Diesen Wandel zeichnet auch das Stromnetz nach: Nach aktuellem Stand müssen in den nächsten Jahren insgesamt über 13.000 Kilometer im Übertragungsnetz optimiert, verstärkt oder neu gebaut werden. Eine besondere Rolle spielen hierbei die Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen (HGÜ-Leitungen), die sogenannten Stromautobahnen, wie beispielsweise „SuedLink“ oder „SuedOstLink“. Auch der Ausbau und die optimale Nutzung der Verbindungen zu unseren europäischen Nachbarn über sog. Interkonnektoren wird immer wichtiger, denn die Energiewende ist zunehmend europäisch eingebettet. So können wir etwa Wasserkraft in Skandinavien und den Alpenländern mit Windkraft und Photovoltaik in Deutschland verbinden. Damit senken wir die Kosten der Energiewende.
Während früher der Strom zumeist in einer Einbahnstraße von zentralen Großkraftwerken über die Übertragungsnetze und die Verteilernetze bis zum Verbraucher floss, müssen die Netze heute Stromtransport mit Gegenverkehr bewältigen: der Strom fließt nicht nur von „oben nach unten“, sondern auch „quer in alle Richtungen“. Um Erzeugung und Verbrauch bedarfs- und verbrauchsorientiert aufeinander abzustimmen, muss das Stromnetz also „intelligenter“ beziehungsweise „smarter“ und „digitaler“ werden.
Die bislang überwiegend von zentralen Großkraftwerken mit Synchrongeneratoren bereitgestellten Systemdienstleistungen müssen zunehmend von dezentralen Erzeugungsanlagen und Speichern erbracht werden. Der Anschluss dieser Anlagen erfolgt fast ausnahmslos im Verteilnetz und setzt leistungselektronische Komponenten (Umrichter) voraus. Daraus ergeben sich zugleich neue Möglichkeiten, um einen sicheren und robusten Netzbetrieb zu gewährleisten. Dazu bedarf es einer deutlich engeren Kooperation zwischen den Netzbetreibern, d.h. sowohl zwischen Verteilnetzbetreibern (VNB) und Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) als auch VNB untereinander. Durch den „elektrotechnischen Wandel“ (weg vom Synchrongenerator hin zur Leistungselektronik) entstehen neue Lösungsansätze für den Netzbetrieb die zur Sicherstellung der Systemstabilität weiterzuverfolgen sind.
Rahmenbedingungen für das Stromnetz der Zukunft
Das gesamte Stromnetz mit seinen unterschiedlichen Spannungsebenen muss fit für die Energiewende werden. Um den Ausbau auf Übertragungsebene (Höchstspannung) und Verteilernetzebene (Hoch-/Mittel-/Niederspannung) weiter zügig voranzutreiben, ihn bürgerfreundlich auszugestalten und die Stromnetze fit für die neuen Aufgaben zu machen, wurden unter anderem mit dem Energiesofortmaßnahmenpaket Änderungen des Energiewirtschafts-, des Netzausbaubeschleunigungs- und des Bundesbedarfsplangesetzes beschlossen. Weitere wichtige Weichenstellungen sind das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende und die Novelle der Anreizregulierungsverordnung. Mehr zu den Rahmenbedingungen des Netzausbaus finden Sie hier.
BMWK Stromnetzausbau-Controlling
Um den stockenden Netzausbau aktiv zu beschleunigen, hat das BMWK bereits im August 2018 ein vorausschauendes Controlling für Onshore-Vorhaben eingeführt. Seit 2020 gibt es dieses auch für Offshore-Vorhaben. Kernelemente des Controllings sind die Zeitpläne für jedes Netzausbauvorhaben. Bei regelmäßigen Treffen von BMWK, der Bundesnetzagentur (BNetzA), den Bundesländern und den Netzbetreibern wird über jedes Vorhaben gesprochen. So können die Beteiligten konkrete Hindernisse und Risiken für die Zeitpläne frühzeitig identifizieren und Gegenmaßnahmen ergreifen. Mehr Informationen zum Controlling finden Sie hier (PDF, 130 KB).
Netzentwicklungsplan 2023-2037/2045
Den Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan 2023-2037/2045 hat die Bundesnetzagentur im Juli 2022 bestätigt. Er enthält jeweils drei Szenarien für die Jahre 2037 und 2045. Dadurch werden drei mögliche Pfade zur Erreichung der Klimaneutralität im Jahr 2045 beschrieben. Die Pfade unterscheiden sich insbesondere darin, in welchen Bereichen grüner Wasserstoff zukünftig zur Anwendung kommt, wie stark erneuerbare Energien und Elektrolyseure ausgebaut werden und welche Effizienzgewinne dem steigenden Strombedarf entgegenwirken. Alle drei Pfade bilden das hohe Ambitionsniveau des Klimaschutzgesetzes und des Erneuerbare-Energien-Gesetzes ab. So wird das Stromnetz bereits für das Jahr 2037 auf eine Einspeiseleistung von etwa 160 Gigawatt Wind an Land, mindestens 50 Gigawatt Wind auf See und rund 350 Gigawatt installierte Photovoltaikleistung ausgelegt.
Auf der Grundlage dieser Szenarien erstellen die Übertragungsnetzbetreiber die Entwürfe für den Netzentwicklungsplan 2023 -2037/2045, die sie bei der Bundesnetzagentur zur Prüfung einreichen. Die enthaltenen Maßnahmen bilden erstmals ein Klimaneutralitätsnetz ab, das zur Erreichung der Klimaneutralität im Jahr 2045 erforderlich sein wird. Die Bundesnetzagentur prüft den Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber und genehmigt die erforderlichen Maßnahmen für einen langfristig bedarfsgerechten Netzausbau.
Der Netzausbau schreitet voran
Damit die Stromversorgung sicher und bezahlbar bleibt, müssen in Deutschland mehrere tausend Kilometer Stromtrassen um- und ausgebaut werden. Eine Mammutaufgabe, die durch die fortlaufende Zusammenarbeit aller Beteiligten vorangekommen ist.
Die Gesamtlänge aller Netzausbauvorhaben (derzeit 119 Vorhaben nach dem EnLAG und BBPlG) liegt aktuell bei 13.679 km (ohne Offshore, BMWK-Controlling Stand Q4/2022), die sich wie folgt aufteilt:
4.146 km vor dem Genehmigungsverfahren
1.074 km in Raumordnung oder Bundesfachplanung
5.010 km in oder vor Planfeststellung oder Anzeigeverfahren
Die i.R.d. regelmäßigen Netzausbau-Controllings von Genehmigungsbehörden und Übertragungsnetzbetreibern aktuell gemeldeten Zeitpläne sehen vor, dass bis Ende 2030 nahezu 10.000 km genehmigt werden und in Betrieb gehen sollen. Der weitere noch zusätzliche Netzausbaubedarf, der sich mit Blick auf das Klimaneutralitätsnetz 2045 ergibt, ist in diesen Zahlen noch nicht enthalten. Knapp 60 % der zu realisierenden Leitungskilometer (nach derzeitigem Stand über 8.000 km) sind Bundesvorhaben in Zuständigkeit der BNetzA. Diese umfassen auch alle großen Netzausbauvorhaben der HGÜ-Technologie. Die restlichen Vorhaben liegen in Zuständigkeit der Bundesländer.
Um einen stabilen Netzbetrieb auch in einem künftig klimaneutralen Stromsystem gewährleisten zu können, entwickelt das BMWK die Roadmap Systemstabilität. Unter breiter Stakeholder-Beteiligung soll ein Zielbild und ein Transformationspfad hin zu einem sicheren und robusten (Strom-)Systembetrieb mit 100 Prozent Erneuerbaren erarbeitet werden. Mehr Informationen erhalten Sie hier
Übertragungsnetzbetreiber betreiben das deutsche Höchstspannungsübertragungsnetz
37.000
Kilometer Gesamtlänge
haben die großen Übertragungsnetze in Deutschland
ca. 50
Milliarden Euro
prognostizieren die Netzbetreiber für Investitionen in das Übertragungsnetz (Onshore und Offshore) bis 2030
1,2
Millionen Kilometer Länge
hat das Niederspannungsnetz in Deutschland, über das der Strom an die Endverbraucher verteilt wird
Das deutsche Stromnetz
Über große Distanzen bis in jede Steckdose
Deutschland verfügt über ein vergleichsweise gut ausgebautes und verzweigtes Stromnetz. Es ist unterteilt in Übertragungsnetze – hier wird der Strom mit Höchstspannung transportiert – und Verteilernetze, über die Regionen und Endverbraucher mit Strom versorgt werden.
Die vier Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland (TenneT, 50Hertz Transmission, Amprion und TransnetBW) sorgen für den sicheren Betrieb der Infrastruktur der Übertragungsnetze und deren Instandhaltung, bauen Stromleitungen aus und gewähren Stromhändlern/-lieferanten diskriminierungsfrei Zugang zu diesen Netzen. Kontrolliert werden sie von der Bundesnetzagentur, einer im Geschäftsbereich des BMWK angesiedelten Bundesbehörde, die zum Beispiel den Netzausbau und die Entgelte für die Nutzung der Netze genehmigt.
Über große Distanzen: Übertragungsnetze
Übertragungsnetze ermöglichen einen deutschlandweiten und grenzüberschreitenden Transport von Strom über große Entfernungen – möglichst verlustarm und direkt dorthin, wo der Strom verbraucht wird. Über sogenannte Kuppelleitungen ist das deutsche Höchstspannungsnetz an das europäische Verbundnetz angeschlossen. Die Stromkreislänge der Übertragungsnetze beträgt rund 37.000 Kilometer. Übertragen wird bei Drehstrom mit Höchstspannung von 220 Kilovolt (kV) oder 380 kV, bei den geplanten neuen Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen mit bis zu 525 kV.
Direkt zum Verbraucher: Verteilernetze
Auf der Ebene der Verteilernetze wird der Strom in Hoch-, Mittel- und Niederspannung übertragen. Die Netze mit niedrigeren Spannungsebenen dienen der Verteilung des Stroms an die Endverbraucher. In diesem Bereich ist eine Vielzahl von regionalen und kommunalen Netzbetreibern tätig.
Hochspannung: 60 kV bis 220 kV (Stromkreislänge rund 94.000 km)
Das Hochspannungsnetz ist die Verbindung zum Höchstspannungsnetz (Umspannwerke). Mit Hochspannungsnetzen wird der Strom grob zu Ballungszentren oder auch direkt an große Industriebetriebe verteilt.
Mittelspannung: 6 kV bis 60 kV (Stromkreislänge rund 520.000 km)
Das Mittelspannungsnetz verteilt den Strom an regionale Transformatorenstationen oder direkt an größere Einrichtungen wie beispielsweise Krankenhäuser oder Fabriken.
Niederspannung: 230 V oder 400 V (Stromkreislänge rund 1.190.000 km)
Das Niederspannungsnetz dient der Feinverteilung. An das Niederspannungsnetz sind private Haushalte, kleinere Industriebetriebe, Gewerbe und Verwaltung angeschlossen.
Controlling des Netzausbaus
Netzausbau ist Chefsache
Das Bundeswirtschaftsministerium kümmert sich mit den Energieministerinnen und Energieministern der Länder um den Netzausbau. Sie haben mit den Übertragungsnetzbetreibern konkrete Zeitpläne und Meilensteine für alle Netzausbauvorhaben und alle Offshore-Anbindungsleitungen abgestimmt.
Im Mai 2019 ist das Gesetz zur Beschleunigung des Energieleitungsausbaus in Kraft getreten. Damit wurden die behördlichen Verfahren schlanker gemacht und unnötige Bürokratie abgebaut. Jetzt geht es darum, die Netzausbauprojekte möglichst schnell umzusetzen.
Dazu hat sich das Bundeswirtschaftsministerium gemeinsam mit den Energieministern der Länder sowie den Geschäftsführern der Übertragungsnetzbetreiber bei der Energieministerkonferenz am 24. Mai 2019 auf konkrete Zeitpläne und Meilensteine für alle Netzausbauvorhaben geeinigt. Die Zeitpläne wurden auf www.netzausbau.de veröffentlicht. Sie können auch hier (PDF, 130 KB) abgerufen werden. Die Zeitpläne stellen die Soll-Größe für das Netzausbau-Controlling dar. Sie erlauben den Abgleich mit dem tatsächlichen Fortschritt der Netzausbauprojekte, den die BNetzA jedes Quartal auf ihrer Website veröffentlicht. So wird für die am Netzausbau Beteiligten schnell sichtbar, welche Projekte als gute Beispiele dienen können oder wo zusätzliches Engagement erforderlich ist. Lösungsansätze für eine Optimierung und Beschleunigung des Netzausbaus im bestehenden Rechtsrahmen lassen sich einem im Auftrag des BMWK erstellten Praxisleitfaden entnehmen.
Ein Jahr später hat sich das Bundeswirtschaftsministerium gemeinsam mit der Bundesnetzagentur und dem Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie und den Energieministern der Küstenländer sowie den Geschäftsführern der beteiligten Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion und TenneT auf eine gemeinsame Offshore-Vereinbarung (PDF, 244 KB) geeinigt. Danach verpflichten sich alle Beteiligten auf die erforderlichen Maßnahmen und eine enge Zusammenarbeit, um den Windenergieausbau in der Nord- und Ostsee voranzubringen. Die Anhebung des Ausbauziels von 15 Gigawatt auf 20 Gigawatt bis zum Jahr 2030 erfordert, dass alle erforderlichen Anbindungsleitungen zeitgerecht in Betrieb gehen. Die konkreten Meilensteine und Zeitpläne (PDF, 92 KB) für alle Beteiligten stellen dabei sicher, dass die erforderlichen Planungs- und Genehmigungsschritte sowie der Bau der Anbindungsleitungen und der Offshore-Windparks Hand in Hand gehen. Die Zeitziele werden im Rahmen des Netzausbau-Controllings des BMWK regelmäßig überprüft, sodass bei Verzögerungen Gegenmaßnahmen schneller eingeleitet werden können.
Die Weichen für den weiteren Netzausbau sind gestellt: Seit Anfang 2016 haben Erdkabel Vorrang bei neuen Gleichstromvorhaben.
Bisher kommt beim Stromtransport über große Distanzen auf Höchstspannungsebene Drehstrom (Wechselstrom) zum Einsatz. Die neuen großen Nord-Süd-Leitungen wie SuedLink werden aber als Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen (HGÜ-Leitungen) geplant und gebaut. Sowohl bei den Drehstrom- als auch bei den Gleichstromvorhaben kamen bisher vorrangig Freileitungen zum Einsatz.
Das Gesetz zur Änderung von Bestimmungen des Rechts des Energieleitungsbaus hat nicht nur die Liste der besonders dringlichen Vorhaben angepasst, sondern auch die Regelungen zur Erdverkabelung von Übertragungsleitungen auf eine neue Grundlage gestellt. Neue Gleichstromvorhaben sind jetzt vorrangig als Erdkabel zu planen. Diese sind zwar teurer, erhöhen aber die Akzeptanz, da der Eingriff in die Landschaft deutlich geringer ist.
Bei Wechselstromleitungen ist die Verkabelung ungleich schwieriger. Im Rahmen von Pilotvorhaben werden auf Teilabschnitten in den kommenden Jahren ebenfalls Erdkabel getestet. Mehr erfahren.
Fragen und Antworten (FAQ) zum Thema Erdkabel
Bedeutet der Vorrang von Erdkabeln nicht Mehrkosten für den Verbraucher?
Die 5 Schritte des Netzausbaus: Von der Bedarfsplanung bis zur fertigen Trasse
1
Szenarien der Energieversorgung
2
Netzentwicklungsplan, Offshore-Netzentwicklungsplan und Umweltbericht
3
Bundesbedarfsplan
4
Entscheidung über Trassenverläufe
5
Festlegung der exakten Trassenverläufe im Planfeststellungsverfahren
Szenarien der Energieversorgung
Wie viel Strom wird in den nächsten 10 Jahren wo erzeugt und wo verbraucht? Ein sogenannter Szenariorahmen beantwortet diese Fragen und schafft die Basis der notwendigen Netzausbauplanung. Entworfen wird der Szenariorahmen von den Übertragungsnetzbetreibern, geprüft und genehmigt von der Bundesnetzagentur (BNetzA).
Netzentwicklungsplan, Offshore-Netzentwicklungsplan und Umweltbericht
Mit Hilfe des Szenariorahmens bestimmen die Übertragungsnetzbetreiber nun den notwendigen Ausbau. Die Ergebnisse fassen sie in einem gemeinsamen Netzentwicklungsplan (NEP) und einem Offshore-Netzentwicklungsplan (O-NEP) zusammen. Auch Umweltauswirkungen werden dabei betrachtet – zusammengefasst in einem Umweltbericht. Das Ergebnis prüft und bestätigt die BNetzA.
Die BNetzA übermittelt die bestätigten Netzentwicklungspläne (Onshore und Offshore) sowie den Umweltbericht an die Bundesregierung. Sie dienen als Grundlage für ein Bundesbedarfsplangesetz. Die Bundesregierung muss mindestens alle vier Jahre einen solchen Entwurf dem Bundesgesetzgeber zur Abstimmung vorlegen.
Ist das Bundesbedarfsplangesetz beschlossen, stehen Start- und Endpunkte der künftigen Höchstspannungsleitungen fest. Jetzt werden genaue Trassenkorridore festgelegt – bis zu 1 Kilometer breite Streifen, in denen später die Leitungen verlaufen werden. Für länder- und grenzüberschreitende Leitungen übernimmt dies die BNetzA, für die anderen Leitungen die Länder.
Festlegung der exakten Trassenverläufe im Planfeststellungsverfahren
Die im vierten Schritt ermittelten Korridore bilden die Grundlage für den fünften Schritt: das Planfeststellungsverfahren. Der Planfeststellungsbeschluss legt alle wichtigen Details der zukünftigen Höchstspannungsleitung fest: Den genauen Trassenverlauf und die zu verwendende Übertragungstechnik.
Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutzz fördert die Initiative „Bürgerdialog Stromnetz“. Die Ziele: Fundiertes Wissen zum Stromnetzausbau als Teil der Energiewende vermitteln und vor Ort Dialoge führen.
Die Energiewende ist ein Gemeinschaftsprojekt – umso wichtiger sind Transparenz und Dialog. Während eine große Mehrheit die Energiewende grundsätzlich befürwortet, haben sich viele Bürgerinnen und Bürger mit dem dafür notwendigen Ausbau von Infrastrukturen wie Stromleitungen noch nicht intensiv auseinandergesetzt beziehungsweise stehen diesem weniger befürwortend gegenüber.
Das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz fördert deshalb die Initiative „Bürgerdialog Stromnetz“. Sie steht Betroffenen und der breiten Öffentlichkeit als neutrale Informations- und Dialogplattform zu allen Fragen rund um die Energiewende und den Netzausbau zur Verfügung und gestaltet einen breiten gesellschaftlichen Dialog. Deutschlandweit zehn regionale Ansprechpartnerinnen und -partner, ein mobiles Bürgerbüro, eine Bürger-Hotline, verschiedene Veranstaltungsformate vor Ort und auf Wunsch auch virtuell, ein umfassendes Online-Informationsangebot mit Online-Bürgerbüro sowie Presse- und Social-Media-Arbeit bieten Bürgerinnen und Bürgern vielfältige Möglichkeiten, sich über den Netzausbau und die Energiewende zu informieren und ihre Anliegen im Dialog zu erörtern.
Alle weiteren Informationen zum „Bürgerdialog Stromnetz“ finden Sie hier.
Netzbetrieb und Systemsicherheit
Netzbetrieb und Systemsicherheit
Für das weitere Gelingen der Energiewende auf dem Weg zu einem klimaneutralen Stromsystem ist neben dem zügigen Ausbau erneuerbarer Energien und der Stromnetze ein stabiler Netzbetrieb essenziell. Die Energiewende verändert die Stromversorgung in Deutschland grundlegend. Marktteilnehmer und Netzbetreiber müssen neuen Anforderungen gerecht werden, um einen stabilen Betrieb des Stromversorgungssystems und damit auch die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Damit geht auch ein Weiterentwicklungsbedarf für Netzbetriebskonzepte, technische Spezifikationen und Regelsetzungen der Stromnetze einher.
Aufgrund des Rückgangs konventioneller Kraftwerke mit Synchrongeneratoren müssen deren Eigenschaften alternativ erbracht und Systemdienstleistungen sowie das Aufgabenspektrum der erneuerbaren Erzeugungsanlagen und weiterer Anlagen weiterentwickelt werden. Mit dem beschleunigten Ausbau der erneuerbaren Energien , insbesondere Wind und PV, als tragende Säule der Energieversorgung und einem möglichen vorgezogenen Kohleausstieg 2030, kommt dem Anpassungsprozess eine besondere Bedeutung zu. Die erneuerbaren Energien sind im Vergleich zu konventionellen Großkraftwerken i.d.R. im Verteilnetz und über leistungselektronische Stromrichter an das Stromnetz angeschlossen. Daraus ergeben sich neue und andere Anforderungen an die erneuerbaren Erzeugungsanlagen aber auch neue Möglichkeiten, um einen sicheren und robusten Netzbetrieb zu gewährleisten. Außerdem bedarf es deutlich engerer Kooperationen zwischen Netzbetreibern (VNB/ÜNB und VNB/VNB). Insgesamt macht dieser „elektrotechnische Wandel“ (vom Synchrongenerator zur Leistungselektronik) neue Lösungen für den Netzbetrieb und zur Sicherstellung der Systemstabilität möglich und gleichzeitig erforderlich.
Aufgrund der hohen Anzahl der am Netz angeschlossenen Anlagen und der zunehmend erforderlichen Digitalisierung steigen Komplexität und Risiken des Stromversorgungssystems, auch hinsichtlich der Systemstabilität. Es bedarf deshalb der Entwicklung eines robusten und fehlertoleranten Systems auch unter den sich verändernden Rahmenbedingungen. Das Ziel ist ein sicherer und robuster Betrieb der Stromnetze mit 100% erneuerbaren Energien.
Roadmap Systemstabilität
Das BMWK entwickelt deshalb mit breiter Branchenbeteiligung und enger Einbindung der Bundesnetzagentur die „Roadmap Systemstabilität“ . Übergeordnetes Ziel der Roadmap ist es, einen Fahrplan zur Erreichung eines sicheren und robusten Systembetriebs mit 100% erneuerbaren Energien zu entwickeln. In der Roadmap soll aufgezeigt werden, welche Prozesse und Funktionalitäten hierfür benötigt werden. Dafür ist es notwendig, vom Ziel her zu denken und einen robusten Transformationspfad für den Weg dorthin aufzuzeigen.
Der Prozess ist im Oktober 2022 gestartet. Unter Leitung des BMWK sowie der Begleitung eines Beirates erfolgt die Erarbeitung durch themenspezifische Arbeitsgruppen mit aktiver Beteiligung aller relevanten Akteure (Netzbetreiber, Hersteller, Wissenschaft, Verbände). Dabei werden für die einzelnen Themenfelder die konkreten Handlungsbedarfe („Was“), Verantwortlichkeiten/ Umsetzungsprozesse („Wer“) und die Zeitschiene („Wann“) erarbeitet und festgelegt. Die konkreten Maßnahmen und Umsetzungsschritte sollen durch die Roadmap eindeutigen Prozessen (z.B. im Rahmen der Weiterentwicklung der technischen Anschlussregeln oder der Einführung marktgestützter Beschaffungen von Systemdienstleistungen) und Akteuren (z.B. Netzbetreiber, Normungsgremien, Bundesnetzagentur) zugeordnet werden.
Die Veröffentlichung der Roadmap Systemstabilität ist für Herbst 2023 vorgesehen. Nach der Veröffentlichung erfolgen die Umsetzung und das Monitoring der Maßnahmen der Roadmap.
Systemdienstleistungen
Systemdienstleistungen (SDL) dienen dazu, dass das Stromnetz immer stabil und sicher betrieben werden kann. Hierzu zählen
Frequenzhaltung, um Ungleichgewichte zwischen Ein- und Ausspeisungen auszugleichen und die Netzfrequenz auf ihrem Sollwert von 50 Hertz zu halten,
Spannungshaltung, um die Spannung immer innerhalb eines vorgegebenen Bereichs zu halten,
Betriebsführung, bei der die Netzbetreiber den korrekten Netzbetrieb überwachen und ggf. steuernd eingreifen, z.B. bei Leitungsüberlastungen, und
Versorgungswiederaufbau, um nach dem unwahrscheinlichen Fall eines großflächigen Stromausfalls die Stromversorgung schnellstmöglich wieder hochzufahren, insbesondere mithilfe sogenannter schwarzstartfähiger Kraftwerke.
Die Netzbetreiber greifen dabei auf Produkte für Systemdienstleistungen (SDL-Produkte) zurück, die entweder durch Netzbetriebsmittel der Netzbetreiber oder Netznutzer (Erzeuger, Verbraucher, Speicher) bereitgestellt werden können.
Marktgestützte Beschaffung von Systemdienstleistungen
Zukünftig sollen Systemdienstleistungen grundsätzlich transparent, diskriminierungsfrei und marktgestützt beschafft werden, sofern sie nicht durch die Netzbetreiber selbst aus Netzbetriebsmitteln erbracht werden. Die konkreten Beschaffungssysteme werden von der Bundesnetzagentur festgelegt werden. Ausnahmen wird es nur geben, wenn eine marktgestützte Beschaffung wirtschaftlich nicht effizient wäre. Hierfür hat der Bundestag am 08. Oktober 2020 ein Gesetz zur marktgestützten Beschaffung von Systemdienstleistungen beschlossen. Ziel der Regelung ist es, das Erbringen der Systemdienstleistungen durch die Einführung von transparenten und diskriminierungsfreien und marktgestützten Verfahren für alle Marktteilnehmer zu öffnen, egal ob Erzeuger, Speicher oder Verbraucher. Mit den Änderungen wird Wettbewerb angereizt. Dadurch können technische Potenziale zur Erbringung von Systemdienstleistungen gehoben werden und die Effizienz des Netzbetriebs wird verbessert.
Zur Unterstützung der Einführung marktgestützter Beschaffungssysteme und zur Entwicklung von konkreten mögliche Lösungsbeiträge für den zukünftigen Netzbetrieb hat das Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz das Projekt SDL-Zukunft durchgeführt („Zukünftiger Bedarf und Beschaffung von Systemdienstleistungen“). Das Ministerium arbeitete im Rahmen dieses Projektes eng mit der Bundesnetzagentur zusammen und hat relevante Beteiligte wie Netzbetreiber, Branchenverbände und Wissenschaft einbezogen. In diesem Rahmen wurde auch untersucht, für welche Systemdienstleistungen eine marktgestützte Beschaffung zum damaligen Zeitpunkt nicht wirtschaftlich effizient erschien. Dazu hat das Projekt Beinen Ergebnisbericht veröffentlicht (PDF, 1.014 KB). Die Bundesnetzagentur hat am 18.12.2020 Festlegungen hierzu erlassen und folgende vier Systemdienstleistungen derzeit von einer marktgestützten Beschaffung ausgenommen:
Trägheit der lokalen Netzstabilität (Momentanreserve)
Intelligente Netze und die Digitalisierung der Energiewende
Die Stromerzeugung aus Wind- und Solarenergie unterliegt erheblichen Schwankungen. Daher müssen Erzeugung, Netze und Verbrauch intelligent miteinander verknüpft werden. Der Strommarkt sorgt dafür, dass Energieerzeugung und -nachfrage aufeinander abgestimmt werden.
Der Begriff „intelligentes Stromnetz“ (englisch „smart grid“) beschreibt die kommunikative Anbindung der Akteure des Energiesystems von der Erzeugung über den Transport, die Speicherung und die Verteilung bis hin zum Verbrauch. So entsteht ein integriertes Daten- und Energienetz mit völlig neuen Strukturen und Funktionalitäten. Intelligente Netzesollen die Energieversorgung von morgen auf Basis eines effizienten und zuverlässigen Systembetriebs sicherstellen. Präzise Informationen über das Verhalten Millionen dezentraler Erzeugungsanlagen sind für einen energiewendetauglichen Netzbetrieb unerlässlich. Ähnliches gilt auf Verbraucherseite zum Beispiel für die Integration der Elektromobilität.
Eine wichtige Rolle spielen hierbei intelligente Messsysteme, sogenannte „Smart Meter“. Als fernkommunizierende digitale Stromzähler ermöglichen sie direkte Übertragungen von Messwerten an Verbraucher, Netzbetreiber, Energielieferanten und Energiedienstleister. Der Verbraucher erhält eine präzise Visualisierung seines Verbrauchsverhaltens und sieht so jede „vergeudete“ Kilowattstunde. Dies kann ihn zu energiesparendem Verhalten motivieren. Zum anderen ermöglichen intelligente Messsysteme die Umsetzung variabler Tarife, in denen der Verbraucher wirtschaftliche Anreize erhält, Strom dann zu nutzen, wenn er am günstigsten ist. Intelligente Messsysteme ermöglichen den Netzbetreibern zudem einen präzisen Blick in ihr Stromnetz, - so können über sie Erzeugungs- und Verbrauchsanlagen angesteuert werden.
Das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende
Das Gesetz zur Digitalisierung der Energiewende schafft die rechtlichen Voraussetzungen für „Smart Grid“, „Smart Meter“ und „Smart Home“ in Deutschland und ermöglicht so die digitale Infrastruktur für eine erfolgreiche Verbindung von über 1,5 Millionen Stromerzeugern und großen Verbrauchern. Im Zentrum steht die Einführung intelligenter Messsysteme. Sie dienen als sichere Kommunikationsplattform, um das Stromversorgungssystem energiewendetauglich zu machen. Datenschutz und Datensicherheit werden dabei besonders groß geschrieben - das Gesetz enthält höchste technische Mindestanforderungen. Das beschlossene und verkündete Gesetz finden Sie hier (PDF: 264 KB).
SINTEG: Sichere Netze auch bei hohen Anteilen fluktuierender Stromerzeugung
Mit dem Förderprogramm „Schaufenster intelligente Energie - Digitale Agenda für die Energiewende“ (SINTEG) werden in fünf Modellregionen neue Ansätze für einen sicheren Netzbetrieb bei hohen Anteilen fluktuierender Stromerzeugung aus Wind- und Sonnenenergie entwickelt und demonstriert. Das Förderprogramm thematisiert damit zentrale Herausforderungen der Energiewende wie Systemintegration, Flexibilität, Digitalisierung, Systemsicherheit und Energieeffizienz sowie den Aufbau intelligenter Energienetze und Marktstrukturen.
Dazu wurden fünf großflächige „Schaufenster“ aufgebaut, um Wissen, Erfahrungen und Aktivitäten systemübergreifend zu bündeln. Die Schaufenster gehen die technischen, wirtschaftlichen und regulatorischen Herausforderungen der Energiewende der nächsten Jahrzehnte an und sollen in der Praxis getestete Musterlösungen liefern. Diese können als „Blaupause“ für die Weiterentwicklung der Energiewende dienen. Mehr erfahren
Wettbewerb und Regulierung
Verbesserter Rahmen für kosteneffiziente Investitionen
Unsere Strom- und Gasnetze sind sogenannte natürliche Monopole: Die Marktkräfte allein führen nicht zu einem freien Zugang für alle Marktteilnehmer und fairen Preisen. Deshalb wird die Netzinfrastruktur staatlich reguliert. Davon profitieren nicht nur Verbraucherinnen und Verbraucher, sondern auch Energieerzeuger und Energiehändler.
Um Wettbewerb im Monopolbereich der Strom-und Gasversorgung, den Netzen und Leitungen, zu schaffen, gibt es die Anreizregulierungsverordnung (ARegV). Sie sorgt für einen gleichberechtigten Zugang und wettbewerbliche Nutzungsentgelte. Darüber hinaus setzt sie Anreize für Netzbetreiber, effizient zu wirtschaften und ihre Kosten zu senken.
Mit der Novellierung der Anreizregulierungsverordnung 2016 hat die Bundesregierung den Regulierungsrahmen an die Herausforderungen der Energiewende angepasst. Ziel ist weiterhin, die Verteilernetze zügig und kostengünstig auszubauen. Kernstück der Verordnung: Der Investitionsrahmen für Verteilnetzbetreiber wurde modernisiert. Individuelle Investitionskosten werden nun besser berücksichtigt und besonders effiziente Netzbetreiber mit einem zusätzlichen Bonus belohnt. Mehr erfahren Sie hier.
Zurzeit prüft das Bundeswirtschaftsministerium, ob die sonstigen Maßnahmen zur Beschleunigung des Netzausbaus durch sinnvolle ökonomische Anreize flankiert werden können. Dazu fand zwischen Mai 2019 und März 2020 im Bundeswirtschaftsministerium ein Branchendialog statt. Näheres dazu finden Sie hier.
Parlamentarische
Anfragen
Antworten der Bundesregierung auf Anfragen aus dem Bundestag zum Netzausbau
Gemeinsam Lösungen für den Netzausbau voranbringen
Die gesellschaftliche Akzeptanz des Leitungsbaus, gute Planungs- und Genehmigungsverfahren für Stromleitungen, die Entwicklung intelligenter Netze und Zähler und der Erhalt eines sicheren Netzbetriebs: Das sind nur einige der wichtigen Themen der Plattform Energienetze. Seit 2011 entwickeln wichtige Akteure des Netzausbaus – Netzbetreiber, Verwaltungen und Verbände – hier gemeinsame Lösungen.
Der Ausbau der Stromnetze hat für die Bundesregierung höchste Priorität. Der Stromleitungsbau ist eine der zentralen Voraussetzungen für den Ausbau der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien und entscheidender Wegbereiter des europäischen Wettbewerbs im Strommarkt.
Ein wesentliches Ziel der Plattform Energienetze ist es daher, die Modernisierung und den Ausbau des Stromnetzes voranzubringen. Mehr zur Arbeitsweise, Themen und Ergebnissen der Plattform erfahren Sie hier.
Pressemitteilungen
13.07.2022 - Pressemitteilung - Netze und Netzausbau
Erste Ersatzkraftwerke können an den Strommarkt zurückkehren und Beitrag zur Gaseinsparung leisten– Bundeskabinett verabschiedet Verordnung zur Netzreserve
