Stellungnahme des Landesverbandes Hessen zum Entwurf des
Netzentwicklungsplanes 2025

- Gesetzliche Änderungen wurden nur ungenügend berücksichtigt
Die Netzbetreiber als Autoren des Netzentwicklungsplanes führen in ihrem Vorwort aus, dass sie die
Einigung der Parteivorsitzenden zu Fragen des Energieleitungsbaus vom 1.7. in ihre Betrachtungen
einbezogen haben. Allerdings konnten sie die tatsächlich vom Bundestag beschlossenen Änderungen
des Rechts zum Energieleitungsbau vom 4.12.2015 nicht aufnehmen.

Die Autoren führen dazu aus: „Der in den Eckpunkten der Regierungskoalition vom 01.07.2015
enthaltene Erdkabelvorrang für HGÜ-Verbindungen befand sich zum Redaktionsschluss des NEP 2025
noch im Gesetzgebungsverfahren. Daher können die genauen Auswirkungen in diesem Bericht noch
nicht vollständig abgebildet werden. Als erste Abschätzung wird deshalb in Kapitel 4.1.3 eine
Bandbreite der möglichen Kostenauswirkungen eines gesetzlichen Erdkabelvorrangs für HGÜ-
Verbindungen auf den in diesem NEP identifizierten HGÜ-Netzausbaubedarf angegeben.“
Für diese Kostenschätzung gibt es keine Grundlage, da noch völlig unklar ist, wo die Trasse als
Erdkabel verlegt wird, wie viele kostenintensive Übergänge es von Freileitung zum Erdkabel
erforderlich sind und wo die Trasse verlegt werden kann, so dass Bodenbeschaffenheit und
Streckenlänge in keiner Weise abschätzbar sind.

Weiterhin führen die Autoren aus, dass „der vorliegende NEP erstmals das im Sommer 2014
novellierte Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) abbildet“.
Bereits Ende Juli 2015 hat das Bundeswirtschaftsministerium (BMWi) Vorschläge für die nächste
Novelle des EEG gemacht, Ende November wurde das Eckpunktepapier veröffentlicht, das ebenfalls
nicht im NEP2025 berücksichtigt wurde.

Am 3.12.2015 wurde die aktuelle Novelle des Gesetzes zur Neuregelung des Kraft-Wärme-
Kopplungsgesetzes vom Deutschen Bundestag angenommen. Auch diese Gesetzesänderung fand
keine Berücksichtigung.

Die Planung ist deshalb bereits Makulatur, bevor die Konsultation abgeschlossen ist und
hinsichtlich der Kostenschätzung in keiner Weise belastbar.

- Der Übertragungsbedarf wird weiterhin anhand der Menge des produzierten Stroms und
nicht aufgrund des Verbrauchs definiert.

Wie alle Pläne zuvor wird der Bedarf an Übertragungsleistung in erster Linie daran bemessen,
wieviel Strom produziert und europaweit gehandelt werden kann:
„Im ersten Schritt wird für jedes Szenario des Szenariorahmens in einer Marktsimulation ermittelt,
wann die entsprechenden erneuerbaren wie konventionellen Erzeugungsanlagen wie viel Energie ins
Netz einspeisen. In der Marktsimulation wird das Wetter ebenso simuliert wie die Einbettung
Deutschlands in den europäischen Strombinnenmarkt. Daraus wird der Übertragungsbedarf im
Übertragungsnetz für jedes Szenario anhand der Netznutzungsfälle im Zieljahr 2025 bzw. 2035
ermittelt.
Im zweiten Schritt wird darauf aufbauend für jedes Szenario in Netzanalysen der
Netzentwicklungsbedarf (Netzverstärkungen und Netzausbau) bestimmt.“

Als Nettostromverbrauch wird das Referenzjahr 2013 angegeben. Im Szenario C wird sogar davon
ausgegangen, dass der Nettostromverbrauch aufgrund der Energiesparmaßnahmen sinkt. Dennoch
geht auch dieses Szenario davon aus, dass die installierte Leistung gegenüber 2013 von 182,2 GW auf
201,8 GW ansteigt.

Auch dieser Netzentwicklungsplan macht deutlich, dass es nicht um die Sicherstellung der
Stromversorgung der Verbraucher nach Abschaltung der Atomkraftwerke geht, wie immer
argumentiert wird. Es geht darum, dass die Stromproduzenten ihren Strom europaweit handeln
können und die Energiekonzerne ihren europaweiten Absatz für den konventionell erzeugten
Strom in den Kohlekraftwerken und in den großen Off-shore-Anlagen sichern.

Die rasante technische Entwicklung im Bereich der Erneuerbaren und der
Speichertechnologien bleibt unberücksichtigt

Der NEP 2015 berücksichtigt die rasante Entwicklung der neuen Technologien im Bereich der
Erneuerbaren und der Speicher im Szenariorahmen nicht:
„Die Entwicklung der deutschen Energielandschaft ist von einer Vielzahl von Faktoren geprägt.
Themen wie weitere Bevölkerungsentwicklung, Smart Cities, Elektromobilität, Demand Side
Management und Speicher sind einige der sich dynamisch entwickelnden Felder. Langfristig können
hieraus relevante Verschiebungen hinsichtlich der Erzeugungs- oder auch Verbrauchsstruktur
erwachsen, die sich in den Erfordernissen an das Verteilungsnetz und ggf.auch an das
Übertragungsnetz niederschlagen. Im zehnjährigen Planungshorizont des Netzentwicklungsplans sind
diese bisher nicht absehbar.“

Bedenkt man allein, dass die Kosten für Stromspeicher innerhalb eines Jahres um 25 % gesunken
sind und power-to-gas-Anlagen bis spätestens 2030 marktreif sind, so ist die o.a. Aussage der
Netzbetreiber unhaltbar.
Studien wie die des VDE zum zellulären Ansatz, die davon ausgehen, dass Energie innerhalb von
Zellen weitgehend autark produziert werden kann, so dass der Übertragungsbedarf erheblich
gesenkt werden kann, finden keine Berücksichtigung.

Dazu sagt Frau Prof. Dr. Claudia Kemfert, Leiterin der Abteilung Energie, Verkehr, Umwelt am DIW
Berlin im DIW WOCHENBERICHT NR. 42/2015 VOM 14. OKTOBER 2015:
„Einige Studien belegen jedoch, dass vermutlich gar kein Netzausbau notwendig sein wird, wenn
die Energiewende dezentral umgesetzt wird und auf konsequentes Energiesparen sowie
mittelfristiges Speichern gesetzt wird. Netzunternehmen haben ein Interesse daran, die Netze
auszubauen, da sie damit derzeit am meisten Geld verdienen können. Studien zeigen, dass es
deswegen zu einer Überschätzung der Bedarfsplanung kommt.“
Dieser Aussage kann sich der Landesverband nur anschließen.

Vergleich zu NEP 2014
Die über Nordhessen führende Trasse (SuedLink) wird im Plan als Maßnahme DC3 (Schleswig-
Holstein-Baden-Württemberg) und DC 4 (Schleswig-Holstein-Bayern) mit jeweils 2 GW
Übertragungsleistung angeben. Sie bleibt aus Sicht von Tennet eine Vorzugsmaßnahme.
Die Ausweitung auf insgesamt 12 GW wie im NEP 2014 ist im NEP 2025 auch für die Szenarien bis
2035 nicht vorgesehen. Eine Begründung dafür war nicht zu finden.

Wenn innerhalb eines Jahres der Übertragungsbedarf bis 2034/35 im Netzentwicklungsplan um 8
GW gesunken ist, stellt sich die Frage, zu welchem Ergebnis der nächste NEP kommt.
Fazit:
- Die aktuellen gesetzlichen Änderungen wurden nicht eingearbeitet.
- Weiterentwicklungen insbesondere auf dem Gebiet der Speichertechnologien bleiben
unberücksichtigt.
- Das gleiche gilt auch für aktuelle, ernstzunehmende Studien wie die des VDE zum zellulären
Ansatz, die den Bedarf an Übertragungsleitungen erheblich geringer einschätzt.

Aus Sicht des Landesverbandes der Bürgerinitiativen gegen SuedLink ist die vorgelegte Planung
nicht vertrauenserweckend und sollte grundsätzlich überarbeitet werden.

Mit freundlichen Grüßen
Erika Carstensen-Bretheuer
(Sprecherin des Landesverbandes Hessen)

Stellungnahme des Landesverbandes Hessen zum Szenariorahmen 2030

20.02.2016 (per E-Mail: szenariorahmen@bnetza.de)
An: Bundesnetzagentur Referat 613 Szenariorahmen Postfach 80 01 53105 Bonn

1. Grundsätzliches
Der Szenariorahmen 2030 bildet die Grundlage für die kommenden Netzentwicklungspläne und trifft Annahmen zu den installierten Kraftwerkskapazitäten, zum Stromverbrauch und zu weiteren Parametern wie Preisentwicklungen für Brennstoffe und CO2 sowie die europäischen Handelskapazitäten. Wieder wurde er von den vier großen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) erstellt.
Eine derartige Planung mit so großer gesamtgesellschaftlicher Bedeutung darf nicht von den vier privaten Auftragnehmern vorgenommen werden, die ihren Aufgaben gemäß in erster Linie nicht das Gemeinwohl sondern eigene wirtschaftliche Ziele verfolgen.

- Die Planung muss von neutraler Stelle erfolgen, um vor allem das Gemeinwohl und die Interessen der Bürger zu berücksichtigen.

Da der Szenariorahmen die Grundlage für den nächsten Netzentwicklungsplan und schließlich den Bundesbedarfsplan darstellt, muss er auch für die verantwortlichen Politiker nachvollziehbar sein.
Dazu sollten die Folgen, die die Entscheidung fürdas jeweilige Szenario nach sich zieht, benannt werden:
Es sollte - ähnlich wie beim Bau einer privaten Gartenhütte gefordert - eine Öko-Bilanz für jedes Szenario erstellt werden.
Dazu gehört :
- das Ausmass der CO2 Produktion,
- die Energiemenge, die erforderlich ist, um die notwendigen Anlagen zu bauen und zu erwarten und
- die Umweltbelastung in den jeweiligen Szenarien.

- Weiterhin sollten die voraussichtlichen ökonomischen Folgen für Steuerzahler und Netzkunden berechnet werden.
- Auch sollte erläutert werden, wie die Bürgerbeteilung an den Entscheidungen und an der wirtschafltichen Betätigung in den unterschiedlichen Szenarien möglich ist

2. Stromproduktion
In allen Szenarien (A2030, B2030, B2035 und C2030) wird weiterhin davon ausgegangen, dass Kohlekraftwerke mit einer Leistung zwischen 34,5 GW und 20,2 GW installiert sind.

- Im Hinblick auf die Pariser Klimaziele und die geforderte CO2-Reduzierung sollte ein Szenario entwickelt werden, das keine fossilen Brennstoffe mehr vorsieht.

Die installierte Erzeugungsleistung der Erneuerbaren wird insbesondere für Windkraftanlagen onshore (69,8 -85 GW), offshore (12,6 -19,0 GW) sowie für Photovoltaikanlagen (53,1-65,9GW) veranschlagt.
Gegenüber dem Referenzjahr 2014 ist das ein Zuwachs von rd.80% bis 119 % bei onshore-WInd, bei offshore-Wind liegt der Zuwachs zwischen dem 10,5fachen bzw. 15,8fachen der installierten Leistung (1,2GW) des Jahres 2014. Der Zubau von Photovoltaikanlagen erfolgt gemäßigter zwischen 42% und 76,6% gegenüber 2014 mit 37,3GW.

Bedauerlicherweise wurde kein Szenario mit vollständig dezentraler Erzeugung dargestellt. Dies ist umso unverständlicher, als der VDE mit seinem zellulären Ansatz gezeigt hat, dass dieses Szenario weitgehend möglich wäre. Der Empfehlung der ad hoc-Arbeitsgruppe mit 100 Wissenschaftlern der
Nationale Akademie der Wissenschaften Leopoldina, der Union der deutschen Akademien der Wissenschaften und der acatech – Deutsche Akademien der Technikwissenschaften sollte gefolgt werden: „Der strategische Verzicht auf einzelne Technologien aus technischen, politischen oder gesellschaftlichen Gründen kann in der Regel bei relativ geringen Mehrkosten durch Alternativen ausgeglichen werden, wenn Entscheidungen frühzeitig erfolgen und damit unnötige Investitionen vermieden werden.“

- Der Szenariorahmen sollte um ein Szenario erweitert werden, das die vollständige dezentrale Erzeugung der benötigten Energie mit Lastmanagement, Einspeisemanagement (EWE) und Speichern ohne Zubau von Höchstspannungsleitungen darstellt.

3. Verbrauchsprognose
Während die Daten zur installierten Leistung, die vorraussichtlich produziert werden soll, in der Kraftwerksliste sehr detailliert dokumentiert sind, ist die Verbrauchsprognose nicht in jedem Fall nachvollziehbar. Schon zu Beginn verwundert es, dass einerseits ausgeführt wird, aufgrund der vollständigen Daten werde der historische Verbrauch von 2013 als Ausgansbasis herangezogen, während sich bereits die zweite Grafik auf 2012 bezieht.
Es ist zwar nachvollziehbar, dass das Szenario C eine beschleunigte Energeiwende darstellt, allerdings darf dabei nicht vergessen werden, dass der Ausbau von Speichern, power to gas und E-Mobilität zwar den Stromverbrauch aber nicht notwendigerweise den Übertragungsbedarf erhöht, bei einem Vorrang von dezentraler Produktion und Speicherung könnte dieser im Szenario C sogar geringer sein.

4. Volllaststunden
Inwieweit die erzeugten Strommengen den Bedarf decken, ist auch von den möglichen Volllaststunden der Erzeuger abhängig. Im vorliegenden Szenariorahmen werden aber nur die Volllaststunden der Erneuerbaren angegeben.

- Dabei ist es aber nicht nachvollziehbar, warum hier angenommen wird, dass die Volllaststunden für Biomasse bei Neuanlagen sinken werden. Andere Studien gehen in der Regel von 5500h bis 6500h aus. http://www.forschungsradar.de/uploads/media/AEE_Dossier_Studienvergleich_Volllaststunden_juli13.pdf

Unter Annahme der Volllaststunden und der installierten Leistung wird der Anteil der Erneuerbaren an der Deckung des Bruttostromverbrauchs errechnet.

Erneuerbare

Für fossile Kraftwerke werden keine Volllaststunden angegeben. Die auf der Basis der vorstehenden Angaben durchgeführten Berechnungen kommen zu folgenden Ergebnissen für die Volllaststunden, die bei der angegebenen installierten Leistung der fossilen Kraftwerke erforderlich sind, damit der Bruttostromverbrauch der jeweiligen Szenarien abgedeckt werden kann.

Fossile

Daraus lässt sich schlussfolgern, dass die fossilen Kraftwerke lediglich die Hälfte der möglichen Jahresstunden ( 8760h) Energie erzeugen müssten, um den deutschen Bruttostromverbrauch zu decken.

Da jedoch der Strommarkt die tatsächliche Erzeugung bestimmt, ist zu erwarten, dass die vorhandenen fossilen Kraftwerke ihre Kapazität möglichst wirtschaftlich nutzen und Strom exportieren statt die Produktion zu drosseln. Dies bestätigen auch die Exportzahlen des ersten Halbjahres 2015, wonach Deutschland so viel Strom exportiert hat wie nie zuvor, obwohl bereits einige Atomkraftwerke abgeschaltet wurden. Vgl. http://www.agora-energiewende.de/de/presse/agoranews/news-detail/news/1-neuer-rekord-beim-stromexport/News/detail

In den Szenarien sollte höchstens die installierte Leistung aus fossilen Kraftwerken berücksichtigt werden, die erforderlich ist, um bei ganzjährigem Einsatz den Stromverbrauch in Deutschland abzudecken.

5. Versorgungssicherheit und Flexibilitätsoptionen
Obwohl angenommen wird, dass der Nettostromverbrauch mit Ausnahme des Szenarios C bis zu 30 GW sinken wird und trotz der energie- und klimapolitischen Ziele, die eine Einsparung im Strombereich von 10% bis 25% vorsehen, gehen die ÜNB davon aus, dass durch neue Anwendungen, insbesondere Elektromobilität und Wärmeanwendungen die Höchstlast steigt. Dabei unterstellen sie, dass der Ladevorgang für E-Mobile v.a. in den Abendstunden in so großem Maße erfolgt, dass im Szenario B2035 trotz Lastmanagement die Höchstlast um 1,1GW steigt. Diese Höchstlast wird zur Berechnung der Versorgungssicherheit herangezogen.

- Bei der Berechnung der Höchstlast wurde nicht berücksichtigt, dass es auch ohne lastmanagementfähige E-Mobile möglich ist, die Batterien am Tag dann aufzuladen, wenn Strom erzeugt wird, wenn entsprechende Ladestationen z.B. am Arbeitsplatz vorhanden sind.
- Bei der Einbeziehung der Wärmepumpen ist nicht erkennbar, dass hier Pufferspeicher zum Einsatz kommen können, so dass diese mit entsprechender Steuerung nur dann arbeiten müssen, wenn ausreichend Strom erzeugt wird. Dann schlagen diese bei der Höchstlast nicht zu Buche.
- Lastmanagement bei E-Mobilen und Wärmepumpen kann zur Verlagerung von 10,4GW-21,9GW führen.
- Lastmanagement wird als Flexibilitätsoption aufgeführt. Für den Bereich der Industrie wird eine verlagerbare Leistung von 1,5 GW und abschaltbare Leistung von 3 GW identifiziert. Die DENA gibt aber an, dass hier ein Potential von 6 GW besteht.
- Durch Lastmanagement in den Haushalten und Dienstleistungsbetrieben können 35 GW zeitlich verlagert werden.
- Speicher werden lediglich für Photovoltaik angenommen, allerdings nicht quantifiziert. Es ist nicht erkennbar, dass der Einsatz dezentraler Speicher in den Berechnungen Niederschlag findet. Zentrale Speichermöglichkeiten finden keine Berücksichtigung.

- Es ist nicht einleuchtend, warum die Flexibilitätsoptionen bei der Berechnung der Versorgungssicherheit nicht einbezogen wurden.
- Die Aussage der ÜNB, dass zur Gewährleistung der Versorgungssicherheit Importe erforderlich sein werden, ist angsichts des derzeitigen hohen Stromexports nicht nachvollziehbar.
- Es sollte in einem Szenario dargestellt werden, wie die Versorgungssicherheit mit dem Einsatz von Lastmanagement und Speichern (dezentral und zentral) gewährleistet werden kann. Dabei sollte auch die Kraft-Wärmekopplung und der Einsatz von power-to-gas-Anlagen sowie power to heat Berücksichtigung finden.

6. Europa
Als Ziel formulieren die ÜNB, dass „durch einen möglichst freizügigen Energiebinnenmarkt innerhalb der Europäischen Union der Wettbewerb noch weiter gestärkt werden soll, um so für alle Verbraucher den Zugang zu möglichst kostengünstiger Energie zu fördern. Der Szenariorahmen wurde mit dem bestehenden europäischen Ten-Year-Network-Development-Plan 2016 (TYNDP 2016 /ENTSO-E 2016/) harmonisiert, um die nationalen Planungen in den europäischen Kontext einzubetten.

- Die Erreichung der Klimaziele wird lediglich als Kostenfaktor der CO2 – Zertifikatpreise berücksichtigt.

- Politische und gesellschaftliche Ziele in Europa wie:
- Klima-und Umweltschutz
- Entwicklung der Regionen
- Bürgerbeteiligung und Bürgerverantwortung
finden keine angemessene Berücksichtigung.

Aus Sicht des Landesverbandes der Bürgerinitiativen gegen Suedlink ist der Szenariorahmen 2030 in der vorgelegten Form als Grundlage für den NEP 2030 ungeeignet. Er benennt zwar wesentliche technische Entwicklungen als Flexibilitätsoptionen, berücksichtigt diese aber nicht angemessen. Gutachten und Untersuchungen, die im Ergebnis zu anderen Stromversorgungsmodellen kommen, werden nicht berücksichtigt.

Wir hoffen deshalb, dass die Bundesnetzagentur unsere Einwände berücksichtigt.

Mit freudlichen Grüßen
Erika Carstensen-Bretheuer
(Sprecherin des Landesverbandes)
Bernd Herbold
(Sprecher des Landesverbandes)