Szenariorahmen 2017-2030 - Netzausbau.de

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Genehmigung des Szenariorahmens für die Netzentwicklungspläne Strom 2017-2030 30. Juni 2016 Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikati...

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Genehmigung des Szenariorahmens für die Netzentwicklungspläne Strom 2017-2030 30. Juni 2016

Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen Tulpenfeld 4 53113 Bonn

www.bundesnetzagentur.de [email protected]

BUNDESNETZAGENTUR | I

Genehmigung Az.: 8573-1-1/16-06-30/Szenariorahmen 2017-2030 In dem Verwaltungsverfahren wegen der Genehmigung des Szenariorahmens für die Netzentwicklungsplanung und OffshoreNetzentwicklungsplanung gem. § 12a Abs. 3 EnWG gegenüber der

1. 50Hertz Transmission GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung, Eichenstraße 3A, 12435 Berlin

Übertragungsnetzbetreiber zu 1)

2. Amprion GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung, Rheinlanddamm 24, 44139 Dortmund

Übertragungsnetzbetreiber zu 2)

3. TenneT TSO GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung, Bernecker Straße 70, 95448 Bayreuth

Übertragungsnetzbetreiber zu 3)

4. TransnetBW GmbH, vertreten durch die Geschäftsführung, Pariser Platz, Osloer Straße 15-17, 70173 Stuttgart

Übertragungsnetzbetreiber zu 4)

im Folgenden: die Übertragungsnetzbetreiber hat die Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen, Tulpenfeld 4, 53113 Bonn, gesetzlich vertreten durch ihren Präsidenten Jochen Homann, am 30.06.2016 den Szenariorahmen wie folgt genehmigt:

II | GENEHMIGUNG

I. 1. Dem Netzentwicklungsplan 2017-2030 und dem Offshore-Netzentwicklungsplan 2017-2030 sind folgende Szenarien der energiewirtschaftlichen Entwicklung zu Grunde zu legen: Installierte Leistung [GW] Energieträger

Referenz 2015

Szenario A 2030

Szenario B 2030

Szenario B 2035

Szenario C 2030

Kernenergie

10,8

0,0

0,0

0,0

0,0

Braunkohle

21,1

11,5

9,5

9,3

9,3

Steinkohle

28,6

21,7

14,8

10,8

10,8

Erdgas

30,3

30,5

37,8

41,5

37,8

4,2

1,2

1,2

0,9

0,9

Pumpspeicher

9,4

11,9

11,9

13,0

11,9

sonstige konv. Erzeugung

2,3

1,8

1,8

1,8

1,8

Kapazitätsreserve

0,0

2,0

2,0

2,0

2,0

106,9 1)

80,6

79,0

79,3

74,5

Wind Onshore

41,2

54,2

58,5

61,6

62,1

Wind Offshore

3,4

14,3

15,0

19,0

15,0

39,3

58,7

66,3

75,3

76,8

Öl

Summe konv. Erzeugung

Photovoltaik Biomasse

7,0

5,5

6,2

6,0

7,0

Wasserkraft

5,6

4,8

5,6

5,6

6,2

sonstige reg. Erzeugung

1,3

1,3

1,3

1,3

1,3

Summe reg. Erzeugung

97,8

138,8

152,9

168,8

168,4

204,7

219,4

231,9

248,1

242,9

547

547

577

Summe Erzeugung

Nettostromverbrauch [TWh] Nettostromverbrauch 2)

532

517

Treiber Sektorenkopplung [Anzahl in Mio.] Wärmepumpen

0,6

1,1

2,6

2,9

4,1

Elektroautos

0,0

1,0

3,0

4,5

6,0

84,0

84,0

84,0

2,0

2,0

Jahreshöchstlast [GW] Jahreshöchstlast

3)

83,7

84,0

Flexibilitätsoptionen und Speicher [GW] Power-to-Gas

--­

1,0

1,5

PV-Batteriespeicher

--­

3,0

4,5

5,0

6,0

DSM (Industrie und GHD)

--­

2,0

4,0

5,0

6,0

Marktmodellierung Vorgaben zur Marktmodellierung

--­

--­

Maximale CO2-

Maximale CO2-

Maximale CO2-

Emmissionen

Emmissionen

Emmissionen

von 165 Mio. t

von 137 Mio. t

von 165 Mio. t

1) Bei der Aufsummierung der Einzelwerte ergeben sich Rundungsabweichungen. 2) Inklusive der Summe der Netzverluste in TWh im Verteilnetz. 3) Inklusive der Summe der Verlustleistung in GW im Verteilnetz.

BUNDESNETZAGENTUR | III

2. Die Übertragungsnetzbetreiber sind verpflichtet, auf Grundlage der unter Ziffer 1 genehmigten installierten Erzeugungsleistung für die Szenarien B 2030 und C 2030 zur Ermittlung des Transportbedarfs der Marktsimulation eine Nebenbedingung vorzugeben, so dass der deutsche Kraftwerkspark im Jahr 2030 maximal 165 Millionen Tonnen CO2 emittiert. Für das Szenario B 2035 ist zur Ermittlung des Transportbedarfs der Marktsimulation eine Nebenbedingung vorzugeben, so dass der deutsche Kraftwerkspark im Jahr 2035 maximal 137 Millionen Tonnen CO2 emittiert. 3. Um den Netzentwicklungsbedarf zu reduzieren, sind die Übertragungsnetzbetreiber in allen Szenarien verpflichtet, auf Grundlage der unter Ziffer 1 genehmigten installierten Erzeugungsleistung für die Ermittlung des Transportbedarfs eine reduzierte Einspeisung aller Onshore Windenergie- und Photovoltaikanlagen (Bestands- und Neuanlagen) zu Grunde zu legen. Die Reduzierung der Einspeisung („Spitzenkappung“) darf je Anlage 3 % der ohne Reduzierung erzeugten Jahresenergiemenge nicht übersteigen. Für die an unterlagerten Verteilnetzen angeschlossenen Anlagen soll eine aus Sicht der unterlagerten Verteilnetze kostenoptimale Reduzierung der Einspeisung erfolgen. Für die am Übertragungsnetz angeschlossenen Anlagen ist ebenfalls eine Reduzierung von jeweils bis zu 3 % der eingespeisten Jahresenergiemenge anzuwenden. 4. Die Übertragungsnetzbetreiber sind in allen Szenarien verpflichtet, auf Grundlage der unter Ziffer 1 genehmigten installierten Erzeugungsleistung, die wahrscheinlich erzeugte Strommenge aus Kraft-WärmeKopplung insgesamt und aufgeschlüsselt nach Energieträgern zu ermitteln. Dabei ist zu prüfen, ob das Ziel des Gesetzes für die Erhaltung, die Modernisierung und den Ausbau der Kraft-Wärme-Kopplung (KWKG) eingehalten wurde, die Nettostromerzeugung aus Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen auf 120 Terrawattstunden bis zum Jahr 2030 und 2035 zu erhöhen. Die Ergebnisse und deren Herleitung sind im Netzentwicklungsplan 2017-2030 zu veröffentlichen. 5. Die Übertragungsnetzbetreiber sind in allen Szenarien verpflichtet, auf Grundlage der unter Ziffer 1 genehmigten installierten Erzeugungsleistung die wahrscheinlich erzeugte Strommenge zu ermitteln und zu untersuchen, ob das Ziel des Gesetzgebers nach § 1 Abs. 2 EEG 2014 bzw. § 1 Abs. 2 EEG-Entwurf 2016 hinsichtlich der Erhöhung des Anteils der Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch bis 2030 auf 47,5-52,5 % (lineare Interpolation der gesetzlichen Zielwerte von 2025 und 2035) und bis 2035 auf 55-60 % erfüllt wird. Die Ergebnisse und deren Herleitung sind im Netzentwicklungsplan 2017-2030 zu veröffentlichen. 6. Die Übertragungsnetzbetreiber sind in allen Szenarien verpflichtet, auf Grundlage der unter Ziffer 1 genehmigten installierten Erzeugungsleistung die wahrscheinlich erzeugte Strommenge zu ermitteln und zu untersuchen, welchen Beitrag der Sektor der Stromerzeugung zur Erfüllung der folgenden energiepolitischen Ziele der Bundesregierung leistet: •

Reduktion der Treibhausgasemissionen gegenüber 1990 bis 2020 um 40 % und bis 2030 um 55%



Senkung des Primärenergieverbrauchs gegenüber 2008 bis 2020 um 20 %

Die Ergebnisse und deren Herleitung sind im Netzentwicklungsplan 2017-2030 zu veröffentlichen. 7. Es wird festgestellt, dass die von den Übertragungsnetzbetreibern angekündigte Methode der Regionalisierung der Prognose des Zubaus der Erneuerbaren Energien grundsätzlich eine angemessene Herangehensweise für die durch die Übertragungsnetzbetreiber durchzuführende Marktmodellierung zur Ermittlung des Transportbedarfs darstellt.

IV | GENEHMIGUNG

8. Es wird festgestellt, dass die von den Übertragungsnetzbetreibern angekündigte Methode der Regionalisierung der Prognose des nationalen Strombedarfs grundsätzlich eine angemessene Herangehensweise für die durch die Übertragungsnetzbetreiber durchzuführende Marktmodellierung zur Ermittlung des Transportbedarfs darstellt. II. Die Entscheidung über die Gebühren bleibt einem gesonderten Bescheid vorbehalten.

BUNDESNETZAGENTUR | V

Inhaltsverzeichnis Genehmigung......................................................................................................................................................................................... I Inhaltsverzeichnis ...............................................................................................................................................................................V

I

SACHVERHALT .......................................................................................................................................... 1

A

Vorlage des Szenariorahmens .............................................................................................................................................2

B

Öffentlichkeitsbeteiligung ...................................................................................................................................................3 1.

Konsultationsteilnehmer................................................................................................................................................... 3

2.

Zusammenfassung der Stellungnahmen .................................................................................................................... 8 2.1 Anmerkungen zu den Szenarien............................................................................................................................... 8 2.1.1 Methodik des Szenariorahmens .......................................................................................................................... 8 2.1.2 Szenario A 2030 .........................................................................................................................................................13 2.1.3 Szenario B 2030 .........................................................................................................................................................13 2.1.4 Szenario C 2030 .........................................................................................................................................................14 2.1.5 Szenario B 2035 .........................................................................................................................................................15 2.2 Konventionelle Erzeugung ........................................................................................................................................16 2.2.1 Allgemeines.................................................................................................................................................................16 2.2.2 Braunkohle..................................................................................................................................................................18 2.2.3 Steinkohle....................................................................................................................................................................21 2.2.4 Gas...................................................................................................................................................................................21 2.2.5 Pumpspeicherkraftwerke .....................................................................................................................................22 2.2.6 Andere konventionelle Kraftwerke..................................................................................................................23 2.3 KWK.....................................................................................................................................................................................23 2.4 Regenerative Erzeugung .............................................................................................................................................25 2.4.1 Allgemeines.................................................................................................................................................................25 2.4.2 Wind Onshore ...........................................................................................................................................................26 2.4.3 Wind Offshore ...........................................................................................................................................................27 2.4.4 Photovoltaik ...............................................................................................................................................................28 2.4.5 Biomasse.......................................................................................................................................................................29 2.4.6 Wasser ...........................................................................................................................................................................29 2.4.7 Andere Erneuerbare Energien ............................................................................................................................29 2.5 Klimaschutz/Energiepolitische Ziele der Bundesregierung/CO2 Reduktion ......................................29 2.6 Verbrauch und Jahreshöchstlast .............................................................................................................................32 2.6.1 Regionalisierung des Verbrauchs ......................................................................................................................32 2.6.2 Höhe des Verbrauchs und der Jahreshöchstlast .........................................................................................33 2.7 Regionalisierung der Erneuerbaren Energien...................................................................................................36 2.7.1 Regionale Zuordnung von Wind Offshore in Nord- und Ostsee ........................................................36 2.7.2 Regionale Zuordnung der übrigen Erneuerbaren Energien..................................................................38 2.8 Spitzenkappung..............................................................................................................................................................42 2.9 Flexibilitätsoptionen ....................................................................................................................................................42 2.9.1 Speicher (ohne Pumpspeicherkraftwerke)....................................................................................................42 2.9.2 E-Mobilität ..................................................................................................................................................................44 2.9.3 Power-to-Heat...........................................................................................................................................................45 2.9.4 Power-to-Gas .............................................................................................................................................................46 2.9.5 Demand Side Management..................................................................................................................................48 2.10 Marktdesign/Marktmodell........................................................................................................................................49 2.10.1 Brennstoff- und CO2-Preise.................................................................................................................................49 2.10.2 Sonstiges.......................................................................................................................................................................49 2.11 Verteilernetze ..................................................................................................................................................................51 2.12 Europäischer Rahmen .................................................................................................................................................51

VI | INHALTSVERZEICHNIS

2.12.1 Zuordnung zu den europäischen Szenarien.................................................................................................51 2.12.2 Net Transfer Capacity (NTC)................................................................................................................................52 2.12.3 Sonstiges.......................................................................................................................................................................54 2.13 Importabhängigkeit von ausländischen Erzeugungsanlagen ....................................................................55 2.14 Sensitivitäten ...................................................................................................................................................................58 2.15 Konsultationsprozess (Verfahrensturnus, Transparenz, Akzeptanz) ......................................................60 2.16 Themen des Netzentwicklungsplans ....................................................................................................................62 2.17 Sonstiges ............................................................................................................................................................................64 C

Anhörung der Übertragungsnetzbetreiber..................................................................................................................66

II

ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE...............................................................................................................69

A

Formelle Voraussetzungen der Genehmigung...........................................................................................................69

B

Materielle Voraussetzungen der Genehmigung ........................................................................................................69 1.

Gemeinsamer Szenariorahmen.....................................................................................................................................69

2.

Entwicklungspfade (Szenarien).....................................................................................................................................69

3.

Bandbreite wahrscheinlicher Entwicklungen ........................................................................................................73 3.1 Grundcharakteristik .....................................................................................................................................................73 3.2 Methodik zur Einhaltung der CO2-Reduktion ..................................................................................................74 3.3 Methodik zur Spitzenkappung.................................................................................................................................76 3.4 Methodik zur Bestimmung der installierten Erzeugungsleistung ...........................................................80 3.4.1 Regenerative Erzeugung .......................................................................................................................................80 3.4.2 Konventionelle Erzeugung ..................................................................................................................................82 3.4.2.1 Betriebsdauer der Kraftwerke im Allgemeinen ..................................................................................83 3.4.2.2 Betriebsdauer von Braunkohlekraftwerken ........................................................................................84 3.4.2.3 Betriebsdauer von Gaskraftwerken .........................................................................................................85 3.4.2.4 Kraftwerke in Planung...................................................................................................................................85 3.4.2.5 Stilllegung von Kraftwerken .......................................................................................................................85 3.4.2.6 Reservekapazitäten .........................................................................................................................................86 3.4.3 Flexibilitätsoptionen und Speicher ..................................................................................................................88 3.4.4 Kraft-Wärme-Kopplung........................................................................................................................................93 3.4.5 Verbrauchsnahe Erzeugung.................................................................................................................................97

4.

Versorgung, Stromverbrauch, Erzeugung ............................................................................................................. 101 4.1 Nettostromverbrauch ............................................................................................................................................... 101 4.2 Jahreshöchstlast........................................................................................................................................................... 106 4.2.1 Referenzwerte für das Jahr 2015 ..................................................................................................................... 106 4.2.2 Prognosewerte für das Jahr 2030/2035 ........................................................................................................ 107 4.3 Erzeugung ...................................................................................................................................................................... 112 4.3.1 Referenzwerte für das Jahr 2015 ..................................................................................................................... 112 4.3.1.1 Regenerative Erzeugung ............................................................................................................................ 112 4.3.1.2 Konventionelle Erzeugung ....................................................................................................................... 114 4.3.2 Must-Run Bedingungen und Flexibilisierungen der konventionellen Kraftwerke................. 117 4.3.3 Produktionskosten ............................................................................................................................................... 119 4.3.4 Szenario A 2030 ...................................................................................................................................................... 121 4.3.4.1 Annahmen zur regenerativen Erzeugung.......................................................................................... 121 4.3.4.2 Annahmen zur konventionellen Erzeugung .................................................................................... 123 4.3.5 Szenario B 2030 ...................................................................................................................................................... 127 4.3.5.1 Annahmen zur regenerativen Erzeugung.......................................................................................... 127 4.3.5.2 Annahmen zur konventionellen Erzeugung .................................................................................... 129 4.3.6 Szenario B 2035 ...................................................................................................................................................... 133 4.3.6.1 Annahmen zur regenerativen Erzeugung.......................................................................................... 133 4.3.6.2 Annahmen zur konventionellen Erzeugung .................................................................................... 135 4.3.7 Szenario C 2030 ...................................................................................................................................................... 139

BUNDESNETZAGENTUR | VII

4.3.7.1 Annahmen zur regenerativen Erzeugung.......................................................................................... 139 4.3.7.2 Annahmen zur konventionellen Erzeugung .................................................................................... 141 5. 5.1 5.2 5.3 6. C

Europäischer Rahmen.................................................................................................................................................... 151

Regionalisierung ................................................................................................................................................................. 155 1.

Regionale Zuordnung von Wind Offshore in Nord- und Ostsee ................................................................ 155

2. 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7

Regionale Zuordnung der übrigen regenerativen Erzeugungsleistungen .............................................. 159 Methodik für die Regionalisierung Wind Onshore...................................................................................... 159 Abfrage der Verteilnetzbetreiber für die Regionalisierung Wind Onshore....................................... 161 Abfrage der Landesplanungsbehörden für die Regionalisierung Wind Onshore .......................... 161 Transparentere Darstellung der Methodik für die Regionalisierung Wind Onshore ................... 161 Keine Berücksichtigung der Netzausbauregionen für die Regionalisierung Wind Onshore .... 162 Berücksichtigung der 10 H Regelung für die Regionalisierung Wind Onshore .............................. 163 Berücksichtigung der Drehfunkfeuer für die Regionalisierung Wind Onshore............................. 164

3.1 3.2 3.3 3.4

Regionale Zuordnung des Stromverbrauchs........................................................................................................ 166 Bisheriges Vorgehen im Szenariorahmen........................................................................................................ 166 Erörterung der Konsultationsergebnisse zur Regionalisierung des Stromverbrauchs ................ 166 Darstellung der Regionalisierung des Stromverbrauchs........................................................................... 167 Regionalisierung der neuen Stromanwendungen ....................................................................................... 168

3.

D

E

Mittel- und langfristige energiepolitische Ziele der Bundesregierung..................................................... 145 Einhaltung der CO2-Ziele ........................................................................................................................................ 145 Einhaltung der EE-Anteile am Bruttostromverbrauch.............................................................................. 146 Einhaltung der weiteren Ziele............................................................................................................................... 149

Abfragen der Bundesnetzagentur................................................................................................................................. 170 1.

Abfrage der Verteilnetzbetreiber ............................................................................................................................... 170

2.

Abfrage der obersten Landesplanungsbehörden (Raumordnungsabfrage) ............................................ 172

Begründung der Nebenbestimmungen ...................................................................................................................... 179 1.

Kraft-Wärme-Kopplung................................................................................................................................................ 179

2.

EE-Anteil am Bruttostromverbrauch...................................................................................................................... 179

3.

Treibhausgasemission und Primärenergieverbrauch ...................................................................................... 179

F

Hinweise zu den Gebühren ............................................................................................................................................. 181

G

Hinweise zu den Fristen ................................................................................................................................................... 181

ANLAGEN ........................................................................................................................................................... 183 VERZEICHNISSE ............................................................................................................................................. 207 Abbildungsverzeichnis .................................................................................................................................................................. 208 Tabellenverzeichnis........................................................................................................................................................................ 209 Anlagenverzeichnis......................................................................................................................................................................... 211 Impressum.......................................................................................................................................................................................... 213

BUNDESNETZAGENTUR | 1

I Sachverhalt Das vorliegende Verwaltungsverfahren betrifft die Genehmigung des Szenariorahmens 2017-2030 für den Netzentwicklungsplan 2017-2030 und für den Offshore-Netzentwicklungsplan 2017-2030. Der Szenariorahmen ist die Grundlage für die Erarbeitung des Netzentwicklungsplans nach § 12b EnWG und des Offshore-Netzentwicklungsplans nach § 17b EnWG. Nach § 12a Abs. 3 S.1 EnWG genehmigt die Bundesnetzagentur den von den Übertragungsnetzbetreibern vorgelegten Szenariorahmen unter Berücksichtigung der Ergebnisse der Öffentlichkeitsbeteiligung. Die Bundesnetzagentur hat bewusst die Entscheidung der Bundesregierung über den weiteren Umgang mit der Novellierung des EEG 2016 abgewartet und die Genehmigung des Szenariorahmens erst vor dem Hintergrund des Kabinettsbeschlusses der Bundesregierung vom 08.06.2016 finalisiert. Die Bundesnetzagentur hat den Szenariorahmen 2017-2030 am 30.06.2016 genehmigt und den Übertragungsnetzbetreibern zugestellt. Die Übertragungsnetzbetreiber sollen gemäß § 12b Abs. 3 S. 3 EnWG spätestens am 10.12.2016 auf der Grundlage des Szenariorahmens gemeinsam einen nationalen Netzentwicklungsplan 2017-2030 und Offshore-Netzentwicklungsplan 2017-2030 zur Konsultation vorlegen (sog. 1. Entwürfe). Die Übertragungsnetzbetreiber müssen gemäß § 12b Abs. 5 EnWG spätestens am 02.05.2017 auf der Grundlage des Szenariorahmens gemeinsam einen konsultierten und überarbeiten nationalen Netzentwicklungsplan 2017-2030 und Offshore-Netzentwicklungsplan 2017-2030 zur Bestätigung vorlegen (sog. 2. Entwürfe).

2 | I A SACHVERHALT

A Vorlage des Szenariorahmens Die Übertragungsnetzbetreiber legten der Bundesnetzagentur gemäß der gesetzlichen Neuregelung des § 12a Abs. 2 S. 1 EnWG am 10.01.2016 den Entwurf des Szenariorahmens vor. Die Bundesnetzagentur erstellte ein Begleitdokument zur Konsultation des Szenariorahmens 2017-2030 und machte dieses und den Entwurf des Szenariorahmens am 18.01.2016 auf ihrer Internetseite (www.netzausbau.de) bekannt. In dem Begleitdokument bat die Bundesnetzagentur neben einer allgemeinen Einführung der neuen Gesetzeslage und der Neukonzeption der Szenarien durch die Übertragungsnetzbetreiber zu dem Thema „Konkrete Fragestellungen zu den einzelnen Einflussgrößen“ (konventionelle und regenerative Erzeugung, Stromverbrauch, Flexibilisierung und Speicher, Klimaschutzziele, europäischer Kraftwerkspark und europäischer Handel, Sensitivitäten) um Kommentare und Meinungsäußerungen. Die Erfahrungen aus dem letzten Konsultationsprozess hatten gezeigt, dass solche konkreten Fragestellungen der Konsultation eine Struktur gegeben haben und sich auch positiv auf die Teilnahmebereitschaft auswirkten. Dabei wurden die Fragen in dem Begleitdokument in der Regel ergebnisoffen aufgeworfen und nur in Ausnahmefällen wurde eine vorläufige Position der Bundesnetzagentur angedeutet. Die Bundesnetzagentur gab der Öffentlichkeit, einschließlich tatsächlicher und potenzieller Netznutzer, den nachgelagerten Netzbetreibern sowie den Trägern öffentlicher Belange bis zum 22.02.2016 Gelegenheit zur Äußerung. Während des Konsultationsprozesses richtete die Bundesnetzagentur zwei öffentliche „Workshops“ am 02.02.2016 in Würzburg und am 11.02.2016 in Berlin aus, in dessen Rahmen die maßgeblichen Aspekte für die abzugebenden Stellungnahmen diskutiert wurden. Die Bundesnetzagentur hat die Ausführungen der Übertragungsnetzbetreiber im Entwurf zum Szenariorahmen 2017-2030 zur Bewertung der Versorgungssicherheit zur Kenntnis genommen. Da der Netzentwicklungsplan 2017-2030 nicht das Instrument ist, über einen von wem auch immer für notwendig erachteten Bedarf an neuen, zusätzlichen Kraftwerkskapazitäten zu entscheiden, äußert sich die Bundesnetzagentur im Rahmen der Genehmigung des Szenariorahmens 2017-2030 nicht zu dieser Thematik. Die Bundesnetzagentur verweist in diesem Zusammenhang auf das Monitoring der Versorgungssicherheit, welches das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie nach § 51 EnWG alle zwei Jahre durchführt.

BUNDESNETZAGENTUR | 3

B Öffentlichkeitsbeteiligung 1.

Konsultationsteilnehmer

Im Rahmen der Konsultation zum Szenariorahmen 2017-2030 gaben nachfolgende Konsultationsteilnehmer, die nicht Privatpersonen waren, ihre Stellungnahmen ab: Agora Energiewende Arbeitsgemeinschaft Offshore-Windenergie e. V. Bayrischer Bauernverband Bergrheinfeld Bayerisches Staatsministerium für Wirtschaft und Medien, Energie und Technologie Behörde für Stadtentwicklung und Umwelt, Hamburg Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft e. V. BI Auf dem Berge BI Betzenstein / Plech BI für HGÜ Erdkabel BI Speichersdorf sagt „NEIN“… zur Monstertrasse Bündnis 90 / Die Grünen im Bayerischen Landtag Bürgerinitiative „A7 Stromtrasse NEIN e. V.“ Bürgerinitiative Bayreuth Süd-Ost sagt Nein zur Monstertrasse Bürgerinitiative | Der Gegenstrom Elfershausen e. V. Bürgerinitiative Leinburg gegen Gleichstromtrassen - für eine dezentrale Energiewende Bürgerinitiative Lenting, NEIN - zur Stromtrasse, JA - zur Energiewende Bürgerinitiative „Ortsteile Schondra Gegen SuedLink“ e. V. Bürgerinitiative Schauenburg gegen SuedLink Bürgerinitiativen gegen SuedLink, Landesverband Hessen Bund für Umwelt und Naturschutz Deutschland

4 | I B SACHVERHALT

Bundesamt für Naturschutz Bundesverband Bürgerinitiativen gegen SuedLink Bundesverband Erneuerbare Energie e. V. Bundesverband der Deutschen Industrie e. V. Bundesverband Windenergie e. V. Creos Luxembourg S.A. Deutsche Umwelthilfe Deutscher Braunkohlen-Industrie-Verein e. V. Berlin - Köln EnBW AG E.ON SE Energie-Control Austria für die Regulierung der Elektrizitäts- und Erdgaswirtschaft Erneuerbare Energien Hamburg Clusteragentur GmbH Flurbereinigungsgenossenschaft Bergrheinfeld Forschungsstelle für Energienetze und Energiespeicher / Ostbayerische Technische Hochschule Regensburg Gemeinde Bergrheinfeld Gemeinde Eichenzell Gemeinde Großhabersdorf Gemeinde Haag Gemeinde Künzell Gemeinde Motten Gemeinde Neuendettelsau Gemeinde Petersberg Gemeinde Prebitz Gemeinde Speichersdorf

BUNDESNETZAGENTUR | 5

Gemeinde Wasserlosen Hessisches Ministerium für Wirtschaft, Energie, Verkehr und Landesentwicklung Institut Luxembourgeois de Régulation Jagdgenossenschaft Bergrheinfeld KIEBITZGRUNDaktiv | Bürgerinitiative gegen SuedLink Landesverband Erneuerbare Energien NRW e. V. Landesverband Bayern des Bundes für Umwelt- und Naturschutz Landkreis Cloppenburg Landkreis Bad Kissingen Landkreis Schweinfurt Landkreis Wunsiedel i. Fichtelgebirge Landratsamt Bayreuth Main-Donau Netzgesellschaft mbH Markt Roßtal Markt Schnabelwaid Markt Thalmässing MdB Ralph Lenkert Ministerium für Wirtschaft und Energie des Landes Brandenburg Ministerium für Wissenschaft des Landes Sachsen-Anhalt Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH Naturschutzbund Deutschland e. V. NEXT ENERGY, EWE-Forschungszentrum für Energietechnologie e. V. Niedersächsisches Ministerium für Umwelt, Energie und Klimaschutz Offshore Forum Windenergie

6 | I B SACHVERHALT

Offshore-Wind-Industrie-Allianz Öko-Institut e. V. Organisationsteam Bürgerinitiative Pegnitz unter Strom e. V. für eine Heimat ohne Monstertrasse Regionale Planungsgemeinschaft Mittelthüringen RhönLink e. V. RWE AG Sächsisches Staatsministerium für Wirtschaft, Arbeit und Verkehr Schleswig-Holstein / Ministerium für Energiewende, Landwirtschaft, Umwelt und ländliche Räume Solar-Bürger-Genossenschaft eG Stadt Betzenstein Stadt Creußen Stadt Heilbronn Stadt Pegnitz Stadt Windsbach Stiftung OFFSHORE-WINDENERGIE STRABAG OW EVS GmbH Stromnetz Hamburg GmbH Thüringer Ministerium für Umwelt, Energie und Naturschutz thyssenkrupp AG Trianel GmbH Unser Revier - Unsere Zukunft - An Ruhr und Erft e. V. Vattenfall Europe Generation AG VDMA Power Systems WEPROG GmbH

BUNDESNETZAGENTUR | 7

Wind Energy Network e. V. Windenergie-Agentur WAB e. V. Wirtschaftsförderungsgesellschaft Nordfriesland mbh/EE.SH Wirtschaftsverband Windkraftwerke e. V. Wirtschaftsvereinigung Stahl WWF Deutschland Younicos AG Darüber hinaus gingen 947 Einwendungen von Privatpersonen zum Entwurf des Szenariorahmens ein. Dabei wurden die (eingescannten) Stellungnahmen erstmalig unverzüglich nach deren Auswertung gemäß dem im Begleitdokument zur Konsultation angekündigten Grundsatz auf der Internetseite www.netzausbau.de veröffentlicht: Stellungnahmen von Behörden, wenn einer Veröffentlichung nicht ausdrücklich widersprochen wurde; die übrigen Stellungnahmen, wenn einer vollständigen Veröffentlichung ausdrücklich zugestimmt wurde.

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2.

Zusammenfassung der Stellungnahmen

Die Bundesnetzagentur ist auch dieses Jahr mit konkreten Fragen an die Konsultationsteilnehmer herantreten, die aus Sicht der Bundesnetzagentur maßgebliche Bedeutung für die Genehmigung des von den Übertragungsnetzbetreibern vorgelegten Entwurfs des Szenariorahmens 2017-2030 und die darauf aufbauenden weiteren Prozessschritte der Netzentwicklungs- und Bundesbedarfsplanung hatten. Nachfolgend werden sowohl die Stellungnahmen, die sich ausschließlich mit den Fragen und Themen des Begleitdokuments beschäftigen, als auch darüber hinausgehende Konsultationsbeiträge zusammenfassend dargestellt. Dabei werden nur die Stellungnahmen wiedergegeben, die sich ausreichend konkret auf den Verfahrensgegenstand des Szenariorahmens beziehen. Die Schlüsselbegriffe der einzelnen Stellungnahmen sind für eine bessere Übersichtlich- und Lesbarkeit fett gekennzeichnet.

2.1

Anmerkungen zu den Szenarien

2.1.1 Methodik des Szenariorahmens Einige Konsultationsteilnehmer begrüßen ausdrücklich, dass die Bundesnetzagentur zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber ein gesondertes Begleitdokument zur Konsultation des Szenariorahmens 2017­ 2030 veröffentlicht hat. Dies erleichtere den Überblick über die wesentlichen Grundaussagen des Szenariorahmens und ermögliche so einen besseren Zugang zur Thematik. Allerdings werde die Möglichkeit zur Stellungnahme dadurch erschwert, dass die Bundesnetzagentur die Konsultation und den Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber lediglich auf ihrer Internetseite zur Verfügung stellt, ohne in regionalen oder überregionalen Tageszeitungen Hinweise auf das laufende Anhörungsverfahren zu geben. Sehr viele Konsultationsteilnehmer tragen vor, dass auch ein Szenario vorgestellt werden sollte, bei dem der Stromnetzausbau so gering wie möglich ausfällt. Nach wie vor sei keine Änderung der bisherigen Strategie ersichtlich. Die bisherige Erzeugungsstrategie setze weiter auf zentrale Erzeugung regenerativer Energien (v.a. die angenommene starke Zunahme der Offshore-Windkraft) und der dann im Netzentwicklungsplan resultierenden Notwendigkeit des Nord-Süd-Ausbaues von langen Stromtrassen. Eine Strategieänderung zur dezentralen Erzeugung (z. B. zellulärer Ansatz des VDE) und damit eine Abnahme der Notwendigkeit von Trassenneubauten sei nicht ersichtlich. Dies sei insbesondere unter dem Aspekt nicht nachvollziehbar, dass in Süddeutschland erhebliche Flächen für Windkraftanlagen und Photovoltaikanlagen geeignet sind. In diesem Zusammenhang müssten die Ergebnisse des Bayerischen Energiedialogs berücksichtigt werden: Die konsequente Förderung und Nutzung von dezentraler Sonnen- und Windenergie, Biogasanlagen und Blockheizkraftwerken unter Zuschaltung von schnell regulierbaren Gaskraftwerken (mit dem Gaskraftwerk lrsching stehe in Bayern eines der weltweit modernsten Gaskraftwerke), Speicherung von Stromüberschüssen und die vollständige Ausschöpfung der Energieeffizienzpotenziale. Dieser Ansicht widersprechen einige Konsultationsteilnehmer. Für sie besteht der Eindruck, der Szenariorahmen 2017-2030 sei bewusst auf einen zu geringen Ausbau des Stromnetzes ausgelegt worden. Dies würde sich nicht nur auf die Anlagenabregelung, sondern auch auf eine unerwünschte Steigerung der Redispatchkosten auswirken.

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Wenige Konsultationsteilnehmer bedauern, dass für den Szenariorahmen 2017-2030 nur noch vier Szenarien von den Übertragungsnetzbetreibern vorgestellt worden sind und nicht mehr sechs Szenarien wie bei dem Szenariorahmen 2025. Auch wenn gesetzlich nur vier Szenarien vorgeschrieben sind, wäre es sinnvoll gewesen, wie beim Szenariorahmen 2025 zwei weitere Szenarien darzustellen. Demgegenüber begrüßen viele Konsultationsteilnehmer die Rückkehr zur Szenarienausgestaltung von 3+1 und den neuen zweijährigen Turnus. Hierdurch würde der Szenariorahmen überschaubarer und zugleich verständlicher. Auch die Anlage der Szenarien erscheint aus der Sicht einiger Konsultationsteilnehmer pragmatisch: Am unteren Ende ein konservativer Entwicklungspfad, darüber ein Szenario mit ambitionierterer Transformationsgeschwindigkeit und am oberen Rand ein Best-Case-Szenario. Mit dieser Ausrichtung unterschiedlicher Innovations- und Transformationsgrade werde ein konsistenter Szenariotrichter aufgespannt, der eine große Bandbreite möglicher Entwicklungen bei der Umsetzung der Energiewende abdecke. Flexiblere Planungshorizonte würden darüber hinaus einen direkten Abgleich mit der europäischen Netzplanung gewährleisten. Nach der Meinung eines Konsultationsteilnehmers bedarf es in jedem Fall eines ambitionierten Szenarios, das die Entwicklungsperspektiven möglichst breit abbildet und einen erheblich ambitionierteren Ausbaupfad der Erneuerbaren Energien einrechnet. Auch wenn vor dem Hintergrund der Kosten und der Akzeptanz ein ausgewogener und nicht überdimensionierter Netzausbau notwendig sei, sollte der Netzbedarf nicht derart kleingerechnet werden, dass mit Verweis auf niedrig kalkulierte Netzkapazitäten eine Absenkung der Ausbaupfade und Ausbauvolumina für Erneuerbare Energien begründet werden könne. Die Notwendigkeit eines breit aufgestellten Szenarios ergebe sich bereits aus dem Umstand, dass der bisherige Ausbau der Erneuerbaren Energien regelmäßig über den Prognosen der Bundesregierung gelegen hat. Wie im Workshop in Würzburg bereits diskutiert, sollte ein solches Szenario mit ambitionierterem Erneuerbare Energien Ausbau nach einer parabelförmigen Funktion erstellt werden, da die ersten Erfolge im Erneuerbare Energien Ausbau schnell zu erzielen seien, die letzten Prozente dagegen nur mit sehr großem Aufwand. Ein Konsultationsteilnehmer kritisiert den neuen zeitlichen Betrachtungshorizont von 14 bzw. 19 Jahren zur Vereinheitlichung der Zieljahre des Netzentwicklungsplans mit den Szenarien des „Ten Year Network Development Plan“. Diese Neuerung steigere zwar die Vergleichbarkeit zwischen nationalen und europäischen Netzausbauplänen, sie bringe aber vor allem Nachteile mit sich. Konnten die Inputparameter der vorangegangenen Szenariorahmen gut miteinander verglichen werden, erschwere der Sprung auf das Zieljahr 2030 die Vergleichbarkeit der Ausgestaltung der Kurzfristszenarien mit denen der vorangegangenen Netzentwicklungspläne. Die Prognosegüte sinke mit zunehmendem Zeithorizont. Ein Szenario, das zehn Jahre in die Zukunft blickt, sei weniger unsicher als ein Szenario mit einem Betrachtungshorizont von 14 Jahren. Die Fortschreibung von Szenario B auf das Jahr 2035 stelle kein Langfristszenario dar, das zu einer Nachhaltigkeitsprüfung der identifizierten Netzausbaumaßnahmen herangezogen werden könne. Die Kurzund Langfristszenarien lägen einerseits zu nah aneinander, anderseits wäre ein Blick in das Jahr 2040 wesentlich spannender als der nach 2035. Mehrere Konsultationsteilnehmer empfahlen, den Betrachtungshorizont für das langfristige Szenario auf das Jahr 2050 auszuweiten. Ein Konsultationsteilnehmer begrüßt grundsätzlich, dass im neuen Szenariorahmen 2017-2030 erstmalig als Randbedingung aufgenommen werde, die Klimaziele der Bundesregierung einzuhalten. Mehrere

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Konsultationsteilnehmer hingegen sind der Ansicht, dass die Ergebnisse der Klimakonferenz in Paris keine Berücksichtigung in den Szenariorahmen gefunden hätten. Ein Konsultationsteilnehmer kritisiert, dass auch dieser Szenariorahmen durch einen politischen Rahmen von heute beschränkt wird. Die aktuellen Fortschritte bei der Energieeffizienz, in der Forschung bei Steuerungstechnologie, in der Speicherforschung, in der Gleichstromtechnologie und bei Verknüpfung der Höchst-, Mittel- und Niederspannungsnetze würden nicht oder nur unzureichend in Betracht gezogen. Ein Konsultationsteilnehmer kritisiert die von den Übertragungsnetzbetreibern verwendeten Wetterjahre. Die Analyse des Szenariorahmens gehe von dem Jahr 2012 als einem durchschnittlichen Wetterjahr aus. Der Netzausbaubedarf müsse allerdings auch auf Einspeisesituation und Transportbedarfe bei (zum Teil mehrwöchigen) Extremwetterereignissen ausgelegt werden. Auf derartige Ereignisse müsse der Kraftwerkspark zukünftig ausgelegt werden, wenn ausreichend gesicherte Leistung über Reservekraftwerke (Kapazitätsreserve), über einen dezentralen Leistungsmarkt im Inland oder über ausreichende dem Inland zur Verfügung stehende Kapazität im Ausland bereitgestellt werden solle. Inwieweit diese Situation im aktuellen Szenariorahmen bzw. später im Netzentwicklungsplan 2017-2030 selbst berücksichtigt würde, sei nicht erkennbar. Sehr viele Konsultationsteilnehmer begrüßen, dass der aktuelle Entwurf des Szenariorahmens für die Netzentwicklungspläne Strom 2017-2030 wesentlich ausführlicher ist als die Szenariorahmen der Vorgängerjahre. Dies betreffe insbesondere die Einbeziehung zusätzlicher Inputparameter und deren Variation. Somit sei die Nutzung von Szenarien sinnvoll, die in Hinblick auf einzelne Parameter nicht mehr identisch sind. Wichtig sei die Darstellung der Parameterentwicklung, damit wesentliche Abweichungen der Szenarien von der sich einstellenden realen Entwicklung frühzeitig erkannt und berücksichtigt werden könnten. Dies könnte dazu beitragen, die zentralen Stellgrößen zu identifizieren, die No-Regret Maßnahmen robust zu identifizieren und auf dieser Basis gegebenenfalls Prioritäten zu definieren. Die dadurch erhöhte Detailgenauigkeit möglicher zukünftigen Entwicklungen verbessere die Konsistenz der Szenarien und trage damit zu einer steigenden Akzeptanz des Netzausbaus bei. Demgegenüber seien die neu eingeführten Berechnungsmethoden nach Dafürhalten einiger weniger Konsultationsteilnehmer zu detailliert. Da zu allen in den Berechnungen berücksichtigten Daten nur Abschätzungen vorliegen, könne nicht vorhergesehen werden, wie die tatsächliche Entwicklung sein werde. In dem Workshop in Würzburg sei von einem Gutachter der Übertragungsnetzbetreiber bestätigt worden, dass frühere Studien mit ähnlichem Detaillierungsgrad nicht auf ihre Treffsicherheit überprüft wurden. Demnach werde mit dieser detaillierten Berücksichtigung von Einzeldaten lediglich eine Pseudogenauigkeit erzeugt, die der tatsächlichen Entwicklung nur zufällig entspreche. Bei einer so langfristigen Prognose wie im Szenariorahmen 2017-2030 müsse eine Beschränkung auf die drei bis vier größten Einflussfaktoren erfolgen. Die Netzentwicklungsplanung sollte nach Ansicht einiger Konsultationsteilnehmer insgesamt noch robuster werden. Dafür sollte auch Vorsorge für mehr „unerwartete“ Ereignisse getroffen werden. Gerade die Entwicklung in Deutschland in den vergangenen 10 Jahren (z. B. Finanzkrise, Atomlaufzeitverlängerung, kurzfristige Stilllegung Atomkraftleistung, Solarboom, faktische Aufkündigung des Bundesbedarfsplans durch die Bayerische Staatsregierung) zeigten, dass mit einer Reihe von unvorhersehbaren Ereignissen zu rechnen sei. Daher sollten die Szenariorahmen zumindest auch unwahrscheinliche Entwicklungen berücksichtigen. Diese müssten keineswegs umgehend in den bestätigten Netzentwicklungsplan einfließen, könnten sich aber

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bei der Bewertung der Leistungsfähigkeit des Stromnetzes bezüglich möglicher Extremsituationen als nützlich erweisen. Von einem Konsultationsteilnehmer wird vorgeschlagen, von den Übertragungsnetzbetreibern im Rahmen des Netzentwicklungsplans 2017-2030 Aussagen darüber zu verlangen, wie die Variation einzelner Inputparameter den Netzausbaubedarf qualitativ beeinflussen würde. Dies könne im Rahmen von Sensitivitätsberechnungen erfolgen. Zum einen zeige die zeitlich bedingte Nichtberücksichtigung der aktuellen KWK-Novelle und der anstehenden Novellierung des EEG 2016, dass jeder Szenariorahmen immer nur auf einer Momentaufnahme der energiepolitischen Realität beruht. Deshalb müsse zumindest qualitativ erkennbar sein, welche Auswirkungen die immer wieder vorkommenden grundlegenden Änderungen der energiewirtschaftlichen Ausgangslage haben. Zum anderen werde der Szenariorahmen mehr und mehr zu einer Art „Referenzszenario“ für die Energieszene Deutschlands, weil das darin enthaltene Expertenwissen nur noch mit einem erheblichen gutachterlichen Aufwand erweitert oder gar in Frage gestellt werden könne. Bei der Netzentwicklungsplanung sei daher hinsichtlich der Auswirkungen der getroffenen Annahmen eine größtmögliche Transparenz geboten. Demgegenüber steht die Meinung einiger Konsultationsteilnehmer, dass durch eine Erhöhung der Anzahl und Variation bestimmter Inputparameter zwar die Gestaltung der Szenarien optimiert, aber die Erkenntnis über die Auswirkungen einzelner Inputparameter für den Netzausbau erschwert werde. Eine Ausweitung der Anzahl von Sensitivitäten erscheine demnach nicht sinnvoll, da sich diese in den Ergebnissen sowohl addieren als auch subtrahieren ließen. Eigentlich werde es immer mehr der Blick in eine Glaskugel. Wie aus der Mathematik bekannt, könnten bereits kleine Veränderungen an den Eingangswerten zu völlig anderen Ergebnissen führen. Zur Vermeidung von Fehlinvestitionen sei es wichtiger, die wesentlichen Inputparameter permanent zu überprüfen und als Übergangstechnologie und Backup Gaskraftwerke bereit zu halten. Ein Konsultationsteilnehmer weist darauf hin, dass der Szenariorahmen nicht die Aufgabe hat, der künftigen Energiepolitik der Bundesregierung und möglichen Positionsbestimmungen der Landesregierungen der Bundesländer vorzugreifen. Der Szenariorahmen solle einen robusten Rahmen und eine Vorschau zum Netzausbaubedarf liefern. Insofern sei die Betrachtung verschiedener Szenarien von Energiewendezielen gerechtfertigt. Die Diskussion möglicher Instrumente zur Zielerreichung bleibe den entsprechenden Gremien vorbehalten. Sie könne nicht auf die Beratung zum Szenariorahmen verlagert werden. Der Konsultationsteilnehmer hält insbesondere die Annahmen zur Entwicklung der konventionellen und erneuerbaren Erzeugungskapazitäten und deren Regionalisierung für problematisch, zumal diese Datengrundlage für die Ermittlung des Netzausbaubedarfs verwendet werde. Einige Konsultationsteilnehmer beanstanden, dass der Entwurf des Szenariorahmens erneut von den vier großen Übertragungsnetzbetreibern erstellt worden ist. Eine derartige Planung mit so großer gesamtgesellschaftlicher Bedeutung dürfe nicht von den vier Übertragungsnetzbetreibern, die ihren Aufgaben gemäß in erster Linie nicht das Gemeinwohl, sondern eigene wirtschaftliche Ziele verfolgten, vorgenommen werden. Es entstehe der Eindruck, dass die Übertragungsnetzbetreiber beim Erstellen des Szenariorahmens 2017-2030 keine objektive Einschätzung der Stromgewinnung und des Stromtransports erarbeiteten, sondern versuchen, die Bedürfnisse der Zukunft so auszulegen, dass für sie der größtmögliche Gewinn (bei einer garantierten Eigenkapitalrendite von über 9 %) herauskommt, also der Bau von möglichst vielen und groß angelegten Leitungen über möglichst große Entfernungen. Die Planung des Szenariorahmens müsse

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vielmehr von neutraler Stelle erfolgen, um das Gemeinwohl und die Interessen der Bürger zu berücksichtigen. Einige Konsultationsteilnehmer fordern eine stärkere Beteiligung der Verteilnetzbetreiber bei der Erstellung des Szenariorahmens. In den Verteilnetzen werde sowohl technisch als auch wirtschaftlich der Großteil des Netzausbaus zur Umsetzung der Energiewende stattfinden müssen. Den Ausbaubedarf eines Verteilnetzes zu bestimmen, sei Aufgabe des jeweiligen Verteilnetzbetreibers. Der Szenariorahmen solle dafür regionalisierte Versorgungsszenarien anbieten. Voraussetzung dafür sei ein entsprechender Datenaustausch zwischen Verteilnetz- und Übertragungsnetzbetreibern. Im November 2015 wurden die Verteilnetzbetreiber von den Übertragungsnetzbetreibern zu Einschätzungen der Entwicklung von Lasten, Erzeugung und zum Thema Spitzenkappung befragt. Trotz fristgerechter Beantwortung einiger Verteilnetzbetreiber führte die Kurzfristigkeit der Abfrage dazu, dass die Antworten mangels Rückmeldungen nicht im vorliegenden Entwurf des Szenariorahmens berücksichtigt werden konnten. Die vollständige Auswertung der Übertragungsnetzbetreiber sollte neben den Erkenntnissen aus dem Konsultationsprozess in die finale Anpassung des Szenariorahmens 2017-2030 einfließen. Zukünftig sei von den Übertragungsnetzbetreibern eine angemessenere Bearbeitungszeit einzuplanen, um die Ergebnisse bereits bei der Erstellung des Szenariorahmens berücksichtigen zu können. Da der Szenariorahmen die Grundlage für den nächsten Netzentwicklungsplan ist und schließlich den Bundesbedarfsplan darstellt, müsse er nach Ansicht eines Konsultationsteilnehmers auch für die verantwortlichen Politiker nachvollziehbar sein. Dazu sollten die Folgen, die die Entscheidung für das jeweilige Szenario nach sich zieht, benannt werden. Es sollte, ähnlich wie beim Bau einer privaten Gartenhütte, eine Ökobilanz für jedes Szenario erstellt werden müssen. Dazu gehöre das Ausmaß der CO2­ Produktion, die Energiemenge, die erforderlich ist, um die notwendigen Anlagen zu bauen und zu warten, sowie die Umweltbelastung in den jeweiligen Szenarien. Weiterhin sollten die voraussichtlichen ökonomischen Folgen für Steuerzahler und Netzkunden berechnet werden. Gemäß eines weiteren Konsultationsteilnehmers sollte man bei der Ausarbeitung der einzelnen Szenarien folgende Fakten zwingend berücksichtigen: Ausstieg aus der Atomenergie, Endlichkeit der fossilen Brennstoffe, Gewährleistung der Versorgungssicherheit, Berücksichtigung des Klimaabkommens von Paris (Begrenzung der globalen Erwärmung auf möglichst 1,5 °C), Verantwortlichkeit der Kohleverstromung für C02-Emissionen, Ziel der 100%igen Versorgung durch Erneuerbare Energien sowie Speicher- und Effizienztechnologien. Mehrere Konsultationsteilnehmer fordern eine Berücksichtigung des zukünftigen Ausschreibungsregimes der Erneuerbaren Energien. Wie die Bundesnetzagentur bereits im Begleitdokument feststelle, sei der Szenariorahmen zwingend an die aktuelle KWK-Novellierung und die jüngsten Überlegungen zur Novellierung des EEG 2016 anzupassen. Ein Konsultationsteilnehmer würde begrüßen, wenn die Übertragungsnetzbetreiber Änderungen zum vorangegangenen Szenariorahmen sichtbar darstellen. Dies würde den Überblick wesentlich erleichtern. Ferner hätte es der Konsultationsteilnehmer begrüßt, wenn der Umfang und damit die Seitenzahlen der künftigen Pläne (ohne Anhang) auf einen Höchstumfang begrenzt worden wären. Dies würde die Handhabbarkeit und die Akzeptanz der Szenariorahmen und der darauf aufbauenden Netzentwicklungspläne in der Öffentlichkeit wesentlich erhöhen.

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2.1.2 Szenario A 2030 Gemäß einem Konsultationsteilnehmer scheint in Szenario A 2030 der Anteil der Erneuerbaren Energien zu gering zu sein, da hier von vergleichsweise geringen qualitativen Änderungen bei der Stromanwendung ausgegangen wird und der entsprechend angesetzte Stromverbrauch zu gering erscheint. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer kritisiert, dass in Szenario A 2030 keine Änderung der gegenwärtigen technischen Konfigurationen der Erzeugungsanlagen angenommen wird, was auch für das wenig optimistische Szenario A 2030 eine recht pessimistische Annahme darstelle. Dies könnte zu einer deutlichen Überschätzung des Netzausbaubedarfs führen. Ein Konsultationsteilnehmer lehnt das Szenario A 2030 insgesamt ab. Die Bundesregierung habe sich verpflichtet, gewisse Klimaschutzziele zu erreichen, u. a. Strom und C02-trächtige Energieträger einzusparen. Von daher sollten Braun- und Steinkohlekraftwerke in einem zukunftsorientierten Energiekonzept keine Rolle mehr spielen. Ein Szenario, in dem die nationalen Klimaschutzziele nicht erreicht werden, ist nach Ansicht eines Konsultationsteilnehmers nicht notwendig. Szenario A 2030 bilde dies bereits ab, da darin keine ambitionierten Klimaschutzelemente umgesetzt würden und auch die Sektorenkopplung weitgehend fehle. 2.1.3 Szenario B 2030 Gemäß einem Konsultationsteilnehmer ist im Szenario B 2030 der Anteil der Erneuerbaren Energien zu gering, da hier von vergleichsweise geringen qualitativen Änderungen bei der Stromanwendung ausgegangen wird und der entsprechend angesetzte Stromverbrauch zu gering erscheint. Ein Konsultationsteilnehmer beanstandet, dass sich das Szenario B 2030 nicht am EEG 2014 und seinen Ausbaukorridoren orientiert. Dies sei falsch und könne die Energiewende behindern. Hier sei eine landesscharfe Analyse sinnvoll und eine deutliche Anhebung des Erneuerbare Energien Ausbaukorridors erforderlich. Nach der Meinung eines Konsultationsteilnehmers ist im Szenario B 2030 der Zubau von Gaskraftwerken deutlich zu hoch, denn die Marktbedingungen erlaubten auf absehbare Zeit nahezu keine weiteren Investitionen in Kraftwerksneubauten. Explizite Kapazitätsmechanismen würden im Netzentwicklungsplan ausgeschlossen. Völlig offen sei in Szenario B 2030 auch, wie die benötigte Spitzenlast von 85 GW bei einem hohen Anteil an Erneuerbaren Energien gedeckt werden kann. Gerade bei neuen Gaskraftwerken wären extrem hohe und häufige Preisspitzen erforderlich. Diese müssten für die Politik nicht nur akzeptabel, sondern für Investoren auch prognostizierbar sein. Für beide Voraussetzungen fehlten derzeit noch wichtige gesetzliche Grundlagen (Strommarktgesetz, Klimaschutzplan, etc.). Ein Konsultationsteilnehmer findet es bedauerlich, dass die Weiterentwicklung von Speichertechnologien und die Verknüpfung Strom- und Gasnetz im Szenario B 2030 nicht weiter beachtet wurde. Das Szenario B 2030 berücksichtige zwar einen verstärkten Ausbau von Erneuerbare Energien Anlagen und die zunehmende Nutzung der Elektromobilität sowie eine weitere Effizienzsteigerung bei bestehenden Stromanwendungen. Auch setze man verstärkt auf Klimaschutz nach europäischen Richtlinien. Alte Anlagen könnten umgerüstet bzw. durch flexiblere Anlagen ersetzt werden. Dadurch würden aber leider auch Kohlekraftwerke weiterbetrieben.

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Ein Konsultationsteilnehmer fordert, mindestens ein Szenario mit einem deutlich steigenden Strombedarf zu rechnen und im Szenario B 2030 zumindest einen konstanten Strombedarf anzusetzen. Dies sei vor dem Hintergrund einer schneller werdenden Sektorenkopplung in Kombination mit einer veränderten Bevölkerungsentwicklung und steigenden Wirtschaftswachstumseffekten am wahrscheinlichsten. 2.1.4 Szenario C 2030 Dass sich der Szenariorahmen im Szenario B 2030 nicht am EEG 2014 und seinen Ausbaukorridoren orientiert, ist aus der Sicht eines Konsultationsteilnehmers falsch und könnte die Energiewende behindern. Hier sei eine landesscharfe Analyse sinnvoll und eine deutliche Anhebung des Erneuerbare Energien Ausbaukorridors sei zumindest im Szenario C 2030 erforderlich. Der Anteil von 56 % Erneuerbare Energien am Bruttostromverbrauch in Szenario C 2030 erscheint nach Meinung eines Konsultationsteilnehmers angemessen. Im Gegensatz zu den Szenarien A 2030 und B 2030 habe eine beschleunigte Energiewende hin zu einem klimafreundlichen, smarten und flexiblen Stromverbrauch unter starker Nutzung vielfältiger neuer Anwendungen wie zum Beispiel Wärmepumpen, Elektromobilität im Nutzfahrzeugbereich und dem öffentlichen Nahverkehr, Speicherheizungen sowie Power-to-Gas Berücksichtigung gefunden. Der vorgeschlagene 56 % Erneuerbare Energien Anteil am Bruttostromverbrauch für das Szenario C 2030 ist nach Ansicht eines anderen Konsultationsteilnehmers gemessen am Zielkorridor der EEG-Novelle 2014 von 47,5 bis 52,5 % zu hoch. Nach Meinung eines weiteren Konsultationsteilnehmers ist es zwar nachvollziehbar, dass das Szenario C 2030 eine beschleunigte Energiewende darstellt. Allerdings sollte 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 der Übertragungsbedarf im Szenario C 2030 sogar geringer sein. Ein Konsultationsteilnehmer hält es für unwahrscheinlich, dass die Betriebsdauer von Braunkohlekraftwerken bei einer - wie im Szenario C 2030 - angenommenen beschleunigten Energiewende um fünf Jahre im Vergleich zum mittleren Szenario B 2030 abnimmt. Der Ausbau der Erneuerbaren Energien in den vergangenen Jahren habe faktisch zu keiner technisch-wirtschaftlichen Verkürzung der Betriebsdauern von Braunkohlekraftwerken geführt. Im aktuellen Kraftwerkspark seien rund ein Drittel der Braunkohlekraftwerke seit 40 und mehr Jahren in Betrieb. Vor dem Hintergrund sei ebenfalls im Szenario C 2030 aller Wahrscheinlichkeit nach von einer längeren technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer bei Braunkohlekraftwerken von mindestens 45 Jahren auszugehen. Ein Konsultationsteilnehmer begrüßt, dass Szenario C 2030 zwar eine beschleunigte Energiewende unter optimalen Bedingungen beschreibt und die klimapolitischen Ziele durch Strom aus Erneuerbaren Energien erreicht werden würden. Aber auch hier – wie in den Szenarien A 2030 und B 2030 – gehe der Szenariorahmen 2017-2030 leider weiterhin von einer zentralistisch orientierten Energiepolitik aus. Ein Konsultationsteilnehmer hebt positiv hervor, dass im Szenario C 2030 – das den aktuell oberen Rand des Erneuerbaren Energien Ausbaukorridors abbildet – die intensive Nutzung neuer Technologien und die Verschränkung des Stromsektors mit Wärme und Verkehr beschrieben wird, inklusive verbrauchsnaher PVAnlagen und dezentraler Kleinspeicher. Dieser Ansatz gehe in die richtige Richtung, sollte aber zukünftig noch

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weiter ausgebaut werden. So liege der Nettostromverbrauch (exkl. Verteilnetzbetreiber-Netzverluste) für das Jahr 2030 zwischen 490 TWh (Szenario B 2030) und 523 TWh (Szenario C 2030). Die Annahme für den Nettostromverbrauch im Szenario C 2030, das das „ambitionierte“ Szenario darstellt (Sektorenkopplung spielt hier eine größere Rolle als in den anderen Szenarien), entspreche exakt dem Wert von 523 TWh, die im Referenzszenario 2013 zugrunde gelegt worden sind. Für das ambitionierte Szenario C 2030 sei dieser Wert – trotz der Einbeziehung von Beiträgen zur Verminderung der Höchstlast (hier: Steuerung des Verhaltens von Wärmepumpen und Elektrofahrzeugen am Netz) – angesichts der Potenziale der Elektrifizierung in einer relativ niedrigen Bandbreite gewählt. Ein Konsultationsteilnehmer ist nicht damit einverstanden, dass das Szenario C 2030 von den Übertragungsnetzbetreibern als das Szenario mit der „schnellsten“ Energiewende bezeichnet wird, obwohl in Szenario B 2035 mehr Strom aus Erneuerbaren Energien erzeugt werde. Das Szenario C 2030 sei also nicht „optimal“. Auch wenn Szenario C 2030 bereits einen Entwicklungspfad beschreibt, der eine beschleunigte Energiewende zu berücksichtigen scheine, würden nach Ansicht eines Konsultationsteilnehmers erst politische Rahmenbedingungen den Weg ebnen können. Dabei sei heute bereits absehbar, dass sich ein zukunftsfähiges Energiesystem nur mit Speicher- und Effizienztechnologien umsetzen lässt. Obwohl die Investitionsanreize für PV-Anlagen bereits stark reduziert wurden und die Einspeisevergütungen für Windenergie ebenfalls sinken, sei ein deutlicher Anstieg der Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien zu verzeichnen. Dies müsse in Szenario C 2030 abgebildet werden. Diese Entwicklung dürfe nicht durch kurzfristig lukrativere Investitionen in den fossilen Energiemarkt (z.B. zurzeit Öl, Kohle) konterkariert werden. Während argumentativ immer wieder auf steigende EEG-Beiträge hingewiesen werde, verschweige man geflissentlich den Subventionsumfang für fossile Kraftwerke. Eine transparente Kostengegenüberstellung unter Einbeziehung aller preistreibenden Faktoren habe im Szenariorahmen noch nicht stattgefunden. Vor dem Hintergrund des derzeit bestehenden Rechtsrahmens ist die Ausbaumenge von 15 GW Wind Offshore für einen Konsultationsteilnehmer grundsätzlich nachvollziehbar. Jedoch seien mögliche Anpassungen dieses Rechtsrahmens nicht ausgeschlossen. In Anbetracht dessen, dass der Szenariorahmen C 2030 innerhalb der Szenarien den oberen Rand abbildet, sollte in der Genehmigung erwähnt werden, dass die getroffene Annahme für Szenario C 2030 im Bereich Offshore möglichen Änderungen vorbehalten ist. 2.1.5 Szenario B 2035 Ein Konsultationsteilnehmer fordert, das Szenario B 2035 mit einem konstanten Strombedarf anzusetzen. Dies ist vor dem Hintergrund einer schneller werdenden Sektorenkopplung in Kombination mit einer veränderten Bevölkerungsentwicklung und steigenden Wirtschaftswachstumseffekten am wahrscheinlichsten. Da der oberste Zielwert für den Anteil der Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch im Jahr 2035 bei 60 % liegt, ist Szenario B 2035 nach Ansicht eines Konsultationsteilnehmers entsprechend nach unten zu korrigieren. Dieser Wert sei in § 1 Abs. 2 S. 2 Nr. 2 EEG 2014 niedergelegt und daher für die Übertragungsnetzbetreiber bindend. Offen bleibe natürlich, ob der Zielkorridor im Zusammenhang mit der Reform der Ökostromförderung künftig angehoben werden müsse.

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2.2

Konventionelle Erzeugung

2.2.1 Allgemeines Viele Konsultationsteilnehmer kritisieren die pauschalen Annahmen bezüglich der technischwirtschaftlichen Betriebsdauer bei der Ermittlung des konventionellen Kraftwerkparks. Dies entspräche nicht der Realität des Energiemarktes. So sei es nicht nachvollziehbar, warum die Betriebsdauern mit 50 bzw. 45 Jahren festgelegt worden sind. Die Betriebsdauer der auf diesem Markt agierenden Kraftwerksblöcke würde primär von deren Wirtschaftlichkeit abhängen. Weiterhin würde auch bei notwendigen Reinvestitionen die prognostizierte Wirtschaftlichkeit berücksichtigt und nicht die Abhängigkeit von einem bestimmten Brennstoff. Es könnten also für die Modellierung des Bedarfs zum Prognosezeitpunkt eines Netzentwicklungsplans einzelne Kraftwerke als produzierend angenommen werden, die aus wirtschaftlichen Gründen schon vom Netz gegangen sein könnten. Insofern sei es sinnvoll, zusätzliche Kriterien der Wirtschaftlichkeit von konventionellen Kraftwerken einzuführen, die eine frühere Abschaltung begründen könnten. Besser geeignet sei eine blockscharfe Wirtschaftlichkeitsbetrachtung, wie sie z. B. von den Übertragungsnetzbetreibern für den Entwurf des Szenariorahmens durchgeführt, jedoch nicht veröffentlich wurde. Weiterhin sollte schon deshalb eine wirtschaftliche Betrachtung einer pauschalen Annahme vorgezogen werden, da bei Anwendung der wirtschaftlichen Systematik abgeschriebene Anlagen nicht künstlich am Markt gehalten würden. Diese wegfallenden Altanlagen bedeuteten dann keine Konkurrenz mehr für moderne und umweltschonende Neuanlagen, womit sich die Investitionssituation auf dem konventionellen Markt wieder verbessern würde. Es wird vereinzelt moniert, dass die im Entwurf des Szenariorahmens der Übertragungsnetzbetreiber angeführte Wirtschaftlichkeitsbetrachtung nicht ausführlich dargestellt wurde. Es werde lediglich angeführt, dass eine solche Betrachtung kaum Abweichungen zur pauschalen Methodik der technischwirtschaftlichen Betriebsdauer zeige. Dabei sei nur geprüft worden, ob es zu wirtschaftlich bedingten Stilllegungen vor Erreichen der angesetzten technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer komme. Vielmehr sei eine Analyse der Wirtschaftlichkeit ohne eine Beschränkung der Lebensdauer durchzuführen. Dieses Ergebnis sollte dann zumindest in einem Szenario abgebildet werden. In einigen Beiträgen wird darauf hingewiesen, dass Kuppelgaskraftwerke, insbesondere der Stahlindustrie, nicht einer pauschalen technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer unterliegen sollten. Die Kuppelgasverstromung sei unmittelbar und untrennbar mit der Stahlproduktion verbunden. Die bei der Stahlerzeugung anfallenden Kuppelgasmengen dürften aus immissionsrechtlichen Gründen nicht abgefackelt werden. Deshalb hätten Stahlproduzenten eine Verwertungsaufgabe und zwar unabhängig von ihrer Wirtschaftlichkeit. Somit hänge die technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer von Kuppelgaskraftwerken vor allem an den politischen Rahmenbedingungen für die Rohstahlerzeugung in Deutschland. Solange diese Rahmenbedingungen ein internationales Level-Playing-Field des Wettbewerbs ermöglichten, werde in Deutschland Stahl produziert und damit Kuppelgaskraftwerke betrieben. Daher sollten Kuppelgaskraftwerke mit einer unbeschränkten Lebensdauer angenommen werden oder aber nach Ablauf ihrer Betriebsdauer ein baugleicher Ersatz angenommen werden. In diesem Zusammenhang sollte die Kraftwerksliste um die Kategorie Kuppelgaskraftwerke ergänzt werden. In einem Beitrag wird darauf hingewiesen, dass sich die Fahrweise vieler konventioneller Kraftwerke durch den Ausbau der Erneuerbaren Energien geändert hat. Liefen viele konventionelle Anlagen damals und auch heute noch im Dauerbetrieb, müsste in Zukunft davon ausgegangen werden, dass konventionelle Kraftwerke

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immer öfter „einspringen“ müssen, wenn keine Erneuerbare Energien Produktion möglich sei. Dieses häufige An- und Abfahren der Anlagen führe zu einem erhöhten Verschleiß, der sich auf die technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer negativ auswirken müsse. In einigen Beiträgen wird angeregt, dass die Wahl der technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer vom Ziel der Energiewende (Dekarbonisierung des Stromsektors bis 2050) gedacht werden sollte. Es sei nicht akzeptabel, dass in keinem der Szenarien das klima- und energiepolitisch notwendige sukzessive Auslaufen der Kohleverstromung in Deutschland im Einklang mit den klima- und energiepolitischen Zielen abgebildet wird. Dazu müsse spätestens bis 2035 ein Ausstieg aus der Braun- und Steinkohleverstromung erfolgt sein. Es sei daher eine Mindestvoraussetzung, dass in den Szenarien B 2030 und C 2030 kein Neubau von Braun- und Steinkohlekapazitäten angenommen wird. In diesem Zusammenhang sollten die angenommenen Betriebsdauern für Kohlekraftwerke stark reduziert und jene für Gaskraftwerke erhöht werden. Durch den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien würden sich die Erlöse der konventionellen Erzeugung weiter reduzieren. Deshalb sei eine marktunabhängige, starre Annahme von festen Betriebsdauern von 35-50 Jahren nicht zielführend. Die von den Übertragungsnetzbetreibern festgelegten Betriebsdauern seien aus rein technischer Perspektive zwar sinnvoll gewählt. Für Braunkohle- oder Steinkohlekraftwerke würden sich jedoch bei fehlender Rentabilität Möglichkeiten ergeben, geordnet aus dem Markt auszuscheiden (z. B. Kapazitäts- und Klimareserve, Kohleausstiegsplan). Daher sollte die angesetzte Betriebsdauer von der Wirtschaftlichkeit der Erzeuger abhängig sein. Die Wahrscheinlichkeit einer vorzeitigen Stilllegung sollte dabei in den letzten zehn Jahren der Betriebsdauer sukzessive steigen. Dies könne z. B. mit einer Anpassung des von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagenen Grenzdeckungsbeitrags erfolgen, der mit dem Alter des Kraftwerkes im Modell zu erhöhen sei. In einem anderen Beitrag wird mit einem Verweis auf die schwierige wirtschaftliche Lage der konventionellen Erzeuger angeregt, die technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer von Braun- und Steinkohlekraftwerken sowie Erdgas- und Mineralölerzeugungsanlagen auf maximal 40 Jahre zu beschränken. In einem weiteren Beitrag wird vorgeschlagen, die gewählte Betriebsdauer der konventionellen Kraftwerke endogen von wirtschaftlichen und regulatorischen Bedingungen abhängig zu machen. Dabei sollten besonders die Klimaschutzziele der Bundesregierung maßgeblich sein. In einem Beitrag wird dargelegt, dass jede Prognose zur Ermittlung des konventionellen Kraftwerkparks nur dann von Wert ist, wenn stabile oder zumindest voraussehbare politische Rahmenbedingungen bis zum Prognosejahr existieren. Davon sei jedoch in Anbetracht der letzten vielfältigen Gesetzgebung im Energiebereich nicht auszugehen. Deshalb seien die getroffenen Prognosen im Szenariorahmen – unabhängig von der Methodik – unzuverlässig. In einigen Stellungnahmen wird der Ansatz zur vorgeschlagenen pauschalen technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer begrüßt. Dieser bildet die voraussichtlichen Rahmenbedingungen der künftigen Energielandschaft sachgerecht ab. Durch die zweijährliche Fortschreibung der Pläne bestehe hinreichende Flexibilität, neue Erkenntnisse und Rahmenbedingungen in der Kraftwerksliste abzubilden. Der gewählte Ansatz sei transparent und leicht verständlich. Es sei nahezu unmöglich, für jeden existierenden Kraftwerksblock individuell zu beurteilen, ob er im Zieljahr des Szenariorahmens noch in Betrieb sei oder nicht. Dabei würde auch eine von den Übertragungsnetzbetreibern angesprochene Wirtschaftlichkeitsbetrachtung nichts ändern, da es nicht nur betriebswirtschaftliche, sondern auch oft

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unternehmensstrategische Entscheidungen seien, die über den Erhalt oder den Rückbau eines Kraftwerkes entscheiden. Es sei denkbar, dass ein Kraftwerk zusätzliche Erlöse generiert, z.B. Vergütungen durch seinen Beitrag zur Sicherheitsbereitschaft. Der Vergleich der beiden Ansätze (Wirtschaftlichkeitsberechnung und technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer) zeigte laut Übertragungsnetzbetreiber kaum signifikante Unterschiede, weshalb das bisher durchgeführte Vorgehen auch beibehalten werden sollte. In einzelnen Beiträgen wird angeregt, die wirtschaftliche Situation von konventionellen Kraftwerken auf Grund ihrer schwierigen ökonomischen Lage und der daraus resultierenden Versorgungslücke zu verbessern. In wenigen Beiträgen wird dazu ein Kapazitätsmechanismus besonders für klimafreundliche Gaskraftwerke gefordert. In einer Stellungnahme wird gefordert, die Kraftwerksliste detailliert mit den einzelnen Kraftwerksbetreibern abzustimmen. Nur die Kraftwerksbetreiber hätten die notwendigen Informationen, um verlässliche Laufzeiten anzugeben. Der von den Übertragungsnetzbetreibern gewählte Ansatz der technischwirtschaftlichen Betriebsdauer für konventionelle Kraftwerke entspräche nicht dem technisch Möglichen und würde nicht die Realitäten in der Vergangenheit widerspiegeln. So hätten zum Beispiel die im Rheinischen Revier vom Netz genommenen 150 MW-Kohleblöcke eine Lebensdauer von bis zu 58 Jahren und nicht die unterstellten 40 bis 50 Jahre. In Nordrhein-Westfalen müsse von einer installierten Kraftwerkskapazität im Rheinischen Revier von ca. 6,5 GW Braunkohlekapazität zu Beginn der 2030er Jahre ausgegangen werden. Nach 2030 werde die Stromerzeugung aus Braunkohle weiter zurückgehen. Dieser Wert berücksichtigt, dass einerseits fünf Kraftwerksblöcke im Rheinischen Revier nach der Überführung in die Sicherheitsbereitschaft bis zum Jahr 2023 endgültig stillgelegt werden und zu Beginn der 2030er Jahre das gesamte Kraftwerk Weisweiler nach der vollständigen Auskohlung des Tagebaus Inden den Betrieb einstellen wird. Im Gegensatz zu diesen sehr konkret absehbaren Entwicklungen gehe der Szenariorahmen auf der Basis von praxisfremden theoretischen Annahmen von einem Wert von 3,3 GW aus. Es läge in der Natur von Szenarienannahmen, dass prognostisch Werte gesetzt werden, die die Einhaltung der europäischen und nationalen Klimaziele zugrunde legen. Dabei müssten die Szenarien jedoch eine realistische Entwicklung der Markt- und Rechtslage reflektieren, um aussagekräftig zu sein. Ein Konsultationsteilnehmer kritisiert, dass der Hinweis der Übertragungsnetzbetreiber, der Umfang von Must-Run-Kapazitäten sei nicht eindeutig darstellbar, zu pauschal ist und nicht überzeugt. Es müsse ein Ziel der Energiewende sein, diese Must-Run-Kapazitäten zu minimieren. Weitergehende Ausführungen und Differenzierungen zwischen den Szenarien seien wünschenswert. Ein Konsultationsteilnehmer fordert in den Annahmen des Szenariorahmens die Berücksichtigung des Impulspapier „Elf Eckpunkte für ein Kohlekonsenskonzept zur schrittweisen Dekarbonisierung des Stromsektors“ der Agora Energiewende. 2.2.2 Braunkohle Ein Konsultationsteilnehmer beanstandet eine nicht sachgerechte Darstellung der Kapazitäten von Braunkohlekraftwerken in sämtlichen Szenarien. Dies könne nur geheilt werden, wenn im Rahmen der Szenariodefinition zumindest ein Szenario vorgesehen wird, bei dem mit Annahmen zu den Braunkohlenkraftwerken gearbeitet werde, die von der betroffenen Industrie als wahrscheinlich eingeschätzt

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werden (höhere technisch-wirtschaftliche Lebensdauer der Kraftwerke; Berücksichtigung der Genehmigung des Tagebaus; Berücksichtigung der Ziele der Bundesländer, in denen Braunkohletagebau stattfindet; keine weiteren Stilllegungen über die Sicherheitsbereitschaft hinaus). Zahlreiche Konsultationsteilnehmer fordern, dass in den Szenarien des Szenariorahmens 2017-2030 bereits ein Braunkohleausstieg antizipiert werden sollte. Oft wird angeführt, dass nur durch einen konsequenten Ausstieg aus der Braunkohleverstromung die nationalen Klimaschutzziele der Bundesregierung erfüllt werden könnten. Besonders eine Reduktion der CO2 Emissionen um 95 % in 2050 sei nur zu erreichen, wenn schon frühzeitig die Braunkohleverstromung zurückgefahren würde. Weiterhin seien die im Dezember 2015 formulierten Ziele der UN-Klimakonferenz nicht mit den von den Übertragungsnetzbetreibern getroffenen Annahmen zum Braunkohlekraftwerkspark vereinbar. Eine Reduzierung des Anstiegs der globalen Durchschnittstemperatur sei nur möglich, wenn die Braunkohleverstromung schneller zurückgefahren würde als derzeit angedacht. Das Ergebnis der UN-Klimakonferenz sei den Übertragungsnetzbetreibern zur Zeit der Erstellung der Szenarien nicht bekannt gewesen und die Prognosen bezüglich der installierten Braunkohlekapazitäten daher anzupassen. Zahlreiche Konsultationsteilnehmer argumentierten, dass die Annahme von Neubauten bei Braunkohlekraftwerken nicht mit den Vorgaben des EnWG vereinbar ist, da es sich bei der Braunkohleverstromung um keine erneuerbare Energiequelle handelt und eine Umweltverträglichkeit nicht gegeben ist. Einige Konsultationsteilnehmer führen an, die Begründungen für die technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer der Braunkohlekraftwerke von 40 Jahren (Szenario C), 45 Jahren (Szenario B) und 50 Jahren (Szenario A) seien nicht nachvollziehbar. Eine pauschale Prognose der Betriebsdauer sei nicht sachgerecht, da im Energy Only Markt jeder einzelne Kraftwerksblock wirtschaftlich bestehen müsse und daher auch einzeln zu bewerten sei. Insbesondere bei der Bewertung von Braunkohlekraftwerken müsse darüber hinaus bedacht werden, dass deren Betrieb an die Verfügbarkeit des Brennstoffes Braunkohle gekoppelt ist, also an die Existenz der Tagebaue. Die Gewinnung von Braunkohlestrom und die Wirtschaftlichkeit der Braunkohlekraftwerke seien nur in Verbindung mit regionalen Perspektiven des zugehörigen Tagebaus zu bewerten, der das jeweilige Braunkohlekraftwerk versorgt. Besonders bei der Braunkohle müsse von einer pauschalen Bewertung Abstand genommen werden, da hier nicht, wie bei Steinkohle und Erdgas, Weltmarktpreise die Grenzkosten des einzelnen Kraftwerks oder einer gesamten Technologie definierten. Die Braunkohleverstromung sei maßgeblich vom nationalen Preis für Braunkohle bestimmt, die wettbewerbsfähig und preisstabil sei. Gas- und Steinkohlenkraftwerke würden ohne eigene Brennstoffbasis betrieben. Bei einer möglichen Stilllegung seien keine wesentlichen Auswirkungen auf andere Systeme absehbar. Anders sei die Situation bei den Braunkohlekraftwerken. Hier müsse der Verbund zwischen Tagebauen und Kraftwerken berücksichtigt werden. Das System Braunkohle sei wirtschaftlich und robust gegen externe Markteinflüsse, weil die Brennstoffgewinnung und die Umwandlung in Kraftwerken zu Strom technisch integriert erfolgten. Es wird vereinzelt angeführt, dass nur solche Braunkohlekraftwerke bis 2030 bzw. 2035 nicht mehr in die Kraftwerksliste eingehen sollten, die bis dahin auch vom Kraftwerksbetreiber als stillgelegt gemeldet wurden. Die Kraftwerksbetreiber wüssten am besten um die wirtschaftliche Situation ihrer Braunkohlekraftwerke, weshalb deren Expertise heranzuziehen sei. Zudem verfügten sie über eine unbefristete Betriebsgenehmigung, welcher eine fiktive Stilllegung im Szenariorahmen widerspreche. Weiterhin stünden die Annahmen im

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Szenariorahmen im deutlichen Widerspruch zu den Planungen der „Braunkohleländer“, die mit grundsätzlich längeren Laufzeiten planen. Die langfristigen energiepolitischen und landesplanerischen Entscheidungen der Bundesländer Nordrhein-Westfalen, Sachsen, Brandenburg und Sachsen-Anhalt zur Braunkohle seien nicht angemessen berücksichtigt worden. Die in Landesenergieprogrammen, Landesentwicklungs- oder Braunkohleplänen niedergelegten Ziele der Raumordnung und zur strukturellen Entwicklung in den Braunkohlerevieren würden ignoriert. Die Träger öffentlicher Planung, z.B. Straßenbaubehörden oder Kommunen, seien aber verpflichtet, die Vorgaben der Raumordnung zu berücksichtigen. Es bestehe zwar keine zwingende Wirkungslinie zwischen landesplanerischen Festlegungen der Bundesländer und einem Netzentwicklungsplan. Im Sinn einer unbedingt notwendigen Kooperation zwischen der Bundes- und Landesebene sei es jedoch unverständlich, wenn die Bundesnetzagentur bei ihren Entscheidungen die Planungen der Länder nicht berücksichtigt, indem die Kapazitäten der Braunkohlekraftwerke zu tief angesetzt würden. In mehreren Stellungnahmen wird hingegen befürwortet, dass die Betriebsdauer der Braunkohlekraftwerke weiterhin nicht an die Lebensdauer der Tagebaue gekoppelt werde. Die im Land Sachsen-Anhalt gelegenen Braunkohlekraftwerke Teuchern/Deuben (derzeit 67 MW) und das Grubenkraftwerk der Romonta in Arnsdorf (derzeit 49 MW) seien bei allen Szenarien 2030 und 2035 mit keiner Nettonennleistung mehr aufgeführt, d.h. der Szenariorahmen gehe davon aus, dass diese beiden Kraftwerke im Jahr 2030 außer Betrieb gestellt seien. Es würden indessen für diese beiden Kraftwerke keine Stilllegungsanzeigen oder sonstige sachgerechten Gründe vorliegen, die ein solches Szenario rechtfertigen. Im Szenariorahmen würden für Nordrhein-Westfalen in allen Szenarien für die Jahre 2030 und 2035 nur noch Braunkohlekraftwerkskapazitäten von 3,3 GW angenommen. Diese Zahl sei zu niedrig angesetzt, da über die Einbringung von 5x300 MW-Blöcken in die Sicherheitsbereitschaft hinaus keine Stilllegung von 300 MW- oder 600 MW-Blöcken in Nordrhein-Westfalen geplant ist. Vielmehr planten die Betreiber mit dem Weiterbetrieb insbesondere der 600 MW-Blöcke bis in die 2030er Jahre hinein. Der Szenariorahmen vernachlässige die Kraftwerksanlagen in der Veredlung, die unbefristet weiterbetrieben würden, um den mindestens konstanten Bedarf an Veredlungsprodukten zu decken. Die Betriebsdauer des Kraftwerks Weisweiler sei direkt mit der erwarteten Auskohlung des Tagebaus Inden um 2030 gekoppelt. Entsprechend werde die reale Betriebszeit der Blöcke deutlich über den Prognosen im Szenariorahmen von 45 Jahren liegen. Am Standort Niederaußem laufe weiterhin das Genehmigungsverfahren für eine Ersatzanlage mit 1 GW Leistung (BoAplus). Im Lausitzer Revier würden um das Jahr 2030 die vier am Standort Jänschwalde verbliebenen Blöcke der 500 MW-Klasse außer Betrieb genommen. In der Energiestrategie des Landes Brandenburg, gestützt durch Absichtserklärungen von Vattenfall, solle der Kraftwerksstandort jedoch erhalten werden. Nach jetzigem Planungsstand wäre ein Neubaukraftwerk gemäß dem dann gültigen Stand der Technik, gegebenenfalls mit CO2-Abscheidung und –Speicherung (sog. CCS), und einer Leistung von 1 GW zu berücksichtigen. Auch wenn eine Entscheidung erst in den 20er Jahren getroffen werde, sei es nicht sachgerecht, diese Option heute zu verneinen. Nach Meinung eines Konsultationsteilnehmers darf von einem Bekenntnis der Bundesregierung zur Reduzierung der CO2 Emissionen nicht auf eine schwierigere Situation der Braunkohlekraftwerke geschlossen werden. Mit der Umsetzung der Sicherheitsreserve würden die Emissionen im rheinischen

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Revier in den kommenden vier Jahren um 15 % sinken und mit dem Auslaufen des Tagebaus Inden und der Stilllegung des damit verbundenen Braunkohlekraftwerk Weisweiler würde diese Reduktion bis 2030 auf 40 %-50 % steigen. Die sukzessive Stilllegung weiterer Braunkohlekraftwerksblöcke bis 2030 durch die Betreiber und das Auslaufen der Tagebaue Hambach und Garzweiler bis zur Mitte des Jahrhunderts würde ohnehin zu einem Ende der Braunkohleverstromung führen. Daher seien keine weiteren Maßnahmen seitens der Bundesregierung nötig, die im Szenariorahmen 2017-2030 berücksichtigt werden müssten. Anstatt wie bisher rein exogen definierte Betriebsdauern anzunehmen, sollte die Wirtschaftlichkeit der Braunkohlekraftwerke innerhalb der Marktsimulation endogen vorgenommen werden. Hierbei seien die Möglichkeiten des Carbon Dioxide Capture and Storage und Retrofitinvestitionen zu berücksichtigen. Bei der Prognose der Grenzkosten der Braunkohlekraftwerke sollten auch die Fixkosten der Tagebaue berücksichtigt werden. Würden diese vernachlässigt, würde die Merit-Order künstlich verfälscht und die Stromproduktion aus Braunkohle bevorzugt. In diesem Zusammenhang sollten auch die Subventionen der Braunkohleverstromung und der Tagebaue nicht berücksichtigt sowie die Umweltkosten aufgeschlagen werden, damit die realen Kosten der Braunkohleverstromung abgebildet werden könnten. Diese sollten nach Ansicht einiger Konsultationsteilnehmer mit 11 Cent/kWh angesetzt werden. Einige Konsultationsteilnehmer weisen auf die erheblichen negativen Folgen einer drastischen Reduktion der Braunkohlekapazitäten hin. Sowohl für die Versorgungssicherheit als auch für die Wirtschaft im Rheinischen Revier bedeuteten die im Szenariorahmen angenommenen Prognosen einen massiven Eingriff in den Markt mit negativen Folgen. Dies sei im Rahmen zu den Verhandlungen zur Sicherheitsreserve erkannt worden, wodurch ein breiter Konsens bei allen Beteiligten erreicht wurde. Prognosen, die über diese Vereinbarung hinausgingen, seien daher nicht zulässig. Sie würden den breiten Konsens aufbrechen, mit massiven Folgen für die Energiewirtschaft, die dort Beschäftigten und die Versorgungssicherheit. Nach Ansicht eines anderen Konsultationsteilnehmers zeigt die Lücke der gesicherten Leistung zwischen Szenario A 2030 und C 2030 eine deutliche Perspektive für die Braunkohleverstromung. Es mache nur wenig Sinn, die nationalen Kapazitäten auf Kosten der nationalen Wirtschaft herunterzufahren und stattdessen Kohlestrom und nuklear erzeugten Strom aus dem Ausland zu importieren, der noch umweltschädlicher bzw. unsicherer sei als die inländischen Quellen. Insofern sollte an der Kohleproduktion im Inland festgehalten werden, bis ein europäisches erneuerbares System geschaffen wird, das die europäische Kohleverstromung überflüssig mache. 2.2.3 Steinkohle Kein Konsultationsteilnehmer hat eine Stellungnahme abgegeben, die sich ausschließlich auf die Steinkohle bezieht und nicht bereits bei den allgemeinen Aspekten aufgegriffen wird. 2.2.4 Gas Bei der Bestimmung der Gaskraftwerkskapazitäten erscheine der gewählte Ansatz zu pauschal, nur Kraftwerke mit gültigem Antrag nach § 38 oder § 39 GasNZV und einer Anschlusszusage nach § 9 KraftNAV in den Szenarien A 2030, B 2030 und C 2030 aufzunehmen. Dies gelte ebenso für KWK-Ersatzanlagen im Zusammenhang mit einem Brennstoffwechsel. Kraftwerksprojekte mit bestehender immissionsschutzrechtlicher Genehmigung und einer relativ hohen Realisierungswahrscheinlichkeit würden so fälschlicherweise nicht berücksichtigt.

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Erdgas als umweltfreundlichster konventioneller Brennstoff sei der natürliche Partner der Erneuerbaren Energien. Daher dürfe keine zu restriktive Vorgehensweise bei der Ermittlung der Gaskraftwerkskapazitäten angewandt werden. Zudem werde der Brennstoff Gas auch von der bayerischen Landesregierung favorisiert, um Erzeugungskapazitäten in Süddeutschland zu schaffen. Würden geplante Erdgaskraftwerke besonders in Süddeutschland berücksichtigt, würde der Stromtransportbedarf von Nord nach Süd reduziert. In einer Stellungnahme wird geäußert, dass die von den Übertragungsnetzbetreibern vorgenommene Anhebung der unteren technisch-wirtschaftlichen Lebensdauer von Gaskraftwerken von 35 auf 40 Jahre aus empirischen Gründen gerechtfertigt sei. In einem Beitrag wird angemerkt, dass es unrealistisch ist, von einer Realisierung der derzeit als „in Planung“ angenommenen Blöcke des Gaskraftwerkes Haiming auszugehen. Es sei zweifelhaft, ob sich die Rahmenbedingungen für Gaskraftwerke ändern würden. 2.2.5 Pumpspeicherkraftwerke Viele Konsultationsteilnehmer befürworten, dass die Übertragungsnetzbetreiber grenznahe ausländische Pumpspeicherkraftwerke, die in das deutsche Netz einspeisen, im Marktmodell exakt berücksichtigen. Insbesondere österreichische Pumpspeicherkraftwerke sollten bei der Netzberechnung eine wichtige Rolle spielen, da durch diese der Versorgungsbedarf in Süddeutschland sinken und der innerdeutsche Nord-Süd Engpass entlastet würde. Diese Pumpspeicherkraftwerke müssten auch auf Grund der deutsch­ österreichischen Marktgegebenheiten berücksichtigt werden, da an der Grenze in der Regel kein Engpass existiert. Auch eine Modellierung eines Engpasses für das Marktmodell würde an diesem Argument nichts ändern. Auch sei auf Grund der angespannten Situation für Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland kein Zubau neuer Anlagen wahrscheinlich. Deshalb sei es umso wichtiger, die ausländischen Kapazitäten zu nutzen. Dabei sollten jedoch nur solche Pumpspeicherkraftwerke berücksichtigt werden, deren Kapazitäten dauerhaft vertraglich abgesichert sind. Bei der Berücksichtigung ausländischer Pumpspeicherkraftwerke müsse weiterhin bedacht werden, dass durch die Nutzung ausländischer Kapazitäten mögliche inländische Kapazitäten verdrängt werden. Daher sollten die genannten Pumpspeicherkraftwerke lediglich für eine Übergangszeit berücksichtigt werden, bis im Inland ausreichende Speichermöglichkeiten errichtet sind. In einigen Beiträgen wird davor gewarnt, ausländische Pumpspeicherkraftwerke zu berücksichtigen. Wenn diese in ein ausländisches Netz einspeisen könnten, dürften sie nicht berücksichtigt werden. Der wirtschaftliche Druck auf inländische Pumpspeicherkraftwerke sei schon jetzt sehr hoch und Neubauten kaum noch denkbar. Sollte die Pumpspeicherkraftwerketechnologie auch in Zukunft ein Partner des Erneuerbare Energien Ausbaus sein, dürften ausländische Pumpspeicherkraftwerke nicht als direkte Konkurrenz hinzukommen. Weil ausländische Pumpspeicherkraftwerke grundsätzlich nicht der deutschen Gesetzgebung und auch nicht dem EnWG unterlägen, wäre kein unmittelbarer Durchgriff möglich. Hier müsse schon aus Gründen der nationalen Versorgungssicherheit restriktiv geplant werden. Daher dürften lediglich Pumpspeicherkraftwerke, die ausschließlich in das deutsche Netz einspeisen können, in die nationale Kraftwerksliste aufgenommen werden. Andere Konsultationsteilnehmer lehnen eine Berücksichtigung ausländischer Pumpspeicherkraftwerke in jedem Fall ab. Sie sei eine klare Ungleichbehandlung inländischer Anlagen gegenüber denen in Österreich oder Luxemburg. Insbesondere sei in diesem Zusammenhang die Annahme einer unbegrenzten Lebensdauer der Pumpspeicherkraftwerke inkonsistent, da durch die Berücksichtigung der ausländischen Anlagen die

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ohnehin angespannte wirtschaftliche Situation für nationale Pumpspeicherkraftwerke verschärft würde. Weiterhin müsse sichergestellt werden, dass bei einer Aufnahme der ausländischen Kapazitäten in die nationale Kraftwerksliste dieselben Anlagen aus der ausländischen Kapazität der europäischen Kraftwerksliste subtrahiert werden, da sonst die Gefahr einer Doppelzählung gegeben sei. Bei einer Berücksichtigung deutscher Pumpspeicherkraftwerke über das im Szenariorahmen abgebildete Maß hinaus sei Vorsicht geboten, da besonders der Neubau von Pumpspeicherkraftwerken unter Berücksichtigung der wirtschaftlichen Lage unrealistisch sei. Dies zeigten u. a. die Diskussionen zum Pumpspeicherkraftwerk am Jochberg (Jachenau, bayerische Alpen). In einigen Beiträgen wird der von den Übertragungsnetzbetreibern genannte Wert von 14,6 GW an installierter Pumpspeicherkraftwerke-Leistung in 2035 auf Grund der schwierigen wirtschaftlichen Situation in Frage gestellt und ein geringerer Wert gefordert. In anderen Beiträgen wird nach der Begründung gefragt, warum über die Planung hinaus keine Neubauten für Pumpspeicherkraftwerke angenommen werden. Für diese Prämisse würde keine ausreichende Begründung genannt. Diese Argumentation wird von anderen Konsultationsteilnehmern in Frage gestellt. Großspeicher würden von der Bundesregierung diskriminiert und als Letztverbraucher eingestuft. Solange diese Nachteile, wie z. B. die Beteiligung an den Netzentgelten, nicht beseitigt würden, werde sich kaum ein wirtschaftliches Umfeld einstellen, in dem Großspeicher operieren könnten. Würde an dieser Situation nichts geändert, würden noch weitere geplante Pumpspeicherkraftwerks-Großprojekte verworfen. Schon jetzt beziehe sich die genutzte Kraftwerkliste offenbar auf den Beginn der Pumpspeicherkraftwerksplanung, da einige der geplanten Kraftwerksprojekte schon seit Jahren nicht mehr verfolgt würden. So seien die Planungen für das Jochberg- Pumpspeicherkraftwerk schon 2014 aufgegeben worden. Die Annahme von alpinen Speichern dürfe nicht als Begründung für Gleichstromtrassen zweckentfremdet werden. Demgegenüber stellt ein Konsultationsteilnehmer fest, dass in Zukunft auch im Süden in einigen Stunden des Jahres mit einer Überdeckung an erneuerbarer Versorgung zu rechnen ist. Neben einem möglichen Transport des Überschusses nach Norden (z.B. bei starker PV Einspeisung und Windstille) sollten auch alpine Speicher genutzt werden, um Energie vorzuhalten. 2.2.6 Andere konventionelle Kraftwerke Bei den sonstigen konventionellen Kraftwerken wird kritisiert, dass bei Abfallkraftwerkskapazitäten und bei KWK-fähigen Kleinkraftwerken kleiner 10 MW kein weiterer Zubau angenommen wird.

2.3

KWK

Nach Ansicht vieler Konsultationsteilnehmer sollten die aktuelle Novellierung des KWK-Gesetzes und die aktuellen Überlegungen zur Novellierung des EEG 2016 im Szenariorahmen zwingend berücksichtigt werden. Aus der KWK-Novellierung ergebe sich eine Nettostromerzeugung aus KWK von 120 TWh im Jahr 2025, die durch den Szenariorahmen abgebildet werden müsse. Diese Strommenge sollte insbesondere durch Erdgas bzw. aus Erneuerbaren Energien erzeugt werden. Viele Konsultationsteilnehmer kritisieren, dass bei bestimmten KWK-fähigen Gaskraftwerken bei Erreichen ihrer technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer kein baugleicher Ersatz mit gleicher Leistung am selben Standort angenommen wird. Es sei zu erwarten, dass der Wirkungsgrad von KWK-Anlagen weiter steigt und sich Ersatzneubauten so auch außerhalb der möglichen zukünftigen KWK Förderung abbilden ließen.

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Ein anderer Konsultationsteilnehmer hält den von den Übertragungsnetzbetreibern prognostizierten Zuwachs für realistisch. Ein 1:1-Ersatzneubau KWK-fähiger Gaskraftwerke sei nach der Novellierung des KWK-Gesetzes nicht zu erwarten. Ebenso sei die Wirtschaftlichkeit bei Gas-für-Kohle Ersatzbauten aus heutiger Sicht nicht gegeben. Andere Konsultationsteilnehmer hingegen geben an, dass ein stärkerer Ausbau von KWK entsprechend der wegfallenden Kohleleistung vorzusehen sei. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer kritisiert, dass die angenommene Verdopplung der Leistung von KWK-fähigen Kleinanlagen unter 10 MW Größe fraglich ist, da die Wirtschaftlichkeit solcher Anlagen durch die aktuellen Regeln im EEG 2014 zum Eigenstromverbrauch beeinträchtigt werde. Außerdem sei zu hinterfragen, warum im Szenario C 2030 mit einer höheren Elektrifizierung bei der Deckung des Wärmebedarf genauso viel gasgefeuerte KWK-Leistung angenommen werde wie in den Szenarien A 2030 und B 2030. Die verbrauchsnahe kleine Kraft-Wärme-Kopplung sei ein wesentlicher Bestandteil der Energiewende, merkt ein Konsultationsteilnehmer an. Da die Abwärme der konventionellen Stromerzeugung den Raumwärmebedarf in Deutschland decken könne, sei die verbrauchsferne Energieerzeugung sinnlos. Obendrein lasse sich der Strom- und Wärmemarkt in Zukunft nicht mehr getrennt voneinander betrachten. Der vollständig stromgeführte und somit flexibilisierte Einsatz von KWK-Anlagen wird von einem Konsultationsteilnehmer bezweifelt, da er sich allenfalls durch erheblichen Zubau von Wärmespeichern erreichen ließe. Weiterhin fehle eine Aussage zur Dimensionierung dieser Speicher. Besonders bei kleinen KWK-Anlagen würde der rein strommarktbasierte Einsatz die Effizienzgewinne von KWK-Anlagen sowohl betriebswirtschaftlich als auch ökologisch in Frage stellen. Ein Konsultationsteilnehmer gibt an, dass der Bedarf an KWK-basierten Must-Run Kapazitäten durch den Einsatz von Wärmespeichern und Wärmenetzen im KWK-Bereich reduziert werden müsste. Ein Konsultationsteilnehmer merkt an, dass die steigenden Kapazitäten der Gaskraftwerke zur Abdeckung der Spitzenlast und Erhöhung der Versorgungssicherheit genutzt werden sollten. Im Szenariorahmen sollte außerdem eine Differenzierung von Gaskraftwerken in Anlagen mit und ohne KWK erfolgen, da nur so die unterschiedlichen Betriebsweisen im anschließenden Netzentwicklungsplan dargestellt und modelliert werden könnten. Eine weitere Forderung eines Konsultationsteilnehmers ist die stärkere Förderung von KWK-fähigen Gaskraftwerken in Siedlungen und Industriegebieten, die sich in einer höheren Leistung KWK-fähiger Gaskraftwerke in allen Szenarien niederschlagen würde. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer gibt zu bedenken, es sei noch offen, wie sich die in der Novellierung beschlossene Reduzierung der Förderung industrieller KWK auf den Anlagenbestand und zukünftige Investitionsvorhaben auswirkt. Generell sei im Bereich der Industrie-KWK eher mit Zurückhaltung zu rechnen. Neue Wärmelastprofile für KWK-fähige Gaskraftwerke werden von einem Konsultationsteilnehmer befürwortet. Diese sollten jedoch gemeinsam mit den Verteilnetzbetreibern erarbeitet werden. Auf der Grundlage der im Szenariorahmen enthaltenen blockscharfen Auswertung der angenommen

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Kraftwerkskapazitäten sollten die gesonderten Rahmenbedingungen einzelner Kraftwerksprojekte in den Szenarien individuell berücksichtigt werden.

2.4

Regenerative Erzeugung

2.4.1 Allgemeines Mehrere Konsultationsteilnehmer bevorzugen den Ansatz einer linearen Interpolation zur Ermittlung der Bandbreite des Anteils von Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch, da dieser am ehesten die Einhaltung des EEG gewährleisten würde. Mehreren Konsultationsteilnehmern erscheint der Ansatz einer pauschalen Bandbreite des Anteils Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch von 45-60 % als sinnvoll, da er der Variabilität der Geschwindigkeit des Transformationsprozesses am ehesten Rechnung trüge. Einige dieser Konsultationsteilnehmer fordern zudem, dass der untere Rand auf 50 % erhöht werden muss, da 45 % zu konservativ ist. Einige Konsultationsteilnehmer halten den von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagenen Anteil an Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch für angemessen. Zahlreiche Konsultationsteilnehmer bemängeln die Annahme zum Anteil der Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch in Szenario B 2035 (63 %), da er über den gesetzlichen Vorgaben (55-60 %) liegt und fordern eine Korrektur nach unten. Um die Ziele des Pariser Klimaschutzübereinkommens zu erreichen, seien die Anteile Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch mit 45-60 % im Jahr 2030 zu niedrig angesetzt und müssten nach Meinung mehrerer Konsultationsteilnehmer erhöht werden. Diese Konsultationsteilnehmer halten die Bandbreite des Erneuerbaren Energien Anteils am Bruttostromverbrauch im Jahr 2030 (51-56,5 %) für zu gering. Um die zukünftigen Unwägbarkeiten besser abdecken zu können, sollte nach ihrer Ansicht der obere Rand auf 60­ 65 % erhöht werden. Ein Konsultationsteilnehmer begrüßt es grundsätzlich, dass in Szenario B 2035 der Anteil an Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch über dem gesetzlichen Ausbaupfad liegt. Ein Konsultationsteilnehmer ist der Ansicht, eine Begrenzung des Ausbaus der Erneuerbaren Energien auf 40-45 % im Jahr 2025 ist kontraproduktiv, um die Langfristziele im Jahr 2050 zu erreichen. Um die Ziele im Jahr 2050 zu erreichen, sollte der heutige Anteil von 33 % bis 2050 jährlich um 2 % erhöht werden. Einige Konsultationsteilnehmer schätzen die Ausbauzahlen für Windenergie an Land und Photovoltaik als zu konservativ ein und bemängeln, dass bei der Photovoltaik der 52 GW Deckel berücksichtigt worden sei, obwohl er nach dem aktuellen Stand der EEG 2016-Eckpunktepapiere des Bundeswirtschaftsministeriums künftig nicht mehr zum Zuge kommt. Viele Konsultationsteilnehmer fordern in allen Szenarien ein jährliches Ausbauvolumen von 2,5 GW netto für Wind Onshore. In diesem Zusammenhang wird auch bemängelt, dass bei den Ausbaukorridoren für Windkraft und Photovoltaik der § 3 EEG 2014 nicht vollständig zugrunde gelegt wurde.

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Mehrere Konsultationsteilnehmer fordern, den Szenariorahmen zwingend an die jüngsten Überlegungen zur Novellierung des EEG 2016 anzupassen. Zumindest die Eckpunkte des EEG 2016 hätten Betrachtungsgegenstand der Konsultation sein müssen. Ein Konsultationsteilnehmer bemängelt die fehlende Transparenz bei der Ermittlung der nicht einsetzbaren Leistung der Erneuerbaren Energien und stellt darüber hinaus auch die von den Übertragungsnetzbetreibern ermittelten Ergebnisse in Frage. Des Weiteren betrachtet er es als realistisch, dass in den nächsten Jahren bei der Biomasse Volllaststunden von 7.500 bis 8.000 erreicht würden, was wiederum einen Abschlag von 10-15 % bedeuten würde. Ein anderer Konsultationsteilnehmer kann nicht nachvollziehen, dass die Volllaststunden von neuen Biomasseanlagen sinken, obwohl andere Studien von 5.500 bis 6.500 Volllaststunden ausgingen. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer bemängelt die angenommenen Volllaststunden für Neuanlagen im Bereich Wind Onshore in Höhe von 2.000 h, da die Volllaststunden in einem Bereich von 2.500 bis 3.250 h liegen sollten. Ein Konsultationsteilnehmer empfiehlt statt einer bundeslandscharfen Darstellung der Regionalisierung der Windenergie an Land eine Unterteilung in Nord, Mitte und Süd. Ein Konsultationsteilnehmer kritisiert, dass der überwiegende Teil des Zubaus im Bereich Wind On- und Offshore und Photovoltaik auf Nord und Ostdeutschland entfällt und fordert im Zuge der laufenden EEG Reform 2016 die Einführung eines regionalen Steuerungsmechanismus, der gewährleistet, dass mindestens 30 % des Zubaus an Erneuerbaren Energien in Süddeutschland stattfinden. Nach Meinung eines Konsultationsteilnehmers würde der Leitungsbedarf durch eine Überbewertung der künftigen Rolle von Offshore Windanlagen, der Wahl des „durchschnittlichsten“ Wetterjahres und der Unterstellung von Verlusten beim Repowering künstlich aufgebläht. 2.4.2 Wind Onshore Ein Konsultationsteilnehmer bemängelt, dass die Ausbaukorridore für Windkraft nicht vollständig auf § 3 des aktuell gültigen EEG 2014 beruhen. Aus der Sicht eines weiteren Konsultationsteilnehmers würden sich auf der Grundlage der anstehenden Modifizierung der Förderung von Windenergieanlagen die Prognosen, wo diese Anlagen errichtet werden, deutlich erschweren. Laut einiger Konsultationsteilnehmer muss die installierte Leistung im Bereich Wind Onshore angepasst werden, da in der Vergangenheit der Ausbaubedarf unterschätzt worden sei. Ein Konsultationsteilnehmer kritisiert, dass die prognostizierten Werte für die installierten Windenergieleistungen in Nordrhein-Westfalen im Jahr 2030 deutlich hinter denen aus dem Netzentwicklungsplan 2025 zurückbleiben und somit nicht die von der Landesregierung NordrheinWestfalens gesetzten Ausbauziele berücksichtigt werden. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer ist der Auffassung, dass die erwarteten 10,5 GW für Schleswig-Holstein für das Jahr 2035 auch unter widrigen Umständen deutlich früher erreicht werden.

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Ein Konsultationsteilnehmer fordert, dass in die Bestandsanalyse der Onshore-Windenergieanlagen für Thüringen die Daten der oberen Landesplanungsbehörde Eingang finden müssten und bei der installierten Leistung Wind Onshore für Thüringen der Wert für 2014 von 1,3 GW auf 1,1 GW zu korrigieren ist. Gemäß einem Konsultationsteilnehmer sind die Annahmen für den Ausbau der Windenergie an Land in den Szenarien B 2030, B 2035 und C 2030 nicht konstant genug, da der Zubau zu moderat sei. Er halte folgende korrigierte Annahmen für sinnvoll: Installierte Leistung Wind Onshore für das Szenario B 2030 73,8 GW, für das Szenario B 2035 77,7 GW, für das Szenario C 2030 85 GW. Ein Konsultationsteilnehmer schlägt vor, die Spitzenlast der Windkraftanlagen über die bisher angewendeten 3 % der Jahresenergiemenge pro Windkraftanlage zu kappen. Ein Konsultationsteilnehmer hält die Annahme, dass die Anzahl von Windenergieanlagen im Rahmen des Repowering abnehme, für nicht plausibel, da die Gründe hierfür nicht näher erläutert wurden. Ein Konsultationsteilnehmer ist der Auffassung, dass die Annahmen zum Ausbau der Windenergie im Norden rein spekulativ und viel zu hoch sind. Somit sei die Notwendigkeit einer Gleichstromtrasse zum Nord-Süd Transport und zur gesicherten Stromversorgung in Bayern nicht gegeben. Laut der Meinung eines Konsultationsteilnehmers wird zu Unrecht angenommen, dass die Erneuerbare Energien Anlagen immer weiter laufen. Nehme man allerdings für Windkraftanlagen eine Lebensdauer von 25 Jahren an, so fiele im Jahr 2030 eine Windkraftleistung von 18,4 GW und eine elektrische Arbeit von 27,2 TWh weg und der angegebene Anteil von Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch in Szenario C 2030 fiele damit von 56,6 % auf 47 %. 2.4.3 Wind Offshore Ein Konsultationsteilnehmer fordert im Rahmen der aktuellen EEG-Novelle 2016 eine Anhebung der Ausbauziele bei Wind Offshore. Die Prognose der Offshore Windenergie scheine jedenfalls zu eng gefasst. Die politischen Ausbauziele dürften sich mit den neuen Rahmenbedingungen in den kommenden Jahren deutlich nach oben verändern. Gerade auf dem Meer bedinge der Netzausbau stark den Erneuerbare Energien Zubau. Ein Konsultationsteilnehmer begrüßt die Vorgehensweise der Übertragungsnetzbetreiber bei der Prognose von Wind Offshore, da die im EEG 2014 genannten Ausbauziele eingehalten würden und eine Überschreitung der Ausbauziele unbedingt zu vermeiden sei. Die zurzeit bekannten Eckpunkte eines EEG 2016 lassen nach Ansicht eines Konsultationsteilnehmers für die wesentliche Frage der in 2030 anschließbaren installierten Gesamtleistung derzeit keine Änderung dieser Zielsetzung erwarten. Von einer erfolgreichen Realisierung dieser Leistung könne, wie die jüngere Vergangenheit zeige, ausgegangen werden, da ein abnehmender Realisierungswille nicht erkennbar sei. Es bestünde sogar der Wille und es wäre auch möglich, deutlich mehr zu erreichen. Nach der Meinung eines weiteren Konsultationsteilnehmers müsste der Ausbau von OffshoreWindkraftanlagen verlangsamt werden. Er habe generell nichts gegen Offshore-Windkraftanlagen, aber wenn man jetzt sehe, wie die großen Stromkonzerne einen Windpark nach dem nächsten aus dem Meer zögen, frage man sich schon, warum jetzt plötzlich diese Eile geboten sei. Schnell werde klar, dass nach langjährigen, letztlich aber erfolglosen Versuchen, die Energiewende zu boykottieren, jetzt wieder Boden gut

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gemacht werden solle. Das könnten nur Großprojekte sein, für die es mit 19,4 Cent pro KWh viele Jahre gutes Geld gebe. Damit könne die Erhöhung der Strompreise wieder auf die Erneuerbaren Energien geschoben werden. Zusätzlich werde Einfluss auf die Politik genommen, um über die EEG Anpassungen 2016 die Wind Onshore Gewinnung auszubremsen. Die Auswirkungen seien bereits sichtbar. Bei durchschnittlich 9 Cent pro KWh wäre der zügige und dezentrale Ausbau der Wind Onshore Erzeugung wesentlich sinnvoller. Ein Konsultationsteilnehmer weist darauf hin, dass der niedrige Betrag von maximal 3,9 Cent pro kWh Grundvergütung kein Anreiz sein werde, die deutschen Offshore-Windparks lange über die Zeit der erhöhten Anfangsvergütung hinaus laufen zu lassen. Dies sei auch dem Umstand geschuldet, dass in den späten Betriebsjahren die Reparatur- und Wartungskosten deutlich steigen und damit höher seien als in den ersten Betriebsjahren. Diese Wirtschaftlichkeitsbetrachtungen sollten im Rahmen des Szenariorahmens beachtet werden. Denn genau hier läge das Problem. Die Vergütung von 3,9 Cent pro Kilowattstunde werde – wenn überhaupt – nur genügen, um die Betriebskosten zu decken. Besonders Wartung, Reparatur und Versicherungskosten fielen bei einem Windpark Offshore deutlich stärker ins Gewicht als bei einem Windpark Onshore. Dies könnte dazu führen, dass ein erheblicher Teil der Offshore-Windparks bereits nach 12 oder 14 Betriebsjahren eingestellt werde. Soweit das EEG 2014 dann attraktiv genug sei und es zum Neubau/Repowering an gleicher Stelle komme, wirke sich dies auf das Elektrizitätsnetz allerdings nur zeitweise aus. 2.4.4 Photovoltaik Ein Konsultationsteilnehmer schlägt vor, die Solareinspeisung als negative Last zu simulieren bzw. die tatsächlich auftretenden kritischen Lastprofile durch probabilistische Sensitivitätsszenarien abzubilden. Ein Konsultationsteilnehmer kritisiert, dass die installierten Kapazitäten der PV-Anlagen in den jeweiligen Szenarien weder im Smart-Metering noch im Strommarkt-Design 2.0 als in Echtzeit gemessene Einspeisequellen berücksichtigt würden. Aus der Sicht eines weiteren Konsultationsteilnehmers werden sich auf der Grundlage der anstehenden Modifizierung der Förderung von großen Photovoltaikanlagen die Prognosen, wo diese Anlagen errichtet werden, deutlich erschweren. Ein Konsultationsteilnehmer weist auf das Auslaufen der Einspeisevergütung von PV-Kleinanlagen mit der Konsequenz hin, dass diese dann in der Marktmodellierung nicht mehr einspeisen dürften. Ein Konsultationsteilnehmer kritisiert, dass sich der Anteil des Zubaus von PV-Freiflächenanlagen am Gesamtzubau aus dem Entwurf des Szenariorahmens nicht ableiten lässt. Des Weiteren kritisiert er den Ansatz, den PV-Zubau am Ertragsindex zu orientieren und gibt zu bedenken, dass die Verfügbarkeit von kostengünstigen Flächen ein ebenso wichtiger Faktor ist. Ein Konsultationseilnehmer hält die PV-Ausbauzahlen für deutlich zu gering. Die Zielmenge der Landesregierung Nordrhein-Westfalens von 9 GW in 2025 würde damit verfehlt. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer weist daraufhin, dass die vom Land übermittelten Ausbauzahlen für Niedersachsen in keinem Szenario auch nur annähernd berücksichtigt worden sind. Die Ausbauwerte lägen vielmehr weit darunter und stellten nur eine Fortschreibung der aktuellen Rahmenbedingungen dar. Niedersachsen strebe für 2050 eine Vollversorgung aus Erneuerbaren Energien an. Hierfür sei eine Anhebung

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der jährlichen Zubaumenge notwendig. Es wird gefordert, zumindest in Szenario C 2030 die ausgewiesenen Werte des Landes Niedersachsen besser zu berücksichtigen. 2.4.5 Biomasse Laut eines Konsultationsteilnehmers sind die für Sachsen-Anhalt angenommenen Prognosen zur installierten Leistung Biomasse deckungsgleich mit der Bandbreite der Studie „Wissenschaftliche Begleitung der Koordinierung des Ausbaus der Erneuerbaren Energien in Sachsen-Anhalt“. Ein Konsultationsteilnehmer sieht den Anteil der Biomasse in Niedersachsen für das Zieljahr 2030 als geringfügig zu hoch an. Es sei davon auszugehen, dass der Anteil allenfalls auf dem heutigen Niveau stagniert und die Verstromung zukünftig durch höherwertige Anwendungen substituiert wird. Ein anderer Konsultationsteilnehmer befürchtet einen weiteren Rückgang der Biomasse in Bayern aufgrund der aktuellen Vergütungssituation. 2.4.6 Wasser Ein Konsultationsteilnehmer äußert sich positiv zur Übernahme der prognostizierten Kapazitäten für Laufwasseranlagen in dem Szenariorahmen. 2.4.7 Andere Erneuerbare Energien Ein Konsultationsteilnehmer hält den Anteil der Geothermie und die Nutzung von Grubengasen für zu gering.

2.5

Klimaschutz/Energiepolitische Ziele der Bundesregierung/CO2 Reduktion

Ein Konsultationsteilnehmer gibt an, dass die für den Szenariorahmen gewählten Reduktionen der CO2 Emissionen zu niedrig sind. Es solle auf eine weitergehende Senkung der CO2 Emissionen um 95-100 % bis zum Jahr 2040 abgezielt werden. Daraus ergebe sich eine jährliche Reduktion von 3 % pro Jahr und somit insgesamt eine Reduktion um 70 % im Jahr 2030 und 85 % im Jahr 2035. Dies verringere die CO2 Emissionen im Stromsektor auf 120 Mio. t. im Jahr 2030 und 65 Mio. t. im Jahr 2035. Außerdem sei sicherzustellen, dass der Ersatz für den geringeren Kohlestromeinsatz in Deutschland nur durch Verbrauchssenkung und den Ausbau Erneuerbarer Energien in Deutschland und nicht durch Import von Kohlestrom erfolgen darf. Mehrere Konsultationsteilnehmer merken an, dass das kürzlich unterzeichnete Pariser Klimaabkommen Berücksichtigung finden muss. Daher sei es notwendig, die Treibhausgasemissionen bis zum Jahr 2050 um mindestens 95 % zu reduzieren. Die von der Bundesregierung mehrfach bestätigten Dekaden-Ziele des Energiekonzepts 2010/11 sollten als Mindestreduktionsziele gelten. Da der Energiesektor zuerst dekarbonisiert werden sollte, müssten die Emissionsobergrenzen um wenigstens 40 Mio. t. CO2 nach unten korrigiert werden. Dies sei insbesondere deshalb entscheidend, da Treibhausgasemissionen in einigen Sektoren prozessbedingt unvermeidbar sind und somit der Stromsektor eine nahezu 100%ige Deckung durch Erneuerbare Energien benötigt. Ein Beitrag gibt zu bedenken, dass die Potenziale zur Senkung von Treibhausgasemissionen mit der Zeit teurer würden. So sei es relativ leicht, die ersten 100 Mio. t. CO2 einzusparen, jedoch wesentlich schwerer, die letzten 100 Mio. t. CO2 einzusparen. Deshalb sei es notwendig, die Absenkung nicht linear, sondern in einer hyperbelähnlichen Grafik zu betrachten.

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Nach Ansicht eines Konsultationsteilnehmers seien die Energiesektoren aufgrund eines Treibhausgassockels in Industrie und Landwirtschaft bereits deutlich vor 2050 zu dekarbonisieren, um die Ziele des COP 21 Vertrags einzuhalten. Somit sei auch der Szenariorahmen an diesen Zielen auszurichten, da der bisherige Ausbaupfad selbst in Szenario C 2030 erst zu einer CO2-freien Stromerzeugung im Jahr 2060 führt. Außerdem sei der notwendige Einsatz von CO2-freiem Strom im Wärme- und Verkehrssektor nicht ausreichend abgebildet, um die Klimaneutralität vor 2050 zu erreichen. Aus diesem Grund müsse ein signifikant höherer Stromverbrauch für Sektorenkopplung angenommen werden, besonders die Power-to-Gas und Power-toHeat Optionen in der Industrie seien bisher nicht ausreichend berücksichtigt worden. Nach Ansicht einiger Konsultationsteilnehmer erledigt sich die Frage nach der Modellierung der nationalen CO2 Klimaschutzziele durch die Novellierung des Energiewirtschaftsgesetzes. Dadurch sei zu erwarten, dass die Herausnahme von emissionsintensiven Kraftwerken zu einer CO2 Reduktion von 12,5 Mio. t. führen wird. Ein anderer Konsultationsteilnehmer gibt zu bedenken, dass die Braun- und Steinkohleerzeugung durch Stilllegungen und Effizienzgewinne bis zum Jahre 2030 bereits 55-63 % weniger CO2 ausstoßen wird (im Vergleich zum Referenzjahr 1990). Daher sei es nicht nötig, weitere Minderungen im Bereich der Braunkohle vorzunehmen. Viele Konsultationsteilnehmer merken an, dass es nachvollziehbar ist, dass die Übertragungsnetzbetreiber keine weiteren Maßnahmen zu CO2 Einsparungen in der Braunkohlewirtschaft berücksichtigt haben. Zum einen würde das Strommarktgesetz erst im Frühjahr 2016 verabschiedet. Zum anderen gehe die Bundesregierung in ihrer Gesetzesvorlage davon aus, dass die stillgelegten Blöcke der Kraftwerke Buschhaus, Frimmersdorf, Niederaußem, Neurath und Jänschwalde ausreichen, um die nationalen Zielvorgaben hinsichtlich der CO2-Einsparung einzuhalten. Es sei schwer abschätzbar, wie hoch das in 2020 festgestellte Delta sei, wenn sich diese Prognose nicht bestätigt. Mehrere Konsultationsteilnehmer sind der Meinung, dass eine Orientierung an den nationalen CO2 Reduktionszielen der Bundesregierung in allen Szenarien nicht befürwortet werden kann. Die vorgeschlagenen Maßnahmen zur Minderung des CO2 Ausstoßes liefen auf einen Kraftwerksstilllegungsplan hinaus, der mit Braunkohlekraftwerken beginnen würde. Dies wiederum widerspricht der Vereinbarung zum Ausbau einer Sicherheitsbereitschaft aus Braunkohlekapazitäten und den im Rahmen des nationalen Aktionsprogramms Klimaschutz 2020 gewählten Abgrenzungen der CO2-Emissionen im Energiebereich. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer ist der Meinung, dass die Berücksichtigung nationaler Klimaschutzziele mindestens in einem Szenario verfehlt werden müsste, da der europäische Emissionshandel das zentrale Klimaschutzinstrument darstellt. Auch in Bezug auf den Erhalt der Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Wirtschaft, dem Wirtschaftswachstum und der Eurostabilität sollte es ein Szenario ohne Einhalten der CO2 Ziele geben. Viele Konsultationsteilnehmer befürworten hingegen die Einhaltung der CO2 Ziele in allen Szenarien. Gerade nach der Pariser Klimakonferenz sei ein Verfehlen der Klimaschutzziele nicht realistisch. Es sei zu begrüßen, dass kein Zubau neuer Kraftwerkskapazitäten im Braunkohlesegment angenommen wird. Ebenfalls zu befürworten sei die 2,7 GW Braunkohleleistung als „Klimareserve“. Die Annahme, dass Kraftwerke am Markt bleiben bis ihre technisch-wirtschaftliche Lebensdauer erreicht ist, müsse darüber hinaus ständig anhand der energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen überprüft werden. Diese Prämisse sei hinfällig, sobald sich die Politik auf einen Ausstiegspfad aus der Braunkohle einigt.

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Nur durch das Einhalten der Klimaschutzziele könne sichergestellt werden, dass der Netzausbau passend zu den Klimaschutzzielen dimensioniert wird. Sonst bestünde das Risiko eines Trade-Off zwischen Netzausbau und Klimaschutzzielen. Viele Konsultationsteilnehmer äußern sich zur Wahl des Modellierungsansatzes zur Einhaltung der nationalen CO2 Ziele. Hier stellen die Übertragungsnetzbetreiber drei Ansätze zur Diskussion: •

Methode 1: Anpassung des Kraftwerksparks durch Herausnahme von emissionsintensiven Kraftwerken.



Methode 2: Vorgabe einer CO2-Obergrenze oder Erhöhung der CO2-Preise für alle deutschen Kraftwerke.



Methode 3: Modellierung von Nachrüstungen, Umbau und Modernisierung von Kraftwerken.

Einige wenige Konsultationsbeiträge begrüßen die Methode 2 zur Einhaltung der Emissionsgrenzen, während die meisten Konsultationsteilnehmer sich dahingehend äußern, dass Methode 3 zur Erreichung der CO2 Zielwerte am unrealistischsten ist. Die Kombination der Methoden 1 und 2 wird von mehreren Konsultationsteilnehmern favorisiert. Dabei sei realistisch gesehen nur von einer moderaten Erhöhung der CO2-Preise bis 2030 auszugehen. Die dritte Option wird von vielen Konsultationsteilnehmern abgelehnt. Insbesondere die Carbon Dioxide Capture and Storage Technologie sei zu verwerfen, da sie gegenwärtig weder technologisch noch wirtschaftlich machbar sein, geschweige denn gesellschaftlich akzeptiert wird. Viele Konsultationsteilnehmer favorisieren Methode 1. Ergänzend könnten effektive Modernisierungsmaßnahmen berücksichtigt werden. Mit der Klimareserve hat die Politik den Weg eingeschlagen, emissionsintensive Kraftwerke sukzessive außer Betrieb zu nehmen, so die Argumentation. Es sei davon auszugehen, dass dieses Instrument auch künftig eine wichtige Rolle beim Erreichen der Emissionsziele im Energiesektor spielen wird. Mehrere Konsultationsteilnehmer merken an, dass Ansatz 2 problematisch ist, da dieser eine zukünftige Welt unterstellt, in der sich ausschließlich Deutschland um die Einhaltung der nationalen Klimaschutzziele bemüht. Da keine Rückkopplungseffekte durch die Im- und Exportsituation betrachtet würden, könne nicht mehr von konsistenten europäischen Szenarien ausgegangen werden. Außerdem widerspreche diese nationale Abgrenzung dem Grundgedanken des europäischen Emissionshandelssystems. Ferner sei es unwahrscheinlich, dass Deutschland seine CO2 Ziele erreicht, wenn sich das europäische Ausland so wenig ambitioniert verhält. Darüber hinaus würde durch die Modellierung eines nationalen CO2 Preises die Position hocheffizienter Erdgaskraftwerke in der europäischen Merit-Order verändert, so dass diese aus dem Markt gedrängt würden. Unter der Prämisse eines europäischen Klimaschutzbeitrags sei es schwieriger, sinnvolle Angaben zum erforderlichen Stromnetzausbau zu machen. Daher wäre es nötig, bei der Wahl des zweiten Ansatzes komplementäre Maßnahmen zur Erreichung der nationalen Klimaschutzziele in anderen europäischen Ländern zu berücksichtigen. Ein weiterer Beitrag kritisiert, dass die beiden anderen möglichen Ansätze (1 und 3) nicht detailliert genug ausgestaltet sind, so dass innerhalb der kurzen Konsultationsfrist keine tiefergehende Auseinandersetzung möglich war. Darüber hinaus fehle völlig der Bezug auf den Europäischen Emissionshandel als zentrales Instrument für die Emissionsminderung in Europa. Die angenommenen rein nationalen Vorgaben für die

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Emissionen des deutschen Kraftwerksparks würden den Strombinnenmarkt verzerren und nicht zu einer Emissionsminderung führen, da die in Deutschland vermiedene Nachfrage nach Emissionszertifikaten andernorts in Europa höhere Emissionen bedinge (sog. „Carbon Leakage“). Außerdem verändere dieser vermehrte Einsatz von Kraftwerken außerhalb Deutschlands den Transportbedarf mit den Nachbarländern. Ebenso sei es volkswirtschaftlich fragwürdig, durch nationale Maßnahmen Kapazitäten aus dem Markt zu drängen, um sie dann durch neue gasbasierte Kapazitäten zu ersetzen. Es sei zu erwarten, dass diesen Kraftwerken nach wenigen Jahren nicht genug CO2 Zertifikate für den Betrieb zur Verfügung stehen und obendrein alle Neukapazitäten alimentiert werden müssten. Außerdem wird angemerkt, dass jedes zusätzliche, rein nationale Instrument zu einer Erhöhung des Strompreises führen und so die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Wirtschaft verschlechtert wird. Ein Konsultationsteilnehmer gibt zu bedenken, dass der Strom, der nach Änderung der CO2-Preise gegebenenfalls importiert werden muss, vollständig in die nationale CO2-Bilanz eingehen sollte. Nach Einschätzung mehrerer Teilnehmer ist es sinnvoll, durch die Verlagerung des Energieverbrauchs in den Stromsektor (Sektorenkopplung) die verwendete CO2 Obergrenze zu erhöhen. Andere Konsultationsteilnehmer gehen davon aus, den Stromverbrauch neuer Anwendungen durch Sektorenkopplung CO2-neutral zu decken. Eine dritte Meinung gibt zu bedenken, dass es sinnvoll wäre, die nationalen Klimaschutzziele nicht in gleichem Verhältnis auf den Strombereich umzulegen, da die CO2 Minderungskosten in anderen Sektoren geringer seien. Ein Konsultationsteilnehmer spricht sich dafür aus, dass die Bundes- und Landesregierungen mit den Betreibern der Kohlekraftwerke Abbaupfade aushandeln sollten. Auf diese Weise könne der notwendige Strukturwandel zum Einhalten der Klimaschutzziele wirtschaftlich und sozialpolitisch verträglich ausgestaltet werden. Die Modellierung könnte dann dieser Maßgabe folgen. Ein weiterer Beitrag erklärt dazu, dass der Koalitionsvertrag von SPD und Bündnis90/Die Grünen in Nordrhein-Westfalen die Einführung von Mindestwirkungsgraden vorsieht und die so herausgenommenen Kraftwerke als Reserve dienen könnten.

2.6

Verbrauch und Jahreshöchstlast

2.6.1 Regionalisierung des Verbrauchs Ein Konsultationsteilnehmer fordert, dass das systemdienliche Verhalten von EEG-Anlagen auch im Lastgang am Netzverknüpfungspunkt abzubilden ist. Andere Konsultationsteilnehmer äußern sich kritisch zur Methodik zur Ermittlung des Stromverbrauchs und seiner Höhe. Das Referenzjahr 2012 sei für die Ermittlung des zeitlichen Verlaufs des Strombezugs nur bedingt nachvollziehbar. Dieses Jahr weist laut einem Konsultationsteilnehmer einen durchschnittlichen Wetterverlauf auf. Vor dem Hintergrund der Netz- und Systemstabilität sowie hinsichtlich der Vermeidung von Speicher- und Redispatchkosten, sollte jedoch besser ein windreiches Jahr zugrunde gelegt werden. Auch die Wahl des Referenzjahres 2013 für die sektorspezifischen Stromprofile sei nur bedingt nachvollziehbar, da dieses Jahr einen unterdurchschnittlichen Stromverbrauch aufweist. Ein Konsultationsteilnehmer regt an, die Szenarien nicht nur auf zwei unterschiedliche Referenzjahre, sondern auf verschiedene Jahre mit stärkerem Verbrauch und extremerem Wetter zu beziehen.

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Mehrere Konsultationsteilnehmer sprechen sich für die im Entwurf des Szenariorahmens verwendete regionale und sektorspezifische Methodik zur Ermittlung des Stromverbrauchs aus. Ein Konsultationsteilnehmer fordert für die Erzeugung eine länderscharfe bzw. kreisscharfe Veröffentlichung von Daten. Ein Konsultationsteilnehmer begrüßt die Hinweise auf eine regionale Verteilung von Kapazitäten und Aufteilung von Verbrauchswerten nach Landkreisen. Es sei jedoch nicht nachvollziehbar, wie diese Methodik konkret umgesetzt werden solle. Es wird daher gefordert, die „zellularen Ansätze“ aus der Studie des VDE umzusetzen, um für den Netzentwicklungsplan die Simulation regionaler Strommodelle zu ermöglichen. Mehrere Konsultationsteilnehmer merken an, dass durch den Zustrom von Flüchtlingen eine Neubewertung der Bevölkerungszahlen notwendig ist. Die Verwendung des Migrationsberichts 2011 sei in Anbetracht der aktuellen politischen Entwicklungen nicht nachvollziehbar. Die räumliche, zeitliche und nach Treibern differenzierte Entwicklung des Stromverbrauchs im Szenariorahmen wurde von einem Konsultationsteilnehmer begrüßt. Eine grafische Darstellung, aus der ersichtlich werde, wo in Deutschland der Netzausbau durch die Stromproduktion oder die Stromnachfrage getrieben sei, fehle allerdings. Ein Konsultationsteilnehmer äußert sich zur Prognose des Stromverbrauchs in Hamburg: Im Gegensatz zu den Städten München und Berlin, die einen Lastanstieg von über 25 % verzeichnen, würde für Hamburg lediglich ein Anstieg von 5-15 % prognostiziert. Im Südteil der Stadt sei aufgrund der dortigen Grundstoffindustrie – nach Angaben des Szenariorahmens (Rückgang der Chemie- und Grundstoffindustrie) – mit einem starken Lastrückgang zu rechnen. Nördlich der Elbe müsse hingegen mit einem starken Lastanstieg größer 25 % gerechnet werden. Der Bezug der Daten auf die Ebene der Gemeinden sei im ländlichen Bereich hinreichend, jedoch nicht für städtische Gebiete mit regional verteilter und heterogener Versorgungsstruktur. Eine Pauschalisierung der Last über die gesamte Stadt führe zu falschen Lastflussabbildungen im Übertragungsnetz. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer merkt an, dass die Methodik zur Ermittlung des Stromverbrauchs aus dem Szenariorahmen nicht abgeleitet und daher auch nicht bewertet werden kann. Hierfür müsse das zugrunde liegende Gutachten des Fraunhofer-Instituts für System- und Innovationsforschung veröffentlicht werden. Weiterhin sei nicht nachvollziehbar, warum die urbanen Regionen Berlin und München-Augsburg einen starken Lastanstieg verzeichneten, ebenfalls urbane Regionen wie beispielsweise die Großräume Rhein­ Main-Neckar und Karlsruhe dagegen nicht auftauchen. Es sei auch nicht nachvollziehbar, inwieweit der regional unterschiedliche Strombedarf von Industrie und Gewerbe in die regionalen Strukturparameter eingegangen sei. 2.6.2 Höhe des Verbrauchs und der Jahreshöchstlast Der Rückgang des Stromverbrauchs in den Szenarien A 2030 und B 2030 ist nach Ansicht eines Konsultationsteilnehmers zu optimistisch. Allerdings sei eine große Steigerung der Energieeffizienz im Gebäudesektor gegeben. Andere Konsultationsteilnehmer äußern sich kritisch zum angenommenen steigenden Stromverbrauch in Szenario C 2030. Ein Szenario, das von einem hohen Transformationstempo und revolutionären Innovationen ausgeht sollte auch beinhalten, dass es Innovationen und Tempo

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hinsichtlich der Stromeffizienz gebe. Es wird daher vorgeschlagen, im Szenario C 2030 von einer größeren Dynamik bei der Minderung des Stromverbrauchs auszugehen. Einige Konsultationsteilnehmer führen an, dass der von den Übertragungsnetzbetreibern prognostizierte Rückgang des Stromverbrauchs in den Szenarien A 2030 und B 2030 unterschätzt wird. Es sei vielmehr anzunehmen, dass die von der Bundesregierung initiierten Effizienzmaßnahmen greifen und daher von einem stärkeren Rückgang des Stromverbrauchs in allen Szenarien auszugehen ist. Einige Konsultationsteilnehmer äußern sich kritisch zum Stromverbrauch der Industrieproduktion. Es sei davon auszugehen, dass sich die Industrieleistung nicht so stark verringert wie von den Übertragungsnetzbetreibern angenommen. Trotz weiterer Effizienzsteigerungen sollte daher bei einer entsprechenden Wettbewerbsfähigkeit von einem höheren oder zumindest gleichbleibenden Strombedarf der Industrie ausgegangen werden. Weiterhin wird gefordert, den möglichen Einfluss auf den Stromverbrauch durch mehrere alternative Szenarien zu berücksichtigen. Die Ausführungen zum Wirtschaftswachstum seien zu knapp und eine Begründung für die Zugrundelegung fehle im Entwurf des Szenariorahmens völlig. Ein Konsultationsteilnehmer ergänzt, dass langfristig trotz umfassender Energieeffizienzanstrengungen von einem signifikanten Anstieg des Stromverbrauchs auszugehen ist. Da die Sektorenkopplung den Energieverbrauch in den Bereichen Verkehr und Wärme auf den Stromsektor umlegen würde, sei die Stromnachfrage im Jahr 2050 deutlich höher als heute. Die betrachteten Zieljahre 2030 und 2035 seien jedoch von einem deutlichen Rückgang des Nettostromverbrauchs ausgegangen, da weitere Stromanwendungen wohl erst danach zu einem deutlichen Anstieg führen würden. Der Beitrag der Elektromobilität zum Stromverbrauch wird von einem Konsultationsteilnehmer als zu niedrig bezeichnet. Die von den Übertragungsnetzbetreibern angenommen Zahlen entsprächen nicht den klima- und energiepolitisch notwendigen Größenordnungen einer umfassenden Elektrifizierung des Verkehrssektors bis 2050. Nur der Wert von 23 TWh in Szenario C 2030 sei vertretbar. Andere Beiträge haben eine gegenteilige Meinung zur Elektromobilität und halten die angenommenen Werte für zu hoch. Da der Zeitpunkt der Marktreife weiterer Stromanwendungen unklar sei, unterstützt ein Beitrag den Vorschlag der Übertragungsnetzbetreiber, eine vertiefte Szenarienanalyse der nationalen Stromnachfrage, der regionalen Entwicklung von Verbrauchsstrukturen und des Einflusses auf den zeitlichen Verlauf der Stromnachfrage durchzuführen. Einige Konsultationsteilnehmer sehen ein hohes Effizienzpotenzial, das wegen fehlender Anreize und Förderung aber nicht ausreichend erschlossen wird. In Anbetracht dessen und der zu erwartenden Sektorenkopplung sei daher in keinem Szenario von einem sinkenden sondern mindestens von einem gleichbleibenden Stromverbrauch auszugehen. In Szenario C 2030 sollte sogar über einen steigenden Verbrauch nachgedacht werden. Andere Konsultationsteilnehmer halten die prognostizierten Effizienzmaßnahmen für vollkommen überschätzt und sehen den daraus resultierenden Stromverbrauch in den Zieljahren als zu gering an. Einige Konsultationsteilnehmer halten auch höhere Effizienzeinsparungen für möglich, gehen jedoch wegen einer umfangreichen Sektorenkopplung des Wärme- und des Verkehrssektors mit dem Stromsektor davon aus, dass diese Effizienzeinsparungen kompensiert bzw. überkompensiert werden. Ohne eine umfassende Sektorenkopplung könne eine umfassende Dekarbonisierung nicht funktionieren. Besonders Wärmepumpen,

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Power-to-X Anwendungen und E-Mobilität würden die Stromnachfrage der Zukunft drastisch erhöhen. Daraus resultiere ein zumindest gleichbleibender, wenn nicht steigender Stromverbrauch. In einem Beitrag wird darauf hingewiesen, dass es sowohl in den Szenarien des Bundesumweltministeriums als auch in Untersuchungen des Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung zu einer durch Sektorenkopplung bedingten Steigerung der Stromnachfrage vor 2030 kommen wird. Für das Land Bayern geht ein Konsultationsteilnehmer aufgrund ambitionierter Effizienzmaßnahmen bei einer positiven wirtschaftlichen Entwicklung von einem gleichbleibenden Stromverbrauch aus, so dass der rückläufige Stromverbrauch der Szenarien A 2030 und B 2030 unrealistisch ist. Einige Konsultationsteilnehmer wünschen eine zumindest landkreisscharf regionalisierte Darstellung des Stromverbrauchs und der Jahreshöchstlast. Laut eines Konsultationsteilnehmers ist die fast als konstant angenommene Jahreshöchstlast zu hoch angesetzt. Aufgrund des zu erwartenden Umbaus des Kraftwerksparks und den damit einhergehenden starken Schwankungen der Strompreise an der Börse sei davon auszugehen, dass auch das Angebot an flexiblen Stromtarifen und der Einsatz von Lastmanagementmaßnahmen zunehmen. Diese Flexibilität würde sich reduzierend auf die Jahreshöchstlast auswirken. Einige Konsultationsteilnehmer fragen nach der Begründung für die von den Übertragungsnetzbetreibern angenommene Verdreifachung der Netzverluste der Höchstspannungs- und Hochspannungsebene bis 2030. Ein Konsultationsteilnehmer bezeichnet es als sachgerecht, dass in keinem der von den Übertragungsnetzbetreibern vorgestellten Szenarien die von der Bundesregierung geforderte Senkung des Stromverbrauchs um 10 % berücksichtigt wird. In einem Konsultationsbeitrag wird die Frage aufgeworfen, warum für die Verbrauchsprognose auf die historischen Daten für 2013 Bezug genommen wird, während in der zugehörigen Grafik Zahlen für 2012 ausgewiesen werden. Ein Konsultationsteilnehmer kritisiert, dass der Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber nicht ausreichend den Einsatz von CO2-freiem Strom im Wärme- und Verkehrssektor abbildet, der notwendig sei, um die Klimaneutralität des gesamten Energiesektor vor 2050 zu erreichen. Nach Studien des Fraunhofer-Instituts für Windenergie und Energiesystemtechnik sei im Jahre 2050 ein zusätzlicher Stromverbrauch aufgrund der Sektorenkopplung und Speicherverluste von etwa 200 TWh zu erwarten. Linear umgerechnet ergebe sich so ein zusätzlicher Stromverbrauch von 85 TWh in 2030. Dabei gehe die Studie lediglich von einer Treibhausgasminderung von 83 % für 2050 aus. Bei einer Minderung um 95 % sei der zu erwartende Mehrstromverbrauch noch größer. Ein Konsultationsteilnehmer widerspricht den Übertragungsnetzbetreibern in Bezug auf den Einfluss von Elektromobilität und Wärmeanwendungen auf die Jahreshöchstlast. Durch Lastmanagementmaßnahmen und auch durch das normale Ladeverhalten sei der Einfluss auf die Jahreshöchstlast kleiner als von den Übertragungsnetzbetreibern angenommen. Ebenfalls sei nicht erkennbar, ob im Bereich der Wärmepumpen Pufferspeicher eingesetzt würden.

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Ein Konsultationsteilnehmer behauptet, der hochsubventionierte Ausbau Erneuerbarer Energien sei für die verbrauchsintensive Industrie zu teuer, was zu einer Abwanderung dieser Industrie führe, wodurch der Stromverbrauch deutlich zurückginge. Ein Konsultationsteilnehmer gibt an, dass aufgrund der Knappheit der fossilen Brennstoffe der Bedarf im Bereich Mobilität und Heizung zunehmend durch Elektrizität gedeckt würde. Daher sei der Stromverbrauch in den Szenarien als höher anzusehen. Die Tendenz zeige sich bereits im Jahr 2015, wo der Bruttostromverbrauch bei 610 TWh gelegen habe. Dass die demographische Entwicklung und deren Auswirkungen auf den Stromverbrauch nicht berücksichtigt wurden, wird von einem Konsultationsteilnehmer kritisiert. Ein Konsultationsteilnehmer ist der Meinung, dass es bisher nicht genau abschätzbar ist, wie sich die Sektorenkopplung weiter entwickelt. Daher sei es sinnvoll, bis zum Jahr 2020 eine Analyse der Situation vorzunehmen und dabei unter Berücksichtigung des Klimaschutzplans 2050 und erster Erfahrungen mit der Sektorenkopplung den Strombedarf in allen drei Bereichen Strom, Wärme und Mobilität fundiert abzuschätzen. Diese Erkenntnisse sollten bei der Weiterentwicklung der Netzentwicklungspläne berücksichtigt werden. Ein Konsultationsteilnehmer befürwortet die Betrachtung des europäischen Binnenmarktes auch in Fragen der Leistungsbilanzen zum Höchstlastzeitpunkt. Bezüglich der Jahreshöchstlast gibt er zu bedenken, dass die Wahrscheinlichkeit des Auftretens nahezu zeitgleicher Jahreshöchstlasten, die nahezu zeitgleiche Nichtverfügbarkeit der Einspeisung aus Erneuerbaren Energien in der Region und die Szenarien zur Entwicklung der Leistungsbilanzen in den Nachbarländern zu beachten sind. In zahlreichen Beiträgen wird darauf hingewiesen, dass die Ermittlung des Stromverbrauchs und dessen Verlauf nur qualitativ beschrieben werden. Die Quellen, auf denen die Methodik der Ermittlung und der anschließenden Regionalisierung basiert, würden nicht benannt. Die Benennung sei jedoch essenziell, um den Vorschlag und das Vorgehen der Übertragungsnetzbetreiber zu bewerten. Daher sollten die Quellen transparent im Detail offengelegt werden. Auch sollten die verwendeten Lastprofile stundenscharf in geeigneter Form veröffentlicht werden, da moderne Lastprofile eine Grundlage für wissenschaftliche Arbeiten im Kontext darstellten und für die Glaubwürdigkeit des Szenariorahmens von großer Bedeutung seien. Ein Konsultationsteilnehmer vermisst eine Begründung zur Berücksichtigung dezentraler Speicher bei der Ermittlung des Stromverbrauchs und der Lastprofile. Eine Aussage über die Auswirkungen der digitalen Revolution unter dem Stichwort „Industrie 4.0“ fehlt im Szenariorahmen, gibt ein Beitrag zu bedenken. Hierbei sei zu erwarten, dass sich der Stromverbrauch in Deutschland langfristig reduzieren werde.

2.7

Regionalisierung der Erneuerbaren Energien

2.7.1 Regionale Zuordnung von Wind Offshore in Nord- und Ostsee Nach Ansicht eines Konsultationsteilnehmers sind Nord- und Ostsee durch unterschiedliche technische Bedingungen gekennzeichnet. Auch die unterschiedlichen Anschlusskonzepte der Übertragungsnetzbetreiber mit stark abweichenden Realisierungszeiten sprechen grundsätzlich für eine

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Regionalisierung. Bei der Umsetzung der geplanten gesetzlichen Neuregelungen sei in Abhängigkeit von deren Ausgestaltung zu beachten, dass in der deutschen ausschließlichen Wirtschaftszone der Nordsee überproportional mehr Offshore Windparks einen bereits fortgeschrittenen Planungsstand aufweisen. Ob sich aus der Fortschreibung des Landesraumentwicklungsprogramms Mecklenburg-Vorpommern tatsächlich neue Vorrang- und Vorbehaltsflächen für Offshore Wind ergeben, auf denen dann auch genehmigungsfähige Projekte gestartet werden können, sei derzeit völlig offen. Ein anderer Konsultationsteilnehmer hält die Regionalisierung für Wind Offshore hinsichtlich Nord- und Ostsee für plausibel. Die räumlichen Gegebenheiten rechtfertigten auch die Größenordnung der Aufteilung. Als eine Alternative könnten die Übertragungsnetzbetreiber eine Aufteilung zwischen Küstenmeer und ausschließlicher Wirtschaftszone der Nordsee und entsprechend der Ostsee prüfen. Allerdings dürfte der Mehrwert für den Netzentwicklungsplan eher gering sein. Einige Konsultationsteilnehmer halten die Aufteilung der prognostizierten Leistung zwischen Nord- und Ostsee für sinnvoll und sind der Ansicht, dass auch in Zukunft Offshore-Windparks von professionellen Akteuren errichtet werden und daher mit einer hohen Realisierungswahrscheinlichkeit und der Einhaltung der Zielkorridore zu rechnen ist. Aus Sicht eines weiteren Konsultationsteilnehmers sind etwaige Ausbaumaßnahmen aufgrund der Bedeutung der Ostsee für den Vogelzug und als Winterrasthabitat für Vögel aus Naturschutzgründen kritisch zu sehen. Ferner müsse die bestehende Gefährdung der beiden Schweinswalpopulationen der Ostsee – insbesondere auch vor dem Hintergrund der besonderen geografischen Situation der Ostsee (kanalartige Verengung) – in Hinblick auf schallintensive Aktivitäten berücksichtigt werden. Zudem sei zu beachten, dass gegebenenfalls erhöhte Schallwerte - aufgrund schwieriger Baugrundverhältnisse und gegenüber der Nordsee veränderte Annahmen zur Schallausbreitung - zusätzliche Probleme in der Ostsee mit sich bringen. Daher sei eine Konzentration des Ausbaus der Offshore-Windkraft vorrangig in der ausschließlichen Wirtschaftszone der Nordsee geboten. Die vorliegende Regionalisierung sei sinnvoll und geboten, da verschiedene Übertragungsnetzbetreiber verantwortlich seien. Darüber hinaus würden technologisch unterschiedliche Anbindungssysteme verfolgt, die ein kurzfristiges Umschwenken nicht gestatteten. Die räumlichen Gegebenheiten rechtfertigten auch die Größenordnung der Aufteilung. Aufgrund der von den Übertragungsnetzbetreibern zutreffend identifizierten Unsicherheiten sei es jedoch nicht möglich, das eine oder das andere 2030er-Szenario zu präferieren. Es sei derzeit ungewiss, wann welche vorentwickelte Fläche in einem zentralen Modell ausgeschrieben wird, ob die nähere Ausgestaltung der Ausschreibung möglicherweise „Anteile“ für die Förderung in Nord- und Ostsee vorsehen oder wie zukünftig das Verhältnis zwischen Netzausbauplanung, Flächenauswahl und bezuschlagten Geboten aussieht. Ebenfalls noch nicht abschließend entschieden sei, wie genau die marinen Vorrang- und Vorbehaltsgebiete im Küstenmeer Mecklenburg-Vorpommerns letztlich zugeschnitten sein werden und welche Leistung dort installiert werden kann. Aus den aktuellen Planungen in Mecklenburg-Vorpommern ergebe sich aber jedenfalls ein Zuwachs an Erzeugungspotenzial gegenüber dem Szenariorahmen 2025, der berücksichtigt werden müsse. Die Übertragungsnetzbetreiber hätten dies im vorliegenden Entwurf mit der Prognose einer deutlichen Leistungssteigerung in dieser Region zutreffend einbezogen. Der Konsultationsteilnehmer hält es daher für erforderlich, auf der Ebene des Szenariorahmens jeweils den höheren Wert anzusetzen, auch wenn dadurch die mit § 17d Abs. 3 EnWG gedeckelte Kapazität in der Theorie um 500 MW überschritten wird. In Nord- und Ostsee müsse die Möglichkeit, dass der höhere

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Wert realisiert werde, zurzeit im Blick sein: Keine dieser Möglichkeiten sei unrealistisch oder verlange „revolutionäre Entwicklungen“. Ein Zurückführen auf einen Pfad, der mit den derzeitigen gesetzlichen Vorgaben konvergiere, sei zu einem späteren Zeitpunkt möglich, beispielsweise im Rahmen der Ausschreibung oder bei der maßnahmenscharf konkretisierten Netzplanung. Einige Konsultationsteilnehmer halten die Regionalisierung auf Nord- und Ostsee – zumindest in planerischer Hinsicht – für schwierig. Hier müsste mit einem breiteren Korridor gearbeitet werden. 2.7.2 Regionale Zuordnung der übrigen Erneuerbaren Energien Ein Konsultationsteilnehmer trägt vor, dass durch eine zweckmäßige Allokation des Ausbaus der Erneuerbaren Energien (Ausbau von Windkraft im Süden und Photovoltaik im Norden) ein Beitrag zur Systemsicherheit erbracht werden kann. Auch wenn dann durch die geringere Wertschöpfung der Energieformen an den ungünstigeren Standorten Mehrkosten entstehen, biete dieses Vorgehen wichtige Vorteile. Das Stromsystem werde auf regionaler Ebene stabilisiert und die Akzeptanz für erneuerbare Energieanlagen könne erhöht werden, nicht zuletzt deshalb, weil in einigen Regionen Nord- und Ostdeutschlands die Anzahl der Windkraftanlagen an exponierten Standorten aus Sicht der Bürgerinnen und Bürger bereits eine kritische Grenze erreicht hätte. Nach Ansicht mehrerer Konsultationsteilnehmer wird der Ansatz der Regionalisierung nicht deutlich genug mit der dezentralen Versorgung kombiniert. Dadurch könne wiederum der Netzausbau – zumindest im Übertragungsnetz – reduziert werden. Umgekehrt verhalte es sich mit dem Verteilernetz, das aber aufgrund der niedrigeren Spannungsebene komplett erdverkabelt sei. Die ausgewiesenen Windvorrang-, Windeignungs- und Windvorbehaltsgebiete sollten gemäß einem weiteren Konsultationsteilnehmer für jedes Bundesland separat bewertet werden. Es zeige sich, dass der Ausbaugrad der ausgewiesenen Flächen und die Ausbaugeschwindigkeit regional sehr unterschiedlich sind. Das könne verschiedene Ursachen haben. Eine einheitliche, bundesweite Vorgehensweise der Forschungsstelle für Energiewirtschaft bei der Potenzialanalyse führt nach den Erkenntnissen des Konsultationsteilnehmers nicht zu sachgerechten Ergebnissen. Ein Konsultationsteilnehmer ist der Meinung, dass die zugrunde gelegte Regionalisierung deutlich verbessert wurde. Dennoch weichen die Ergebnisse bereits im Referenzjahr von der tatsächlich installierten Leistung auf dem Netzgebiet der „Mitnetz Strom“ ab. Hier bestehe Anpassungsbedarf. Durch die weitere Entwicklung der Regionalisierung werde es eine stetige Anpassung der Szenarien und der damit einhergehenden Prognosen geben. In diesem Prozess sei es deshalb außerordentlich wichtig, die Verteilnetzbetreiber zu integrieren, ihre Methoden und Erfahrungen sowie die Einflussfaktoren aus den Regionen zu nutzen und den eingeschlagenen Weg weiter zu vertiefen. Nach der Meinung eines weiteren Konsultationsteilnehmers sind in die Potenzialanalyse der für Wind Onshore „verfügbaren Flächen“ weitere, großflächige Ausschlussflächen aufzunehmen: Verkehrs- und Sonderlandeplätze samt ihrer Platzrunden; Naturparks und Biosphärenreservate, in denen die Errichtung von Windenergieanlagen verboten ist; und Wälder, in denen eine Waldumwandlung verboten ist. Ferner sollte bei der Regionalisierung der Windenergienutzung in denjenigen Bundesländern, in denen Eignungsgebiete oder Vorranggebiete mit der Wirkung von Eignungsgebieten ausgewiesen werden, als Mindestertrag der Wert

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angesetzt werden, unterhalb dessen es nach dem EEG 2014 keinen Ausgleich mehr für den Standortnachteil gibt. Ein Konsultationsteilnehmer moniert, dass es nicht genau ersichtlich ist, welche Ausschlussflächen bislang in die Potenzialanalyse einbezogen worden sind. Nicht nur Flughäfen, sondern auch Verkehrs- und Sonderlandeplätze inklusive ihrer Platzrunden stellten Ausschlussflächen für die Windenergienutzung dar. In der Planungsregion Mittelthüringen beispielsweise gebe es neben dem Flughafen Erfurt acht Verkehrs- und Sonderlandesplätze. Ihre nicht nutzbaren Platzrunden seien größer als so manches Schutzgebiet und befänden sich zu einem großen Teil in der im Szenariorahmen so bezeichneten „uneingeschränkt geeigneten Fläche“. Die Nichtberücksichtigung dieses Kriteriums führe damit zu falschen Ergebnissen. Darüber hinaus sei in Thüringen in allen Naturparks mit Ausnahme des Naturparks Thüringer Wald die Windenergienutzung ausdrücklich verboten. Das Gleiche gelte für die Biosphärenreservate (in allen Zonen). Damit stellten diese Gebiete keine „eingeschränkt nutzbaren Flächen“, sondern eindeutig Ausschlussflächen dar. Im Thüringer Naturschutzgesetz sei für alle existierenden Landschaftsschutzgebiete pauschal ein Waldumwandlungsverbot (= Verbot der Änderung der Nutzungsart) festgesetzt. Damit seien sehr große Waldflächen, die im Szenariorahmen als „eingeschränkt nutzbare Flächen“ dargestellt sind, nicht für Windenergieanlagen nutzbar (beispielsweise der Thüringer Wald). Ein Konsultationsteilnehmer kritisiert das der Regionalisierung zugrunde liegende „Konzept und Daten zur Regionalisierung von Erneuerbaren Energien“ der Forschungsstelle für Energiewirtschaft. Hinsichtlich der von den Übertragungsnetzbetreibern angewandten Methodik differierten die Ausschlussflächen und Abstände für die Ermittlung von „uneingeschränkt nutzbaren Flächen“ erheblich mit den harten und weichen Tabukriterien im Thüringer Windenergieerlass. Nach Ansicht eines Konsultationsteilnehmers führen die angewendeten Modellannahmen der Erneuerbare Energien Regionalisierung zu einer systematischen Unterschätzung des Zubaus für Baden-Württemberg. So spiegelt beispielsweise das Heranziehen des kumulierten historischen Zubaus der letzten drei Jahre den nach Änderung des Landesplanungsgesetzes erst in 2015 einsetzenden Ausbau der Windenergie in BadenWürttemberg nicht wider. Der Ausbau werde in den nächsten Jahren eher zunehmen. In 2015 seien 53 Windenergieanlagen mit rund 150 MW errichtet worden, 100 Anlagen befänden sich derzeit im Bau und 260 Anlagen befänden sich derzeit im Genehmigungsverfahren. Ferner seien rund 80 % der 2015 in Betrieb genommenen baden-württembergischen Windenergieanlagen auf Waldflächen errichtet worden, die bei der Potenzialanalyse der Übertragungsnetzbetreiber nur stark eingeschränkt berücksichtigt worden seien. Gemäß einem Konsultationsteilnehmer stimmen die regionalisierten Zubauszenarien im Bereich PV in Bayern recht gut mit den aktuellen Planungen überein. Der Konsultationsteilnehmer rechnet in 2030 mit ca. 16 GW PV in Bayern, während der Szenariorahmen 14,3-17 GW PV in Bayern ausweist. Für Wind Onshore prognostiziert der Szenariorahmen einen Zubau in den nächsten 15 Jahren bis 2030 von nur 1-1,2 GW in Bayern auf dann insgesamt ca. 2,5-2,7 GW. Das seien lediglich 70-80 MW pro Jahr für ganz Bayern. Gemessen an den aktuellen (durchaus niedrigen) Zubauraten erscheinen diese Werte zu konservativ. Der Konsultationsteilnehmer sieht perspektivisch mehr Potenzial bzw. Bedarf für Windstrom in Bayern, und zwar in der Größenordnung von über 4 GW bis 2030. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer trägt vor, dass bei der Regionalisierung des Ausbaus der Erneuerbaren Energien der Ausbau der einzelnen Technologien für den Freistaat Sachsen im Rahmen der vorgesehenen regionalplanerischen Ansätze nachvollziehbar ist.

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Ein Konsultationsteilnehmer teilt mit, dass in Schleswig-Holstein die bisherigen Prognosen insbesondere auf die durchgeführten Potenzialstudien und auf die in den Regionalplänen ausgewiesenen Windvorrangflächen gestützt wurden. Mit dem Gerichtsurteil über die Unwirksamkeit der Regionalpläne für Windvorrangflächen in Schleswig-Holstein seien die bisherigen Planungen jedoch zu überarbeiten. Eine Aktualisierung der Prognosen sei derzeit in Arbeit. Die bislang ermittelten konservativen Ausbauprognosen von Erneuerbare Energien Anlagen für 2020 entsprächen in etwa bereits den Annahmen im Szenario A 2030. Würden alle heute bereits vorliegenden Anfragen realisiert, würde die Ausbauprognose in 2030 für Schleswig-Holstein in 2020 sicher erreicht. Hinsichtlich der Bundeslandregionalisierung weist ein Konsultationsteilnehmer darauf hin, dass die Energiestrategie 2030 des Landes Brandenburg bei Windenergieanlagen Onshore von einer Kapazität von 10.500 MW im Jahr 2030 ausgeht. Dieser landespolitische Zielwert sollte bei der Regionalisierung der Erneuerbaren Energien berücksichtigt werden. In den Szenarien A 2030 und B 2030 gingen die Übertragungsnetzbetreiber nur von einer installierten Leistung von 9,2 bzw. 9,6 GW aus. Hier sei der Wert von 10,5 GW anzusetzen. Bei der installierten Leistung Photovoltaik werde zutreffend für 2030 von einem Wert von 3,5 GW ausgegangen. Ein Konsultationsteilnehmer sieht die Potenzialanalyse des regionalen Zubaus von Windenergie Onshore kritisch. Der Szenariorahmen stütze sich hier nur auf die Informationen der Planungsbehörden zu ausgewiesenen Windeignungsgebieten. Weitere Potenziale aus Fortschreibungen der Regionalpläne – in Brandenburg und Mecklenburg-Vorpommern betreffe das zur Zeit sieben Planungsregionen – fänden im Szenariorahmen keine Anwendung. Zur Ermittlung weiterer Potenziale werde auf eine Datenbasis zurückgegriffen, die deutlich weniger Restriktionen für mögliche Windeignungsflächen beinhalten würde. Somit erfahre die Regionalisierung nicht die erreichbare Qualität und erzeuge Ergebnisse, die sich von den Annahmen des Konsultationsteilnehmers deutlich unterscheiden würden. Entgegen dem Ansatz im Repoweringmodell stünden in Brandenburg und Mecklenburg-Vorpommern im Zeitraum bis 2018 nach vorliegenden Informationen ca. 11.000 ha (rund 20 % der heutigen Flächen) nicht mehr zur Verfügung. In Brandenburg würden die Übertragungsnetzbetreiber und der Konsultationsteilnehmer eine ähnliche Entwicklung voraussehen. Für Mecklenburg-Vorpommern würden unterschiedliche Entwicklungen erwartet. Im Moment seien dort nur etwa 13.000 ha ausgewiesen, weitere 7.200 ha seien in Planung. Das bedeute, dass das Potenzial in diesen Flächen deutlich geringer sei als die Prognosewerte der Übertragungsnetzbetreiber. In den Prognosewerten des Szenariorahmens 2030 seien vermutlich „verfügbare“ Flächen eingeflossen, die zur Zeit nicht im Ausweisungsprozess seien und aufgrund der bei der Regionalplanung angesetzten Kriterien zur Ausweisung von Windeignungsgebieten auch zukünftig nicht in dem berechneten Umfang zur Verfügung stünden. Für PV wurde in Mecklenburg-Vorpommern vom Konsultationsteilnehmer ein deutlich höherer Zubau gesehen. Diese Erwartung basiere auch auf den Ergebnissen der PV-Freiflächenausschreibung. Der Konsultationsteilnehmer rechnet in 2030 für Mecklenburg-Vorpommern mit 1,9 GW, während der Entwurf des Szenariorahmens in den Szenarien 1,4 GW ausweise. Für Brandenburg würden die Übertragungsnetzbetreiber (2,6-2,8 GW je nach Szenario) und der Konsultationsteilnehmer (2,7 GW) eine ähnliche Entwicklung sehen. Aus Sicht eines Konsultationsteilnehmers ist kritisch anzumerken, dass die absoluten Zahlen, die bei der Regionalisierung verwendet werden, nicht mit den Ausbauzielen Nordrhein-Westfalens übereinstimmen. Für Nordrhein-Westfalen müsse festgestellt werden, dass die erneute Reduktion der Ausbauziele/ Ausbaupfade für Erneuerbare Energien und damit die Annahme der Nichterreichung der Ausbauziele Nordrhein­

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Westfalens für die Erneuerbaren Energien eine nicht hinnehmbare Vorgabe der Übertragungsnetzbetreiber sei. Damit stelle sich der Szenariorahmen gegen die in Nordrhein-Westfalen vorgenommene Sicherung von 54.000 Hektar im neuen Landesentwicklungsplan und damit gegen einen möglichst breiten Windenergieausbau. So werde das gemeldete Ausbauziel der Landesregierung für 2025 auch zehn Jahre später noch nicht erreicht, obwohl die Landesregierung Nordrhein-Westfalens mit ihrer Potenzialstudie die grundsätzliche Flächenverfügbarkeit belegt habe und über die Aufstellung eines neuen Landesentwicklungsplans die Flächenausweisung durch die Planungsregionen verfolge. Ausschlaggebend müsse die Nabenhöhe moderner Windenergieanlagen sein, die nicht bei 80 m sondern durchschnittlich bei 122 m läge. Angesichts der Verfügbarkeit differenzierter Daten der unterschiedlichen Nabenhöhen in den Ländern sollte hier auch eine landesscharfe Betrachtung erfolgen. Da die Landesregierung NordrheinWestfalens über den neuen Landesentwicklungsplan die Flächenbereitstellung durch die Regionalplanung verfolge, geht der Konsultationsteilnehmer auch davon aus, dass die ausgewiesenen Flächen in Anspruch genommen werden. In diesem Zusammenhang weist der Konsultationsteilnehmer auf die Windpotenzialberechnung des Landesamts für Natur, Umwelt und Verbraucherschutz Nordrhein-Westfalen hin. Mehrere Konsultationsteilnehmer beanstanden, dass im Szenariorahmen für die Verteilung auf die Bundesländer eine Karte für Windverhältnisse in 80 m Höhe zugrunde gelegt wird, obwohl von einer durchschnittlich tatsächlichen Nabenhöhe von 120 bis 130 m auszugehen ist. Diese Höhe sei nicht korrekt und sollte an die Nabenhöhe einer neu zu errichtenden durchschnittlichen Windkraftanlage in Deutschland angepasst werden, um ein genaueres Abbild über die Verteilung zu erhalten. Auf eine Differenzierung von Windhöhen je nach Region sollte dabei verzichtet werden, da das Verfahren ohnehin sehr komplex sei. Gemäß einer anderen Meinung ist es notwendig, dass die Übertragungsnetzbetreiber auf Grundlage der vorhandenen Daten die Nabenhöhen in den einzelnen Ländern und Regionen nach einer länderspezifische Einzelbetrachtung vornehmen. Gemäß einem weiteren Konsultationsteilnehmer ist es bei der Methodik der Regionalisierung des Ausbaus der Erneuerbaren Energien zu begrüßen, dass die Übertragungsnetzbetreiber die Verteilernetzbetreiber bei der Erstellung des Szenariorahmens miteinbezogen haben, da ein wesentlicher Teil des erforderlichen Netzausbaus auf der Verteilernetzebene stattfindet. So sei der weitaus größte Anteil der dezentralen Erzeugungsanlagen zukünftig in den regionalen Verteilernetzen zu integrieren. Da die Verteilnetzbetreiber in Ostdeutschland besonders vom Zubau der Erneuerbaren Energien betroffen sind, hätten diese 2013 erstmalig einen gemeinsamen Hochspannungs-Netzausbauplan erstellt, der im Jahr 2015 überarbeitet wurde. Es wird angeregt, diesen Plan bei der Methodik der Regionalisierung zu berücksichtigen. Beim Ansatz zur Ermittlung des Repowering werde im vorliegenden Entwurf des Szenariorahmens die Annahme getroffen, dass Windenergieanlagen nach Ende ihrer technischen Lebensdauer durch leistungsstärkere Anlagen ersetzt werden. Das Repoweringmodell gehe davon aus, dass die Windeignungsflächen auch weiterhin in vollem Umfang zur Verfügung stehen. Diese Annahme ist nach Meinung eines Konsultationsteilnehmers nicht überall zutreffend, da beispielsweise durch die Aufstellung neuer (Teil-)Regionalpläne nach neuen – oft deutlich restriktiveren – Kriterien heute gültige Flächen zukünftig nicht mehr für Repowering zur Verfügung stehen.

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Im Entwurf des Szenariorahmens wird die Aussage getroffen, dass die Übertragungsnetzbetreiber einen regelmäßigen Dialog mit den Planungsbehörden zur permanenten Aktualisierung der ausgewiesenen Flächen anstrebten. Dieser sollte auch für die Planung von weiteren, neuen Flächen genutzt werden.

2.8

Spitzenkappung

Ein Großteil der Konsultationsteilnehmer begrüßt die Berücksichtigung der Spitzenkappung im Szenariorahmen. Die Spitzenkappung sei insbesondere für die 110kV-Netze ein sinnvolles Planungsinstrument, aber auch in den Mittel- und Niederspannungsebenen zeige sich Einsparpotenzial. Allerdings seien kurz- oder mittelfristige Ausbaumaßnahmen in den nächsten fünf Jahren wahrscheinlich auch mit Spitzenkappung notwendig. Eine weitere Analyse des Konzepts sei also für eine effiziente Systemintegration von Erneuerbare Energien Anlagen notwendig. Ein Konsultationsteilnehmer gibt zu bedenken, dass eine dynamische Abregelung wesentlich höhere Potenziale zum Anschluss von Erneuerbare Energien Anlagen zuließe als die von den Übertragungsnetzbetreibern angenommene statische Abregelung. Allgemein erscheine die Abregelung als eine der effektivsten Methoden, um möglichst hohe Leistungen an das vorhandene Netz anzuschließen. Ein Konsultationsteilnehmer meint, dass die Spitzenkappung ein interessanter Ansatz für die Netzplanung ist, bisher aber in der eigenen Planung noch nicht berücksichtigt wurde und deswegen auch nicht abschließend bewertet werden kann. Wenn solch eine Bewertung mit zukünftigen Erfahrungen möglich sei, müsse die Methodik der Berücksichtigung der Spitzenkappung im Szenariorahmen noch einmal überprüft werden. Dem zustimmend äußert sich ein Konsultationsteilnehmer dahingehend, dass die Berücksichtigung der Spitzenkappung im Szenariorahmen nach erfolgter Rückmeldung der Verteilnetzbetreiber neu vorgenommen werden muss. Da im Ergebnis noch nicht geklärt sei, ob eine Spitzenkappung zum Einsatz kommt, die alle Erneuerbare Energien Anlagen umfasst, müsse dieser Punkt im Rahmen einer Sensitivitätsberechnung differenziert untersucht werden. Es sei nicht davon auszugehen, dass gerade bei kleinen PV-Anlagen alle vorhandenen Anlagen wirtschaftlich sinnvoll und effizient in ein Spitzenkappungsmodell einbezogen werden können. Nach Einschätzung eines Konsultationsteilnehmers kann die konsequente Anwendung der Spitzenkappung über alle Spannungsebenen hinweg einen erheblichen Einfluss auf überregionale Transportbedarfe ausüben. Die Berücksichtigung einer Spitzenkappung von bis zu drei Prozent bei der Netzplanung wird von einem Konsultationsteilnehmer unterstützt. Allerdings sollte Erneuerbaren Energien im Zuge der notwendigen System- und Marktintegration vermehrt Systemverantwortung zukommen und ihre Förderung minimiert werden. Mehrere Konsultationsteilnehmer sind der Meinung, dass die Spitzenkappung der Windkraftanlagen weiter zu erhöhen ist.

2.9

Flexibilitätsoptionen

2.9.1 Speicher (ohne Pumpspeicherkraftwerke) Zahlreiche Konsultationsteilnehmer kritisieren die unzureichende und zu geringe Berücksichtigung von Speichern im Entwurf des Szenariorahmens. Es kommt insgesamt zu einer systemischen Fehleinschätzung

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der Rolle von Speichern im Entwurf des Szenariorahmens. Die Möglichkeit der Speicherung werde zukünftig mit der starken Zunahme an Erneuerbaren Energien und der damit fluktuierenden Leistung im Markt eine große Bedeutung erhalten. Der weitere Ausbau der Erneuerbaren Energien erhöhe in Zusammenhang mit der Mindesterzeugung konventioneller Kraftwerke zukünftig den Flexibilitätsbedarf. Speicherlösungen könnten eine Alternative zu Investitionen in zusätzliche Leitungen darstellen. Darüber hinaus würden Speicher bereits heute einen Beitrag zur Netzstabilität und Versorgungssicherheit leisten. Einige Konsultationsteilnehmer bemängeln, dass die vorhandenen Ausführungen zu Speichern zu kurz, zu wenig differenziert und mit zu wenig Quellen und Zahlen belegt wurden. Ferner sei nur teilweise erkennbar, wie die Flexibilitätsoptionen aktiviert und Energiespeicher, vor allem Stromspeicher, gesteuert würden. Es wird kritisiert, dass im Entwurf des Szenariorahmens die Angabe fehle, welche Netzabschnitte zur Vermeidung von weiterem Netzausbau durch bedarfsgerechte Speicher gezielt entlastet werden könnten. Einige Konsultationsteilnehmer äußern sich zu der Modellierung der Speicher. Ein Konsultationsteilnehmer merkt an, dass bei der Modellierung von flexiblen Lasten und Speichertechnologien die langfristige Entwicklung nur schwer prognostizierbar ist. Es wird ferner die Berücksichtigung eines marktorientierten und systemdienlichen Einsatzes von Stromspeichern gefordert. Einige Konsultationsteilnehmer äußern den Wunsch nach einer regionalen Differenzierung der Abbildung der Speicher, da städtische Regionen im Gegensatz zu ländlichen Regionen erhebliche Unterschiede aufgrund unterschiedlicher Anforderungen aufwiesen. Ein Konsultationsteilnehmer bringt vor, dass viele Modellanalysen grundsätzlich dazu tendieren, den Systemnutzen von Stromspeichern zu unterschätzen, wenn nicht alle relevanten Wertbeiträge zum Gesamtsystem berücksichtigt werden. Einige Konsultationsbeiträge enthalten gezielte Aussagen zum Einsatz von zentralen Speichern. So wird von zahlreichen Konsultationsteilnehmern gefordert, auch Groß- und Langzeitspeicher in den Berechnungen zu berücksichtigen. Mehrere Konsultationsteilnehmer kritisieren zudem, dass keine zentralen Batteriespeicher in den Berechnungen enthalten sind. Einige Konsultationsteilnehmer halten eine Fokussierung auf Batteriespeicher zur PV-Eigenverbrauchsoptimierung für nicht ausreichend. Die netzentlastende Wirkung von Batteriespeicherkraftwerken bei netzdienlicher Betriebsweise solle im Entwurf stärker berücksichtigt werden. Batteriespeicherkraftwerke hätten das Potenzial, durch Erbringung von Systemdienstleistungen den konventionellen Erzeugungspark zu verdrängen. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer fordert, dass die Möglichkeit des Einsatzes von Großbatterien als „Betriebsmittel der Netzbetreiber“ im Entwurf des Szenariorahmens in Erwägung gezogen werden soll, da diese als Systemdienstleistungen wirtschaftlich interessante Investitionsprojekte seien. Studien gingen davon aus, dass sich aus der Kostendegression von Batteriespeichern ein selbst laufender Ausbau ergebe. Mehrere Konsultationsteilnehmer schätzen ein, dass durch die ambitionierten Klimaziele und insbesondere neue Stromanwendungen wie E-Mobilität die Kosten von Batteriespeichern deutlich früher als erwartet sinken. Ein Konsultationsteilnehmer ist der Meinung, dass sich die dezentralen Speichertechnologien so in den nächsten Jahren als „Game Changer“ erweisen. Ein Konsultationsteilnehmer äußert sich dagegen kritisch zum weiteren Ausbau von Haushaltsspeichern. Diese würden die Energiewende weiter entsolidarisieren, da es zurzeit kein Geschäftsmodell gebe das ohne indirekte Förderung/Befreiung von Umlagen wirtschaftlich sei. Einige Konsultationsteilnehmer gehen auf die im Begleitdokument der Bundesnetzagentur veröffentlichten Prognosen zu PV-Batteriespeichern ein. Mehrere Konsultationsteilnehmer halten die im Entwurf des Szenariorahmens angenommene Betrachtung der PV-Batteriespeicher der Höhe und dem Grunde nach für

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angemessen. Ein Konsultationsteilnehmer schätzt dagegen die angenommene installierte Leistung für die Jahre 2025 und 2030 als zu gering ein, er gab für das Jahr 2025 eine Spanne von 1,7-1,9 GW und für das Jahr 2030 eine Spanne von 3,4-6,0 GW an. Ein Konsultationsteilnehmer berechnet, dass das angegebene Ausbauziel realistisch ist, wenn bis 2020 durchschnittlich 10.000-12.000 Anlagen pro Jahr zugebaut werden. Er merkt zudem an, dass die angenommenen Zubauzahlen eine weitere Reduktion der Anlagenpreise voraussetzen würden. Nach der Meinung dieses Konsultationsteilnehmers kann dies durch Produktionssteigerungen im Bereich Batteriezellen, verbesserte Batterietechnologie oder die Nutzung von Altbatterien aus Elektrofahrzeugen erreicht werden. Nach der Ansicht eines weiteren Konsultationsteilnehmers könnte sich der zukünftige jährliche Ausbau durchaus auf 20 GW belaufen, z. B. durch den Aufbau auf Bürogebäuden, Kühlhäusern, Krankenhäusern und Quartiersspeichern. Ein anderer Konsultationsteilnehmer dagegen warnt vor einer Überschätzung des Potenzials von Akkuspeichern und Eigenverbrauch. Die Zahlen sollten mit Vorsicht angesetzt werden. Ein Konsultationsteilnehmer äußert die Erwartung, dass Redox-Flow-Batterien deutlich vor Ende dieses Jahrzehnts bereits eine großindustrielle Anwendung finden. Diese würden innerhalb der nächsten Jahre als leistungsfähige Alternative zum flächendeckenden Einsatz kleiner Lithium-Ionen-Batterien zur Verfügung stehen. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer merkt an, dass die Spitzenlast von Windkraftanlagen zukunftsorientiert in Speichersysteme einspeisen sollte. Ferner fordern einige Konsultationsteilnehmer eine Aufnahme der Betrachtung von langfristigen Wasserstoffspeichern (sog. „Liquid Organic Hydrogen Carrier“) in den Entwurf des Szenariorahmens. Diese Technologie biete Potenziale im Rahmen der Langzeitspeicherung von Wasserstoff aus Power-to-Gas Anlagen. Mehrere Projekte würden sich bereits mit dem Thema befassen. Dies könnte zukünftig eine Alternative zu einem großräumigen Ausbau der Übertragungsnetze darstellen. 2.9.2 E-Mobilität Viele Konsultationsteilnehmer begrüßen die Berücksichtigung der Elektromobilität im Szenariorahmen. Zahlreiche Konsultationsteilnehmer nehmen jedoch an, dass die angenommene Anzahl der zukünftig zugelassenen Elektrofahrzeuge zu hoch ist. Ein Konsultationsteilnehmer zweifelt zum Beispiel daran, dass 2020 eine Million Elektroautos zugelassen sein werden, ein anderer hält die Prognose von 8,1 Millionen Elektroautos im Jahr 2030 für überhöht. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer gibt an, dass die Prognosen zu optimistisch sind, solange es keine entscheidenden Innovationen auf dem Batteriesektor gebe. Einige Konsultationsteilnehmer hinterfragen dagegen, warum die unterstellte Bestandsentwicklung von Elektrofahrzeugen von den aktuell seitens der Bundesregierung kommunizierten Zielen (1 Million im Jahr 2020 und 6 Millionen im Jahr 2030) abweicht. Dabei schlägt ein Konsultationsteilnehmer vor, die unterstellte Anzahl der Elektrofahrzeuge für das Szenario B 2030 nach oben zu korrigieren, um eine Synchronisation mit den Zielen der Bundesregierung zu erreichen. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer bringt vor, dass die Potenziale nicht zu hoch bewertet werden dürften, da unter anderem durch die Vorbehalte gegenüber der EMobilität von einer Fortsetzung der schleppenden Entwicklung auszugehen sei. Einige Konsultationsteilnehmer tragen vor, dass die Bestandsentwicklung von Elektrofahrzeugen hinterfragt werden müsse. Auch die Kalkulationen hinsichtlich Ladeleistungen und Lastmanagement seien nicht nachvollziehbar. Des Weiteren merken verschiedene Konsultationsteilnehmer an, dass keine verlässliche

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Prognose hinsichtlich der Technologiedurchdringung im Bereich der E-Mobilität abgegeben werden kann. Ebenso fehle bei der Argumentation eine detaillierte Quellenangabe der Zahlen. Ein Konsultationsteilnehmer glaubt, dass sich die Entwicklung der Elektromobilität in den kommenden Jahren vor allem auf Ballungszentren und wirtschaftlich gut entwickelte Standorte in Deutschland konzentriert. Im ländlichen Raum werde die Durchdringung langsamer erfolgen. Der flexiblen Nutzung von Speichern in Elektrofahrzeugen stünden derzeit mehrere Hemmnisse im Wege, wie eine unzureichend ausgebaute und intelligente Ladeinfrastruktur, ein ausgesprochen beschränktes Angebot von Fahrzeugen, die in beide Richtungen Strom entnehmen/geben könnten, und das unterschiedliche und schwer vorhersehbare Nutzungsprofil der Fahrer. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer hält das im Szenariorahmen angenommene Potenzial der verlagerbaren Leistung aus E-Mobilität für zu hoch, da die Wirkung der Verschiebung selbst für die optimistischste Variante zu groß angenommen sei. Analog gibt es aus Sicht eines anderen Konsultationsteilnehmers heute noch keine verlässlichen Prognosen hinsichtlich der Technologiedurchdringung. Es sei unklar, ob es in 2030 überwiegend reine batterieelektrische Fahrzeuge mit entsprechend großem Energiespeicher oder vermehrt Plug-in Hybride mit deutlich kleinerem Energiespeicher geben wird. 2.9.3 Power-to-Heat Mehrere Konsultationsteilnehmer äußern den Wunsch nach einer stärkeren Berücksichtigung von Power­ to-Heat Technologien. Nach Meinung eines Konsultationsteilnehmers werden die Potenziale von neuen Stromanwendungen, unter anderem Power-to-Heat über Wärmepumpen an Wärmenetze oder Wärmespeicher, unterschätzt. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer äußert analog dazu die Meinung, dass es ein sehr großes Potenzial biete, die Fernwärmenetze per „Tauchsieder“ als einzelne Häuser durch Wasserspeicher, die mit Stromheizungen an Stelle von Gas- oder Ölbrennern ausgestattet sind, zu decken. Allerdings sei damit ein massiver Ausbau der Verteilungsnetze verbunden. Ein anderer Konsultationsteilnehmer hält die im Begleitdokument der Bundesnetzagentur angenommene Höhe der installierten Leistung von Power-to-X Anlagen für zu gering. Er geht davon aus, dass bei einem Erneuerbare Energien Anteil von ca. 80 % unter der Annahme eines starken nationalen und internationalen Stromnetzausbaus und der Nutzung weiterer Flexibilitätsoptionen eine ungefähre Größenordnung von 6-16 GW installierter Leistung an Power-to-Heat zu Kostensenkungen führt. Er empfiehlt, für das Jahr 2030 2-4 GW und für das Jahr 2035 4-8 GW Power-to-Heat anzunehmen. Ein anderer Konsultationsteilnehmer regt an, die Power-to-Heat Anlagen nicht als Stromspeicher, sondern als Energiespeicher im Lastmanagement zu modellieren und diese flächendeckend an entsprechenden Ballungszentren bzw. Fernwärmenetzen und KWK-Standorten anzusiedeln. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer bringt ein, dass es sich bereits heute abzeichnet, dass neben der Sektorenkopplung Power-to-Gas auch die Sektorenkopplung Power-to-Heat von großer Relevanz ist, z.B. Großwärmepumpen an Wärmenetzen und Wärmespeichern. Diese müssten in allen Szenarien adäquat abgebildet werden.

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2.9.4 Power-to-Gas Mehrere Konsultationsteilnehmer kritisieren, dass die Option Power-to-Gas im Szenariorahmen nicht ausreichend berücksichtigt wird. Nach Meinung eines Konsultationsteilnehmers werden vor allem Stromanwendungen in der Sektorenkopplung wie Power-to-Gas für sogenannte Stromkraftstoffe unterschätzt. Die Auswirkungen der Power-to-Gas Technologie sollten stärker untersucht werden. Ein Konsultationsteilnehmer prognostiziert, dass es zwei unterschiedliche Phasen geben wird: In der ersten Phase werde es im Kraftstoffmarkt eine große Nachfrage für den nachhaltig erzeugten Wasserstoff geben und in der zweiten Phase werde der Wasserstoff vermehrt zur Versorgung der Brennstoffzellenfahrzeuge nachgefragt. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer betont, dass Power-to-Gas insbesondere für die Versorgungssicherheit bei einem wachsenden Anteil der Stromerzeugung aus Wind und Sonne für Perioden der sog. „Dunkelflaute“ erforderlich sein wird. Derzeit sei die Technologie eine alternativlose Option für eine erforderliche Langzeitspeicherung in der Größenordnung 100-200 TWh Gas bzw. einer Rückverstromungsmöglichkeit im Bereich 60 GW und 30-40 TWh. Auch nach Meinung eines anderen Konsultationsteilnehmers ist ein Speicher in der Größe des bestehenden Erdgasnetzes unabdingbar, um für wochenlange Flauten gewappnet zu sein. Ein Konsultationsteilnehmer hebt hervor, dass das Potenzial besonders in den östlichen Bundesländern wegen der Überlastung der Stromnetze sehr groß ist. Ferner wird vorgebracht, dass sich bei Nutzung der Technologie der Vorteil einer gesicherten Leistung an erneuerbarer Gaskraft ergibt, auch wenn damit ein Großteil der Windenergie im Norden ungenutzt bleibt. Power-to-Gas habe mehr Wert als volatile Windenergie, was jedoch heute nicht am Energy-Only-Market honoriert werde. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer fordert, das Thema Power-to-Gas ernsthaft in die Erzeugungslandschaft der großen Windparks mit einzubeziehen. Mehrere Konsultationsteilnehmer äußern sich zur Modellierung der Power-to-Gas Anlagen. Ein Konsultationsteilnehmer regt an, zu konkretisieren, ob und auf welche Art und Weise Power-to-Gas in den definierten Szenarien Berücksichtigung findet. Im Szenariorahmen werde leider nicht näher auf die Einbindung von Power-to-Gas in der Modellierung eingegangen. Analog fordert ein anderer Konsultationsteilnehmer klare Antworten zu Speichertechnologien und insbesondere zum Thema Power-toGas. Nach Meinung eines anderen Konsultationsteilnehmers ist eine nach Regionen differenzierte Abbildung von Power-to-Gas sinnvoll. Nach Ermessen eines weiteren Konsultationsteilnehmers sollte bei der Regionalisierung berücksichtigt werden, dass die Technologie nur dort zum Einsatz kommen, wo „Stromüberschüsse“ dauerhaft und in großem Umfang anfallen und eine Infrastruktur für die Nutzung des produzierten Wasserstoffs vorhanden ist. Es gebe derzeit keine ökonomische Grundlage für eine direkte Nutzung des gewonnenen Wasserstoffs. Einige Konsultationsteilnehmer halten das im Begleitdokument der Bundesnetzagentur angenommene Potenzial von Power-to-Gas mit 1-2 GW installierter Leistung angesichts der Umwandlungsverluste für sehr hoch. Dies würde nur erhebliche (indirekte) neue Förderkosten verursachen. Nach Meinung eines weiteren Konsultationsteilnehmers erscheinen die Betrachtungen sehr unrealistisch, da die meisten Studien davon

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ausgingen, dass Power-to-Gas erst bei mindestens 60-80 % Anteil Erneuerbarer Energien an Bedeutung gewinnt. Power-to-Gas Anlagen würden sich derzeit im unwirtschaftlichen Bereich bewegen, da die Gestehungskosten noch viel zu hoch seien. Ferner seien Power-to-Gas Anlagen mehr als „politische Parameter“ und weniger als echte Einflussfaktoren für den Ausbaubedarf im Übertragungsnetz zu verstehen. Zahlreiche andere Konsultationsteilnehmer halten dagegen den im Begleitdokument der Bundesnetzagentur angegebenen Anteil an installierter Leistung von Power-to-Gas Anlagen für zu gering bzw. viel zu gering. Ein Konsultationsteilnehmer geht davon aus, dass bei einem Erneuerbare Energien Anteil von ca. 80 % unter Annahme eines starken nationalen und internationalen Stromnetzausbaus und der Nutzung weiterer Flexibilitätsoptionen eine ungefähre Größenordnung von 6-16 GW installierter Leistung an Power-to-Gas zu Kostensenkungen führt. Falls der Stromausbau nicht so progressiv wie heute angenommen verlaufe, würden die Zahlen für Power-to-Gas noch deutlich höher ausfallen. Ein anderer Konsultationsteilnehmer äußert die Meinung, dass aus den ersten Pilot- und Demonstrationsprojekten absehbar ist, dass sich die Power-to-Gas Technik, insbesondere mit Methanisierung, bis zum Jahr 2030/2035 deutlich weiterentwickelt. So wird empfohlen, für das Jahr 2030 2-4 GW und für das Jahr 2035 4-8 GW installierte Leistung Power-to-Gas anzunehmen. Analog schätzt ein anderer Konsultationsteilnehmer den Bedarf in 2020 bereits auf 1,5 GW bzw. 4,5 GW. Mehrere Konsultationsteilnehmer stufen die von der Bundesnetzagentur im Begleitdokument getroffene Einschätzung als nachvollziehbar und angemessen ein. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer merkt an, dass es nicht die Frage ist, was unter „realistischem Potenzial“ verstanden wird, sondern welche Kapazitäten bei einem forcierten Klimaschutzszenario erforderlich sein werden. So sei im Jahr 2030 eine Stromerzeugung aus Power-to-Gas von ca. 10-20 TWh erforderlich. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer äußert die Hoffnung, dass eine verbrauchsnahe Energieumwandlung Power-to-Gas wirtschaftlich machen würde. Ein Konsultationsteilnehmer hebt hervor, dass in den letzten Jahren trotz EEG-Umlage auf dem Strombezug jährlich 6-8 MW Power-to-Gas Anlagen neu installiert und in Betrieb genommen wurden, sodass derzeit etwa 30 Anlagen mit einer Leistung von 24 MW in Deutschland installiert sind. Ein anderer Konsultationsteilnehmer äußert dagegen, dass ca. 20 MW Power-to-Gas Anlagen in Betrieb sind, die alle mit hohen Betriebsverlusten arbeiteten. Ein Konsultationsteilnehmer hält den im Begleitdokument angegebenen Gesamtwirkungsgrad des Prozesses „Strom -> Gas -> Strom“ von 30-40 % für sehr ambitioniert. Ein anderer Konsultationsteilnehmer weist dagegen darauf hin, dass die 460.000 km an vorhandenen Gasleitungen für einen Energietransport von Nord nach Süd mit einem Gesamtwirkungsgrad (Strom und Wärme) von bis zu 50 % genutzt werden könnten. Nach Meinung eines weiteren Konsultationsteilnehmers wird die Technologie Power-to-Gas gegenüber der Technologie Elektromobilität im Begleitdokument benachteiligt. Es sei nicht nachvollziehbar, warum der Wirkungsgrad bzw. die Wirtschaftlichkeit bei Power-to-Gas hinterfragt wird und bei der Elektromobilität nicht. Wenn überschüssiger Strom aus Erzeugungsspitzen der Erneuerbaren Energien für die Power-to-Gas Technologie verwendet würde, sei der Wirkungsgrad irrelevant.

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2.9.5 Demand Side Management Sehr viele Konsultationsteilnehmer begrüßen ausdrücklich die Berücksichtigung der Lastmanagementpotenziale im Szenariorahmen. Mit Zunahme des Flexibilitätsbedarfs steige auch der Anreiz für Demand Side Management. Nach der Meinung eines Konsultationsteilnehmers gibt es im Jahr 2030 im Markt ausreichend Anreize zur Nutzung von Lastmanagement, da Demonstrationsprojekte und die Lastabschaltverordnung bereits heute das Voranschreiten des Aufbaus von Lastmanagementoptionen zeigen. Ein anderer Konsultationsteilnehmer äußert aber Zweifel daran, ob strompreisabhängige Flexibilisierungsanreize im Ergebnis ausreichen, entsprechende steuerungsfähige Haushaltsgeräte anzuschaffen bzw. die damit verbundenen Einschränkungen in der privaten Haushaltsorganisation zu akzeptieren. Ein nennenswerter Beitrag privater Haushalte sei eher über ein Wachstum dezentraler Speicherung als über unmittelbare Lastmanagementverhalten zu erwarten. Gemäß einem weiteren Konsultationsteilnehmer spielt das Lastmanagement in Industrie und Gewerbe eine zentrale Rolle. Ein anderer Konsultationsteilnehmer fordert eine stärkere Berücksichtigung des Spitzenlastmanagements. Einige Konsultationsteilnehmer äußern sich zur angegebenen Höhe der Flexibilitätsoptionen. Ein Konsultationsteilnehmer merkt an, dass die im Bereich der Industrie angegebene verlagerbare Leistung von 1,5 GW und abschaltbare Leistung von 3 GW nicht mit dem in der Studie der Deutschen Energie-Agentur ermitteltem Potenzial von 6 GW übereinstimmt. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer schätzt die angegebene verlagerbare Leistung von 35 GW im Sektor Haushalte/Gewerbe, Handel, Dienstleistungen als deutlich zu hoch ein. Ein Konsultationsteilnehmer meint, dass Lastmanagement bei E-Mobilität und Wärmepumpen zu einer Verlagerung von 10,4-21,9 GW führen kann. Nach Meinung eines weiteren Konsultationsteilnehmers kann man 2-6 GW weitere Abschläge bei den Spitzenlasten für Lastmanagement ansetzen, da die Bundesregierung nicht nur Kapazitäten, sondern auch Energieeffizienz und Nachfragesteuerungsmaßnahmen ausschreiben könnte. Mehrere Konsultationsteilnehmer halten die Kalkulationen hinsichtlich Ladeleistungen und Lademanagement für nicht nachvollziehbar. Ein Konsultationsteilnehmer bringt zum Ausdruck, dass unklar ist, inwieweit verschiedene Untersuchungen und neue Methoden aus der jüngsten Vergangenheit in die verwendeten Annahmen und Daten im Bereich „Lastmanagement neuer Stromanwendungen“ eingeflossen sind. Mehrere Konsultationsteilnehmer fordern, dass nicht nur beim Lastmanagement neuer Stromanwendungen, sondern auch beim Potenzial des klassischen Lastmanagement im Szenariorahmen die jeweils verlagerbare Kapazität und Energie ausgewiesen werden soll. Ein Konsultationsteilnehmer merkt an, dass der genaue Umfang der Berücksichtigung des Lastmanagementpotenzials in klassischen Stromanwendungen in der Darstellung des Szenariorahmens unklar bleibt, da nur auf weitere Analysen verwiesen wird. Die Annahmen bezüglich des Lastmanagements bei neuen Stromanwendungen seien dagegen sowohl im Bereich Wärmepumpen als auch im Bereich Elektrofahrzeuge nachvollziehbarer. Ein Konsultationsteilnehmer kritisiert, dass nicht erkennbar ist, ob bei der Berechnung auch der Einsatz von Wärmepumpen mit Pufferspeicher einbezogen wurde, da diese die Höchstlast reduzieren könnten. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer merkt an, dass die wirtschaftlichen Potenziale bzw. hinterlegten Kosten der verlagerbaren Leistung im Sektor Haushalte/ Gewerbe, Handel, Dienstleistungen aus dem Szenariorahmen nicht hervorgehen. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer hält eine Angabe der Zahl des Elektrofahrzeugbestands in den Zieljahren für sinnvoll, um die Annahme zur verlagerbaren Leistung

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nachvollziehen zu können. Ein Konsultationsteilnehmer meint, dass es unter der Voraussetzung des Vorhandenseins entsprechender Ladestationen (z.B. am Arbeitsplatz) auch ohne lastmanagementfähige EMobilität möglich ist, die Batterien am Tag aufzuladen. Einige Konsultationsteilnehmer äußern sich zur Modellierung der Flexibilitätsoption Demand Side Management. Ein Konsultationsteilnehmer merkt an, dass die Gefahr der Pauschalisierung besteht, wenn die Flexibilität neuer Stromanwendungen ausschließlich im Lastverhalten abgebildet wird. Die kostenminimierende Modellierung der Lastabschaltung und -verlagerung in der Marktsimulation sei ein sinnvoller Weg für den Einsatz dieser Flexibilitätsoption. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer weist darauf hin, dass der marktgetriebene Einsatz von Lastflexibilitäten dazu führen könnte, das Verteilnetz über die bisherigen Auslegungskriterien (Gleichzeitigkeitsfaktoren) hinaus zu belasten . Es wird gefordert, bei der expliziten Modellierung über den Stromverbrauch dementsprechend realistische Gleichzeitigkeitsfaktoren für das Lastmanagement zu berücksichtigen. Mehrere Konsultationsteilnehmer sprechen sich dafür aus, die Flexibilitätspotenziale je nach Region unterschiedlich abzubilden. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer fordert, dass die Analyse abendlicher Starklastsituationen, die aus dem Lastmanagement neuer Stromanwendungen entsteht, nachgeholt werden sollte.

2.10 Marktdesign/Marktmodell 2.10.1 Brennstoff- und CO2-Preise Ein Konsultationsteilnehmer weist darauf hin, dass die im Szenariorahmen angenommenen Preisprognosen aus dem World Energy Outlook 2014 stammen, in dem der markante Rückgang der Öl- und Erdgaspreise nicht berücksichtigt wurde. Daher müsse man die Preisprognosen aus dem World Energy Outlook 2015 zugrunde legen. In einer Stellungnahme wird geäußert, dass der Europäische Emissionszertifikatehandel nicht die nötige Lenkungswirkung zur Emissionsminderung entfalten wird. Daher sei es nötig, zusätzliche klimapolitische Instrumente auf deutscher Ebene einzuführen. Eine weitere Stellungnahme sieht die Vorgabe einer CO2 Obergrenze und Erhöhung der CO2 Preise als sinnvolle Möglichkeit für die Modellrechnung, wenn die Stilllegung konventioneller Kraftwerkskapazität rein marktbasiert erfolgen würde. Sobald die Kraftwerkseinsatzdauern politisch mit festen Zeitpunkten belegt würden, sei das Herausnehmen der emissionsintensivsten Kraftwerke bis zur vorgegebenen Emissionsobergrenze vorzuziehen. In jedem Fall müsste das Modell bis zum nächsten Szenariorahmen an die dann geltenden politischen Maßnahmen zur Einhaltung der Klimaschutzziele angepasst werden. 2.10.2 Sonstiges Nach der Ansicht mehrerer Konsultationsteilnehmer gibt es eine Diskrepanz zwischen Szenariorahmen und Netzentwicklungsplan: Der Szenariorahmen gebe nur die Kapazitäten (elektrische Leistungen in MW) vor, aber die Bestimmung der Strommengen (elektrische Energie) erfolge erst nachfolgend in der Marktmodellierung des Netzentwicklungsplans. Um daher im Rahmen der bisher angewandten Marktmodellierung einen Ausgleich der geminderten Kohlestrommengen durch erneuerbare Energieträger zu ermöglichen, seien zum einen im Szenariorahmen ausreichende Kapazitäten für Erneuerbare Energien

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anzusetzen. Zum anderen seien im Rahmen der NEP-Modellierung auch andere Marktmechanismen, wie insbesondere regional orientierte Stromvermarktungen, das Grünstrom-Marktmodell oder Regelungen nach § 95 Abs. 6 EEG 2014 zu berücksichtigen. Ein Konsultationsteilnehmer gibt im Hinblick auf die Versorgungssicherheit zu bedenken, dass die benachbarten Stromsysteme in die Marktmodellierung einbezogen werden müssten, da man sich im Punkt der Versorgungssicherheit auf ausländische Kraftwerke verlassen würde. Unter diesem Aspekt erscheine auch die Annahme bedenkenswert, 8 GW nicht näher spezifizierte konventionelle Kraftwerksleistung aus rein wirtschaftlichen Überlegungen früher vom Netz zu nehmen. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer regt an, dass die Erzeugung von Energie dezentraler erfolgen soll und auch moderne Gaskraftwerke im Süden Deutschlands angenommen werden müssten. Nach Meinung eines Beitrags ist die Merit-Order Betrug am Verbraucher. Als Merit-Order bezeichnet man die Einsatzreihenfolge der Kraftwerke, die wiederum durch die Grenzkosten der Stromerzeugung bestimmt wird. Eine solche Betrachtung preist aber nicht die Folgekosten von Kohle- sowie Atomkraftwerken ein. Zu den Eingangsdaten der Marktmodellierung äußert sich ein Konsultationsteilnehmer. Eine stärkere Differenzierung der Eingangsdaten zwischen den verschiedenen Szenarien sei im Sinne einer höheren Konsistenz zwischen Preisannahmen und Kraftwerkspark zu begrüßen. Darüber hinaus sollten virtuelle Kraftwerke im Marktmodell abgebildet werden. Virtuelle Kraftwerke würden Regelenergie und Systemdienstleistungen günstig, dezentral und voraussichtlich auch exakter bereitstellen als konventionelle Kraftwerke. Dazu sollten virtuelle Kraftwerke im Marktmodell „blockscharf“ mit eigenem Kraftwerksmodell abgebildet werden. Die Abbildung eines virtuellen Kraftwerks sei ausreichend, da sich konkurrierende Akteure ähnlich verhalten. Gegebenenfalls sei ein virtuelles Kraftwerk pro Regelzone vorzusehen, das auch in die nationale Kraftwerksliste aufgenommen werden sollte. Ein Konsultationsteilnehmer merkt an, dass die deutsche Energiepolitik dem Energy-only-Markt durch das Weißbuch des Bundeswirtschaftsministeriums Vertrauen entgegengebracht und eine Reihe von Maßnahmen für eine freie Preisbildung vorgeschlagen hat. Daraus ergäbe sich die logische Schlussfolgerung, dass Szenarien innerhalb des Marktmodellgebiets „adäquat“ sein müssten, d.h. stillgelegte Kapazitäten langfristig durch neue und wirtschaftliche Kraftwerke ersetzt werden könnten. Dabei greife eine singuläre Betrachtung der Wirtschaftlichkeit von Kraftwerken auf Basis der Strompreise eines Marktmodells zu kurz, da tatsächlich auftretende Preisspitzen unzureichend abgebildet würden. Eine modellmäßige Beschränkung des Zubaus konventioneller Kraftwerke in Deutschland bei gleichzeitiger Annahme des Ausbaus konventioneller Kraftwerke im Ausland erhöhe den Transportbedarf über die Grenzen hinweg. Daher sei es auch sachgerecht, einen Neubau von konventionellen Kraftwerken anzusetzen. Allerdings müsse deren Platzierung innerhalb des Marktmodellgebiets nach wirtschaftlichen, aber auch nach energiepolitischen Kriterien erfolgen. Einige Konsultationsteilnehmer sind der Meinung, dass es eine künstliche und willkürliche Verschiebung der Grenzkosten zu Gunsten der Braunkohle gibt und die tatsächlichen Kosten viel höher liegen müssen. Ein Konsultationsteilnehmer fordert, dass die Höhe des in der Marktmodellierung angenommenen Stromexports deutlich zu verringern ist.

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2.11 Verteilernetze Mehrere Konsultationsteilnehmer begrüßen die Einbindung der Verteilnetzbetreiber bei der Erstellung des Szenariorahmens. Sie wünschen sich, diese jedoch früher in den Prozess einzubinden. Ein anderer Konsultationsteilnehmer kritisiert, dass der Einbezug der Verteilnetzbetreiber im Rahmen einer Umfrage zu den Einspeisedaten der Onshore-Windenergienutzung in weiten Teilen Deutschlands, insbesondere auch im Landkreis Cloppenburg, nicht funktioniert hat. Er hält die aus den schwachen Ausgangsdaten resultierenden Prognosedaten für äußerst angreifbar. Weiter wird gefordert, die Verteilnetzbetreiber auch stärker im Bereich der Netzstabilität mit einzubeziehen. Netzbetreiber mit unterschiedlichen Netzgrößen könnten in der Netzentwicklungsplanung zusammengeschaltet werden oder zusammenarbeiten, so der Vorschlag. Ein Konsultationsteilnehmer weist darauf hin, dass die zur Optimierung des notwendigen Ausbaubedarfs wesentlichen Wechselwirkungen zwischen Übertragungs- und Verteilnetzausbau im Szenariorahmen nicht ausreichend berücksichtigt worden sind. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer äußert den Einwand, dass die Verteilnetze im Szenariorahmen nur durch Modellierung der dort auftretenden Spitzeneinspeisungen berücksichtigt würden. Er fordert die Planung des Übertragungsnetzes ausgehend von der Verteilnetzebene. Ein anderer Konsultationsteilnehmer fordert eine intelligente Steuerung und Verknüpfung mit der Mittelspannungs- und Verteilnetzebene, bei dem der netztechnische Abgleich von Erzeugung und Verbrauch nach dem Prinzip der Subsidiarität auf der niedrigsten möglichen Ebene vorgenommen werden solle. Ein Konsultationsteilnehmer empfiehlt der Bundesnetzagentur, für eine bundesweit konsistente Erfassung der Einspeise- und Verbrauchsdaten Sorge zu tragen. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer fordert darüber hinaus, dass alle Daten - insbesondere auch die Verbrauchsdaten - mit einheitlichen Datendefinitionen, abgestimmten Datenformaten und in voller Detailtiefe allen Beteiligten (Übertragungsnetzbetreiber, Bundesnetzagentur, Verteilnetzbetreiber) zur Verfügung gestellt werden. Ein Konsultationsteilnehmer äußert, dass die Übertragungsnetzbetreiber bzw. Behörden alle Daten, die der Potenzialanalyse zur PVErzeugung zugrunde liegen, an die Verteilnetzbetreiber weitergeben sollten, da diese zur Ermittlung des Potenzials an lokalen Speichern im Verteilnetz notwendig sind. Dazu würden insbesondere die Daten der Statistischen Landesämter zur Gebäudestruktur und Wohnfläche gehören. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer fordert, dass den Verteilnetzbetreibern die genaue Modellbildung der Verbraucherseite, insbesondere die Unterscheidung und Definition der Sektoren, bekannt sein solle. Auch sollten Sonderverbraucher - wie die Landstromversorgung von Schiffen - abbildbar sein.

2.12 Europäischer Rahmen 2.12.1 Zuordnung zu den europäischen Szenarien Laut einem Konsultationsteilnehmer ist unklar, welche Rolle der „Scenario Report“ in Bezug auf die nationale Netzentwicklung/nationalen Szenarien spielt. Ein nicht unerheblicher Teil an Netzausbaubedarf sei auf die zentrale Lage Deutschlands und den damit verbundenen europäischen Stromtransit zurück zu führen. Diesbezüglich sei es wünschenswert, zukünftig eine bessere Transparenz herzustellen. Des Weiteren wurden von einem Konsultationsteilnehmer statt eines einfachen Verweises auf den „Ten Year Network Development Plan“ konkretere Zahlen zur Marktmodellierung gefordert. Dies würde eine bessere Abschätzung erlauben, welcher „Spielraum“ der nationalen Netzentwicklung im europäischen Binnenmarkt überhaupt bleibt. Die

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Europäischen Visionen würden noch aus Zeiten der „Desertec-Idee“ stammen und sollten weiterhin „Visionen“ bleiben, da sie für eine Europäische Energiewende kontraproduktiv seien. Einige Konsultationsteilnehmer erachten die Zuordnung zwischen nationalen und europäischen Szenarien grundsätzlich als sinnvoll. Dies würde jedoch der Berechnung weiterer Szenarien und Sensitivitäten nicht entgegenstehen. Auch die Mittelwertbildung der Visionen wurde überwiegend als vertretbar angesehen. Eine weitere Verkürzung europäischer Szenarien auf einen Mittelwert solle jedoch nicht durchgeführt werden. Da auf europäischer Ebene nicht von einer einheitlichen Entwicklung ausgegangen werden könne, sollten auch für die europäische Ebene verschiedene Dynamiken abgebildet werden. Es wird von mehreren Konsultationsteilnehmern begrüßt, dass der zeitliche Horizont der nationalen Szenarien mit denen des „Ten Year Network Development Plan“ synchronisiert wurde. Ein Konsultationsteilnehmer begrüßt ebenfalls die Mittelwertbildung zu einem nationalen Szenario und begründet dies zusätzlich mit einer Restunschärfe und dynamischen Entwicklung, die sich bei einer Prognose für die Zieljahre kaum vermeiden lasse. Die Mittelwertbildung von Visionen und der synchronisierte Zeithorizont würden ausreichend dazu beitragen, die deutsche Netzentwicklung in die europäische Architektur einzubinden. Nach Ansicht eines Konsultationsteilnehmers zeichnet sich ein konsistentes Szenario insbesondere dadurch aus, dass jeder Input Parameter im Sinne der angestrebten Zielwelt angewandt wird und dies in der Regel nicht durch eine Mittelwertbildung erreicht wird. Es wird angemerkt, dass gerade eine Mittelwertbildung aus Visionen bei Szenario B problematisch sein kann, da Szenario B das deutsche Leitszenario mit dem wahrscheinlichsten Entwicklungspfad darstellt und bis in den Langfristhorizont fortgeschrieben wird. Es wird weiterhin bemängelt, dass ein europäischer Entwicklungspfad bis 2030, der dann bei einer langfristigen Weiterentwicklung bis 2035 wieder aufgegeben wird, nicht plausibel ist. Man müsste sich entscheiden, ob das Szenario B 2030 einem europäischen oder nationalen Entwicklungspfad folgen soll. Aufgrund der hohen Relevanz der Annahmen über das europäische Ausland sollte das Szenario B 2030 nochmals überdacht werden. Laut einem Konsultationsteilnehmer sind die heute bestehenden Verbindungen zu unseren Nachbarländern weitestgehend ausreichend. Es sei nur ein geringer Optimierungsbedarf vorhanden. Bereits im Jahr 2015 wurden 17 % der deutschen Stromerzeugung exportiert. Dies lasse sich nicht weiter steigern, ohne die Erzeugungskapazitäten in den Anrainerstaaten zu zerstören. 2.12.2 Net Transfer Capacity (NTC) Ein Konsultationsteilnehmer verlangt auch in Fragen der Leistungsbilanzen zum Höchstlastzeitpunkt die Betrachtung des europäischen Binnenmarktes. Es sollte jedoch auch die Wahrscheinlichkeit von zeitgleichem Auftreten der Jahreshöchstlast und die Möglichkeit des zeitgleichen Auftretens von Nichtverfügbarkeiten aus Erneuerbaren Energien in der Region betrachtet werden. Selbstverständlich sei auch zu beachten, dass die Kuppelkapazität gemäß „Flow Based Market Coupling“ von den physikalischen Übertragungskapazitäten abweichen kann. Ein anderer Konsultationsteilnehmer äußert sich zu der Übertragungskapazität zwischen Deutschland und Norwegen. Die angesetzten 1.400 MW berücksichtigten ausschließlich die in Bau befindliche Gleichstromtrasse NordLink, die ebenfalls in Planung befindliche Verbindung NorGer sollte auch

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berücksichtigt werden. Dies sei notwendig, um die norwegischen Speicherpotenziale nutzen zu können. Weiterhin fordert der Konsultationsteilnehmer Gleichstromtrassen im Sinne eines „SuperSmartGrid“. Ein derartiges Netz sollte über Gleichstromtrassen verfügen, die von Skandinavien direkt bis nach Süddeutschland reichen. Es sei ebenfalls denkbar, Nordrussland zu integrieren, um die dortigen Klimazonen mit einzubeziehen. Ein Konsultationsteilnehmer befürwortet die angegebenen Übertragungskapazitäten der Anrainerstaaten mit Deutschland, insbesondere die Erhöhung der Transportkapazität nach Belgien. Weiterhin wird die Klarstellung begrüßt, dass der angesetzte Wert von 7,5 GW Übertragungskapazität nach Österreich keine Befürwortung einer Preiszonenteilung bedeutet. Deutschland, Österreich und Luxemburg bilden ein gemeinsames Marktgebiet. Daher sei kein kommerzieller Handel zwischen den genannten Marktgebieten möglich. Die Besonderheit zwischen Deutschland und Österreich (derzeit keine unterschiedlichen Preiszonen) gelte genauso für Luxemburg. Die im Szenariorahmen angegebenen Handelskapazitäten an der deutsch-luxemburgischen Grenze für die Zeithorizonte 2030 und 2035 seien nicht explizit anzugeben (analog zu den deutsch-österreichischen Handelskapazitäten). Die Handelskapazität nach Luxemburg solle lediglich im Text in Höhe von 3.300 MW (beide Richtungen) berücksichtigt werden. Darüber hinaus wird darauf hingewiesen, dass die Grenzanschlusskapazität des Pumpspeicherkraftwerks Vianden aus den Betrachtungen zur Grenzkapazität herausgenommen werden müsste. Diese Kapazität (1.300 MW) stünde ausschließlich dem Anschluss des Pumpspeicherkraftwerks Vianden zur Verfügung und biete darüber hinaus keine Kapazität zwischen den Marktgebieten. Die verbleibende Übertragungskapazität von 1.000 MW entspräche dem heutigen Stand und sei bereits 2025 überschritten. Der Konsultationsteilnehmer bittet daher um eine Überprüfung der angegebenen Übertragungskapazitäten zwischen Deutschland und Luxemburg. Weiterhin seien die Entwicklung des Strommarktes und insbesondere das Schaffen von Übertragungskapazitäten zwischen Luxemburg und Belgien nicht ausreichend berücksichtigt. Diese zusätzlichen Kapazitäten sollten der Handelskapazität zwischen Deutschland und Belgien zugerechnet werden. Der luxemburgische Netzbetreiber Creos plane weiterhin eine Kabelverbindung zwischen Belgien und Luxemburg zur Steigerung der Handelskapazität zwischen den Marktgebieten Deutschland/Österreich/Luxemburg und Belgien in Höhe von 700 MW. Laut einiger Konsultationsteilnehmer sollte diese gesteigerte Handelskapazität in der Marktsimulation zum Netzentwicklungsplan 2030 berücksichtigt werden. Die bisherigen Angaben zur Handelskapazität mit Belgien seien nur mit 2.000 MW angegeben. Dieser Wert beziehe sich jedoch nur auf den Interkonnektor Alegro und den zweiten geplanten Interkonnektor zwischen Deutschland und Belgien. Zur Sicherung der Versorgung Luxemburgs wird auch gefordert, die maximale Netzlast Luxemburgs über Importkapazitäten aus Deutschland abzudecken. So sollten Engpässe vermieden und die bestehende gemeinsame Preiszone aufrechterhalten werden. Da Deutschland und Österreich eine gemeinsame Preiszone bilden, werde die Kapazität an dieser Grenze nicht gesondert aufgeführt. Einige Konsultationsteilnehmer fordern daher die Berücksichtigung der Handelskapazitäten zwischen Österreich und dessen Nachbarländern (Italien, Slowenien, Schweiz und Tschechien). Andere Konsultationsteilnehmer argumentieren, dass eine Übertragungskapazität an der Grenze zu Österreich von nur 4,5 GW ausreichend ist, um auch bei Dunkelflauten die Spitzenresiduallast in Süddeutschland abdecken zu können.

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Ein Konsultationsteilnehmer weist auf die laufenden Diskussionen zur Teilung der deutsch-österreichischen Preiszone bzw. zur Teilung Deutschlands in unterschiedliche Preiszonen hin. Diese Szenarien sollten ebenfalls im Rahmen der Netzplanung untersucht werden, da diese erhebliche Auswirkungen auf den Netzausbaubedarf haben dürften. Ein anderer Konsultationsteilnehmer spricht sich gegen die Auftrennung der gemeinsamen Preiszone zwischen Deutschland und Österreich aus, da dies dem Ziel eines stärker integrierten EUEnergiebinnenmarktes widerspricht, die Versorgungssicherheit in Deutschland und Österreich beeinträchtigt und Wohlfahrtsverluste mit sich bringt. Die deutsch-österreichische Grenze sei nach Fertigstellung der geplanten grenznahen Ausbauprojekte engpassfrei. Einige Konsultationsteilnehmer merken an, dass lediglich die geplanten Transportkapazitäten ausgewiesen werden. Es wird gefordert, die aktuellen Kapazitäten ebenfalls auszuweisen. Nach Meinung einiger Konsultationsteilnehmer ist eine bessere Berücksichtigung von Erzeugungsanlagen im Ausland unabdingbar. Als Beispiel wird das Pumpspeicherkraftwerk Vianden genannt. Dieses sei ausschließlich an das deutsche Übertragungsnetz angebunden und daher abhängig vom Ausbau des deutschen Übertragungsnetzes. Der Anpassung der Szenarien an den europäischen Rahmen wird überwiegend zugestimmt. Begrüßt wird auch die transparente Darstellung der handelbaren Kapazitäten im Szenariorahmen. Im Bereich Central Western Europe sei jedoch zu prüfen, ob die Vorgaben der Übertragungskapazitäten ausreichend berücksichtigt worden sind. Es bestehe, so ein Konsultationsteilnehmer, eine Summenrestriktion, dass Polen nicht zeitgleich über die Grenzen Dänemarks, Tschechiens und der Slowakei mehr als 2.000 bzw. 3.000 MW importieren bzw. exportieren kann. Aus dem Szenariorahmen ginge nicht hervor, inwiefern diese Zusatzbedingung berücksichtigt worden sei. Darüber hinaus sollten Projekte, die nach aktuellen Planungen des „Ten Year Network Development Plan“ im Jahr 2030 in Betrieb gingen, erst zur Bestimmung der Übertragungskapazität berücksichtigt werden, wenn diese konkreter seien. Eine kritischere Beurteilung der Umsetzbarkeit von Projekten mit Einfluss auf die grenzüberschreitende Übertragungskapazität sei geboten. Daher sollte die Übertragungskapazität nach Belgien im Jahr 2030 auf 1.000 MW begrenzt werden und eine weitere Steigerung auf 2.000 MW sollte frühestens im Jahr 2035 berücksichtigt werden. Ein Konsultationsteilnehmer gibt zu bedenken, dass der Erneuerbare Energien Ausbau in Schleswig-Holstein bedeutsam für die Handelskapazität zwischen Deutschland und Dänemark ist. Dänemark würde faktisch nur noch eine Kapazität von 0,2 GW eingeräumt, weil der Erneuerbare Energien Ausbau in Schleswig-Holstein in der Vergangenheit systematisch unterschätzt wurde . 2.12.3 Sonstiges Viele Konsultationsteilnehmer forderen, den europäischen Stromhandel zu verringern, um den daraus resultierenden Netzausbau zu reduzieren. Es wird außerdem angeregt, den Szenariorahmen durch eine weitere Analyse zu ergänzen. So sollte geprüft werden, welche Auswirkungen ein geringerer Stromhandel auf den Ausbaubedarf in Deutschland hätte. Weiterhin wird darauf hingewiesen, dass eindeutige Aussagen fehlen, welche Leitungskapazitäten auf die Durchleitung von Strom (Transite) entfallen. Es sollte ein tragbares Verhältnis zwischen dem europäischen Binnenmarkt und den Beeinträchtigungen für den deutschen Bürger durch weitere Trassen gefunden werden. Laut eines Konsultationsteilnehmers sei der Szenariorahmen

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unberechtigterweise weniger auf die Stromversorgung von Deutschland, sondern vielmehr auf den europäischen Stromhandel ausgerichtet. Einige Konsultationsteilnehmer bemängeln fehlende Details zu Kosten und Nutzen des europäischen Energiebinnenmarktes. Mögliche Einsparungen gegenüber dezentralen Anlagen sollten ebenso ausgewiesen werden wie der Mehraufwand durch zusätzliche Übertragungsleitungen. Andere Konsultationsteilnehmer fordern eine stärkere europäische Ausrichtung der Szenarien. Die Übertragungsnetzbetreiber würden das Thema Europa nicht ausreichend adressieren. Einige Konsultationsteilnehmer meinen, dass der Ausbau des europäischen Binnenmarktes nicht dem eigentlichen Auftrag des Szenariorahmens/Netzentwicklungsplans entspricht. Vielmehr sei die Stromstabilität durch die Grundversorgung im Rahmen der Daseinsfürsorge sicherzustellen. Der grenzüberschreitende Handel führe einzig zu höheren Kosten für die Verbraucher. Des Weiteren fänden die europäischen Ziele für Klima- und Umweltschutz, Entwicklung der Regionen sowie die Bürgerbeteiligung und Bürgerverantwortung nur unzureichend Berücksichtigung. Allgemein fehle ein abgestimmtes Gesamtkonzept. Ein Konsultationsteilnehmer fordert die Prüfung, inwieweit der grenzüberschreitende Handel über das Verteilnetz bewerkstelligt werden könne. Ein dezentraler und zellulärer Ansatz sei nachhaltiger. Hierfür könnte die Anzahl der Kuppelstellen erhöht werden, um den Stromaustausch über das Wechselstromnetz zu ermöglichen. Einige Konsultationsteilnehmer fordern die Energieunion nur bei gemeinsamer Zielausrichtung zur Systemumstellung auf Erneuerbare Energien zu unterstützen. Außerdem sollten Forschungsprojekte zu Speichertechnologien durch die EU besser gefördert werden. Investitionsanreize in Erneuerbare Energien sollten in allen EU Ländern geschaffen werden, ebenso wie ein Systemumbau in energieintensiven Industriebetrieben. Alle Staaten sollten verpflichtet werden, Umweltvorschriften und Sicherheitsauflagen verbindlich einzuhalten. Der europäische Energiebinnenmarkt dürfte die Umstellung auf Erneuerbare Energien nicht konterkarieren und europäische Regulierungsbehörden dürften die deutsche Energiewende nicht verzögern. Weiterhin wird gefordert, keinen weiteren Netzausbau zu betreiben, der Deutschland zu einem Transitland für Kohle- und Atomstrom degradiert. Einige Konsultationsteilnehmer merken an, dass der Atomausstieg Deutschlands durch den verstärkten Import von Atomstrom aus dem Ausland konterkariert wird.

2.13 Importabhängigkeit von ausländischen Erzeugungsanlagen In einigen Beiträgen wird das von den Übertragungsnetzbetreibern dargestellte Ungleichgewicht der Systembilanz von -8,6 bis -18,1 GW als problematisch beschrieben, da die Versorgungssicherheit in Deutschland in keinem der Szenarien durch konventionelle Kraftwerke gesichert werden könne. Damit werde die Gewährleistung des Sicherheitsniveaus in Deutschland zukünftig von noch ungesicherten Lastmanagementpotenzialen und vom Stromimport aus dem Ausland abhängig sein. Der Stromimport aus dem Ausland könne jedoch langfristig keine physikalische und volkswirtschaftlich tragfähige Lösung darstellen. Eine grundsätzlich hohe Abhängigkeit Deutschlands von Erzeugungsanlagen im Ausland sei fragwürdig.

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Es stelle sich die Frage, warum im Ausland konventionelle Kapazitäten über die Anforderungen zur dortigen Lastdeckung hinaus erhalten oder entstehen sollten, die exklusiv deutsche Bedarfslücken in Bezug auf die erzeugte Leistung bei unzureichender Erneuerbare Energien Einspeisung decken. Dieser Effekt sei besonders absurd, da der Import oft aus ausländischen Kohle- oder Atomkraftwerken gewonnen werde. Im Inland würden Altanlagen geschlossen und effiziente, umweltfreundliche Kraftwerksprojekte nicht realisiert, da der deutsche Bedarf an sicherer konventioneller Kapazität durch das Ausland befriedigt werde. Dies würde lediglich zu einem Export der CO2 Emissionen ins Ausland führen. Wahrscheinlicher und sinnvoller erscheint eine entsprechende Aufstockung der Kapazitätsreserve in Deutschland mit den entsprechenden finanziellen Folgen für den Strompreis. Es wird gefordert, dass die Übertragungsnetzbetreiber die Leistungsbilanzen der Nachbarländer einbeziehen müssten. Dafür sollten die Annahmen zum inländischen und ausländischen Kraftwerkspark synchronisiert werden und die Planungen von ausländischen Kraftwerken wirtschaftlich und realistisch beurteilt werden. Eine solche länderübergreifende Prognosebetrachtung sei nicht durchgeführt worden. Es wird weiterhin bezweifelt, ob das europäische Stromnetz bis 2030 für den prognostizierten Importbedarf ausreichend ausgebaut und vernetzt werden kann. Einige Konsultationsteilnehmer kritisieren die Annahme der Übertragungsnetzbetreiber, Deutschland sei zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit in den Zieljahren auf Stromimporte angewiesen. Würden dagegen ausreichend Flexibilitätsoptionen wie Speicher, Lastmanagement, KWK und Power-to-Gas angenommen, sei eine Importabhängigkeit trotz volatiler Erneuerbare Energien Einspeisung nicht mehr gegeben. In einem Beitrag wird ein erhöhter Importbedarf als unproblematisch angesehen, wenn sichergestellt würde, dass diese Importe aus vorzugsweise erneuerbaren Quellen gewonnen würden. Es spreche nichts gegen einen Import von Strom aus österreichischen Wasserkraftwerken, der gegebenenfalls den deutschen Nord-Süd Engpass entschärfe. Vereinzelt wird kritisiert, dass der Anteil der Erneuerbaren Energien bei der gesicherten Leistung unterschätzt wird. Besonders Wasserkraft- und Biomasseanlagen würden einen wesentlichen Beitrag zur sicheren Lastdeckung beitragen. Eine Beurteilung des von den Übertragungsnetzbetreibern ausgewiesenen Anteils der nicht einsetzbaren Leistung sei oft gar nicht möglich, da nicht offengelegt worden sei, wie diese Werte berechnet würden. Während für einen wolkenverhangenen Tag oder für eine Nacht bei Photovoltaik ein Abschlag von 100 % nachvollzogen werden könne, sei die Systematik bei den Technologien Biomasse, Laufwasser und Pumpspeicher noch schlüssiger darzustellen. Insbesondere bei Biomasse müsse davon ausgegangen werden, dass unter Berücksichtigung weiterer technischer Verbesserungen in den nächsten Jahren eine Jahresleistung von 7.500 bis 8.000 Stunden realistisch sei. Dies bedeutete lediglich einen Abschlag von 10-15 %. Der Ansatz, Pumpspeicherkraftwerke bei der Bewertung der Versorgungssicherheit nur eingeschränkt als gesicherte Leistung zu berücksichtigen, wird in einem Beitrag als sachgerecht erachtet, da diese lediglich innerhalb eng begrenzter Zeiträume (abhängig von Leistung der Turbinen und Kapazität des Oberbeckens) zur Verfügung stehen. Die vorgenommene Reduzierung von 20 % erscheine jedoch als zu gering. In einigen Stellungnahmen wird angeregt, dass der Beitrag der volatilen erneuerbaren Energieträger zur Versorgungssicherheit probabilistisch und nicht, wie von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagen,

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stochastisch abgebildet werden sollte. Dies gelte besonders für die Windenergie, deren Einspeisung am schwierigsten vorauszusagen sei. In einem Beitrag wird die von den Übertragungsnetzbetreibern diagnostizierte negative Systembilanz in den Zieljahren aufgegriffen und dargestellt, dass es in 2030 eine Stromlücke von etwa 300 TWh geben wird, die auch 2035 noch deutlich über 200 TWh liegt. Zur Schließung dieser Lücke böte sich unter den derzeitigen ökonomischen und politischen Bedingungen ein Energiemix aus Stein-, Braunkohle-·und Gaskraftwerken an. Dazu habe sich die Bundesregierung jüngst wieder bekannt. Es sei absehbar, dass jederzeit verfügbare und flexible Kraftwerkskapazitäten tendenziell knapper werden. Maßnahmen wie die Sicherheitsbereitschaft Braunkohle oder die Vorsorgemaßnahmen der Übertragungsnetzbetreiber seien ein starkes Indiz für eine erwartete Knappheit der Stromerzeugung. Ein Verteilnetzbetreiber erkennt in seinen eigenen Netzen - aufgrund der hohen volatilen Einspeisung aus Erneuerbaren Energien - die Notwendigkeit, Lastmanagementmaßnahmen einzuführen, um eine optimale Nutzung dieser Energie zu erreichen. Auch bei theoretischen Versorgungsengpässen sei es wichtig, über ausreichend Demand Side Management Potenziale zu verfügen. In einer Stellungnahme wird auf die Wichtigkeit einer sicheren und stabilen Stromversorgung für die deutsche Industrie hingewiesen. Neben der rein bilanziellen Sichtweise, wie sie die Übertragungsnetzbetreiber darstellten, seien schon kürzeste Unterbrechungen für viele Industrieprozesse und für den Technologiestandort Deutschland schädlich. Zwar erfasse die Bundesnetzagentur mit dem sog. „SAIDI-Wert“ alle Stromunterbrechungen von länger als drei Minuten. Jedoch habe dieser Wert nur eine bedingte Aussagekraft für Industriezweige, in denen schon kleinste Unterbrechungen oder Spannungsabfälle ins Gewicht fallen. In einigen Beiträgen wird darauf hingewiesen, dass ein engeres Zusammenwachsen des europäischen Binnenmarktes zu einem höheren Maß an Versorgungssicherheit führt, da Lastspitzen in Europa nicht zeitgleich auftreten. Außerdem erfolge die Erneuerbare Energien Einspeisung auf europäischer Perspektive zu unterschiedlichen Zeiten. Daraus ergäbe sich ein Einsparpotenzial bei der Vorhaltung konventioneller Kapazitäten in ganz Europa, weil flächendeckend weniger Leistung abzusichern sei. Flexibilitätsoptionen sollten dabei im gesamten Netzverbund genutzt werden, sofern diese wirtschaftlich seien und nicht zusätzliche fossile Verstromung anreizten. Viele Konsultationsteilnehmer fordern aus Gründen der nationalen Sicherheit, dass die Versorgungssicherheit auch innerhalb Deutschlands in einem vernünftigen Maße durch eigene Erzeugungsanlagen erbracht werden müsse. In einem anderen Beitrag wird angeführt, die Versorgungssicherheit sei heute bereits auf einem hohen Niveau und einem gut funktionierenden Verteilnetz geschuldet. In Deutschland bestehe derzeit ein technisches Lastmanagementpotenzial von etwa 6 GW in der Industrie, was in großen Teilen noch nicht genutzt werde. Die befürchteten Blackout-Szenarien hätten sich als unbegründet erwiesen, als z. B. die Netzstabilität auch während der Sonnenfinsternis im März 2015 gewährleistet worden sei. Es sei daher fraglich, ob sich die Situation in den Zieljahren 2030 und 2035 so einstelle, wie es die Übertragungsnetzbetreiber beschreiben.

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Einige Konsultationsteilnehmer kritisieren, dass die Versorgungssicherheit von den Übertragungsnetzbetreibern rein bilanziell abgebildet wird. Es reiche nicht, eine Summe über das Jahr zu bilden oder Mittelwerte zu betrachten. Die Versorgungssicherheit sei in einer Worst-Case Situation zu betrachten, wenn z.B. die Spitzenlast in der Nacht oder im Winter bei schneebedeckten PV Anlagen auftritt. Würde so eine Situation noch von einer Windflaute flankiert, sei es nicht sicher, ob das Ausland ausreichend Energie zur Verfügung stellen könnte, insbesondere, wenn eine solche Situation gleichzeitig auch im Ausland eintrete. Es reiche daher nicht das von den Übertragungsnetzbetreibern identifizierte Defizit im Zieljahr mit einem Verweis auf einen sicheren Import abzutun. Wenn auf das europäische Ausland als sichere Versorgungsquelle gesetzt werden soll, sei eine Analyse der Leistungsbilanz in Deutschlands Nachbarländern durchzuführen. Weiterhin sei eine Kooperation mit den Nachbarländern beim Thema Versorgungssicherheit unumgänglich, damit die Leistungsbilanz in der Region Deutschland und Nachbarländern ausgeglichen bliebe. Hierbei seien die Netzengpässe zu berücksichtigen. Dies laufe auf einen regionalen Kapazitätsmarkt hinaus. Um die Importabhängigkeit Deutschlands auch nach 2030 nicht ansteigen zu lassen, werde es notwendig sein, alle verfügbaren Erzeugungskapazitäten im gemeinsamen Marktgebiet Deutschland/Österreich vollumfänglich zu nutzen. Bei Aufrechterhaltung der gemeinsamen Preiszone sei der Einsatz sowohl von grundlast- wie auch spitzenlastfähigen Erzeugungseinheiten ein effizientes Mittel, um volkswirtschaftlich hohe Kosten für Kapazitätsmechanismen so gering wie möglich zu halten. Die von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagene Absicherung der nationalen Versorgungssicherheit durch das Ausland würde einen Import von Kohle- und Atomstrom aus dem Ausland bedeuten, was nicht im Sinne des Klimaschutzes sei. Zwar seien die Klimaschutzziele der Bundesregierung in Teilen als nationale Ziele formuliert, jedoch mache es wenig Sinn, eine national „saubere“ Bilanz zu verfolgen, indem die „unsaubere“ Verstromung ins Ausland verlagert würde. In einem Beitrag wird das Argument angeführt, dass sich der in den Szenarien unterstellte Importbedarf rechnerisch zu einem relevanten Teil durch den angenommenen Wegfall konventioneller Kraftwerkskapazitäten ergibt. Nur aufgrund dieser u. a. praxisfremden Annahmen entstünde in den Szenarien eine erhebliche Unterdeckung der nationalen Kraftwerkskapazitäten von bis zu 18,1 GW.

2.14 Sensitivitäten Ein Konsultationsteilnehmer regt an, die Spitzenkappung im Rahmen einer Sensitivitätsberechnung differenziert zu untersuchen, da noch nicht endgültig geklärt sei, ob ein alle Erneuerbare Energien Anlagen umfassender Einsatz der Spitzenkappung realistisch ist. Hierbei sei das Kosten-Nutzen-Verhältnis bei Kleinanlagen ein entscheidendes Kriterium. Es wird angemerkt, dass gerade bei den kleinen PV-Anlagen nicht alle vorhandenen Anlagen wirtschaftlich sinnvoll und effizient in ein Spitzenkappungsmodell einbezogen werden können. Abhängig vom gewählten Betreibermodell könnte es durch Speicher sowohl zu einer Netzentlastung als auch -belastung kommen. Es wird gefordert, diese gegensätzlichen Szenarien parallel zu den entsprechenden Zubauraten von Speichern im Rahmen einer Sensitivitätsuntersuchung zu beachten. Ein anderer Konsultationsteilnehmer schlägt im Hinblick auf die Pariser Klimaziele vor, ein Szenario zu entwickeln, das keine fossilen Brennstoffe mehr vorsieht.

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Weiterhin werden folgende Themen für eine Sensitivitätsberechnung vorgeschlagen: Der Einfluss von Batteriespeichern im Haushaltsbereich sowie als zentrale Großspeicher, die Orientierung des Ausbaupfades für Elektromobilität am nationalen Entwicklungsplan Elektromobilität (5 Millionen Elektrofahrzeuge im Jahr 2030), ein „Szenario 2050“ als Ergebnis des Transformationsprozesses „Energiewende“ und die Anpassung des Kraftwerksparks durch Herausnahme von emissionsintensiven Kraftwerken. Weitere Sensitivitätsvorschläge umfassen die Marktreglementierung und eine räumliche Abschalthierarchie konventioneller Kraftwerke. Im Rahmen der Marktreglementierung sei konkret zu betrachten, welche Auswirkungen die Wälzung der durch Stromhandel entstehenden Kosten auf die jeweiligen Verursacher (Verbraucher, Kraftwerksbetreiber) hätte (sog. „Nodal Pricing“). Bezüglich der Abschalthierarchie wird vorgetragen, dass Kohlekraftwerke in Küstennähe Strom billiger produzieren als Kohlekraftwerke weiter südlich, da für diese Kraftwerke höhere Transportkosten entstehen. Nach gegenwärtigen Rahmenbedingungen sei ein Kohlekraftwerk umso unrentabler, je weiter es im Süden stehe. Die unterschiedliche Lastenverteilung innerhalb Deutschlands werde durch den freien Handel in Zukunft verschärft und erfordere einen überdimensionierten Netzausbau. Nach Einschätzung weiterer Konsultationsteilnehmer wäre es interessant zu untersuchen, was beispielsweise bei einer Verzögerung bzw. einem Vorziehen des Ausbaus von Grenzkuppelstellen hinsichtlich des Netzausbaubedarfs passieren würde. Ebenso könne analysiert werden, welche Auswirkungen bei einer Verzögerung der Speicherentwicklung zu erwarten sind. Nach Ansicht eines anderen Konsultationsteilnehmers werde der europäische Binnenmarkt für Strom das Stromversorgungssystem zukünftig immer stärker prägen. Es sei daher begrüßenswert, wenn nicht nur der Mittelwert der so bezeichneten europäischen Visionen einbezogen werde, sondern mithilfe von Sensitivitätsanalysen alle Ausprägungen dieses Eingangsparameters modelliert würden. Des Weiteren wird eine Umrüstung auf bedarfsgerechte Biomassestromerzeugung vorgeschlagen. Diese könnte, ohne den Anteil der Biomasse an der Stromerzeugung zu erhöhen, erheblich mehr zur Systemstabilisierung in Spitzenlastzeiten beitragen. Dafür seien vermehrt Erzeugungsanlagen für Biomassestrom zu errichten, die zusammen mit derselben Strommenge wie heute mit begrenzten Volllaststunden gezielt im Bereich der Dunkelflaute eingesetzt würden. Im Zusammenhang mit der Umsetzung der Klimaschutzziele wird vorgeschlagen, die Auswirkungen unterschiedlicher CO2-Preise in einer Sensitivitätsstudie zu untersuchen. Zur Schätzung der Klimafolgeschäden wird die Verwendung von 70 €/t CO2 als Schätzwert empfohlen. Weiterhin wird die Durchführung von Sensitivitätsrechnungen mit den Werten 20 €/t CO2 und 280 €/t CO2 vorgeschlagen. Eine Sensitivitätsuntersuchung mit 70 € und 280 €/t CO2 sei insbesondere deshalb interessant, weil sie eine Situation abbildet, bei der mit Hilfe von CO2 Zertifikaten die externen Kosten des Klimawandels internalisiert würden. Weiterhin wird eine Sensitivitätsuntersuchung zum Thema Power-to-X unter spezieller Berücksichtigung der Technologien, die das Stromnetz entlasten, als interessant erachtet. Hierbei seien im Besonderen zum Beispiel mit Wasserstoff betriebene Brennstoffzellenautos zu berücksichtigen. Durch eine solche Technologie sei es möglich, Windstrom nicht über Stromleitungen sondern in Form von Wasserstoff an die Zapfsäule zu bringen.

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Ferner sei eine Sensitivitätsuntersuchung durchzuführen, die den Netzausbau für die Integration der Erneuerbaren Energien daraufhin untersuche, ob sich der Ausbaubedarf bei möglichst guter Integration ins europäische Stromnetz oder aber bei Abschottung des deutschen Stromnetzes vergrößere. Für sinnvoll erachtet werden auch die nachfolgenden Sensitivitätsberechnungen: ungünstige Wetterjahre, Bedeutung und Regionalisierung kleiner dezentraler KWK-Anlagen mit Leistung bis zu zehn MW, Betriebsdauer konventioneller Kraftwerke, Ausbaukorridor-Bandbreiten, Unterschiede lastferner und lastnaher Regionalisierung Erneuerbarer Energien, kontinuierliche industrielle Eigenstromerzeugung und abendliche Starklastsituationen beim Ausbau der Elektromobilität. Ein Konsultationsteilnehmer fordert die kumulative Wirkung mehrerer Sensitivitäten in einem Worst-Case Szenario zu untersuchen. Von einem anderen Konsultationsteilnehmer wird die Wichtigkeit einer Sensitivitätsberechnung hinsichtlich eines besseren Abgleichs von Übertragungs- und Verteilnetzausbau und der damit verbundenen Wechselwirkungen hervorgehoben. Diese könne den Netzausbaubedarf auf der Höchstspannungsebene beeinflussen. Darüber hinaus werden Stromspeicher in verschiedenen Stellungnahmen thematisiert. Abhängig vom gewählten Betreibermodell könne es durch zentrale und dezentrale Speicher sowohl zu einer Netzentlastung (Stichwort „netzdienliche Speicher“) als auch zu einer zusätzlichen Netzbelastung kommen. Letzteres entstünde durch Einspeisung von Leistung während Zeiten mit hoher Sonneneinstrahlung und minimaler Windstärke, was zu einer zusätzlichen Belastung PV-geprägter Verteilnetze in Süddeutschland führe (Stichwort „SOL-Markt“). Diese gegensätzlichen Szenarien seien parallel zu den entsprechenden Zubauraten von Speichern im Rahmen einer Sensitivitätsuntersuchung zu beachten. Letztendlich wird vorgetragen, von den Übertragungsnetzbetreibern im Rahmen des Netzentwicklungsplans 2030 Aussagen darüber zu verlangen, wie die Variation einzelner lnputparameter das Gesamtergebnis, d. h. den Netzausbaubedarf qualitativ beeinflusst. Das könne im Rahmen von Sensitivitätsberechnungen erfolgen. Ein weiterer Vorschlag sieht vor, anstelle zu stark ausdifferenzierter Eingangsparameter, verstärkt mit verschiedenen Sensitivitätsanalysen zu arbeiten, die gegebenenfalls wiederum miteinander verknüpft werden sollten.

2.15 Konsultationsprozess (Verfahrensturnus, Transparenz, Akzeptanz) Es wird ausdrücklich begrüßt, dass die Bundesnetzagentur zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber ein gesondertes Begleitdokument zur Konsultation des Szenariorahmens 2030 veröffentlicht. Dies erleichtere den Überblick über die wesentlichen Grundaussagen des Szenariorahmens und ermögliche so einen besseren Zugang zur Thematik. Hervorzuheben sei dabei auch, dass auf Veränderungen im Vorgehen bzw. der Darstellungsweise im Vergleich zum Szenariorahmen für die Netzentwicklungspläne Strom 2025 explizit hingewiesen wird. Allerdings wird auch angemerkt, dass es hilfreich wäre, wenn das Begleitdokument auf die Seitenzahlen im Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber verweisen würde, auf die es Bezug nimmt. Ein Konsultationsteilnehmer spricht den Übertragungsnetzbetreibern Lob für die Vorlage einer Dokumentation aus, in der eine enorme Datenfülle mit einem großen Feinheitsgrad stecke. Gleichzeitig aber wird angemerkt, dass der einzelne Bürger angesichts der Komplexität und Fülle von Informationen

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überfordert ist und an seine Grenzen stößt. Nur große Verbände, Banken oder Forschungsinstitute seien in der Lage, an einer Diskussion auf einer solch hohen wissenschaftlichen Ebene teilzunehmen, was für eine öffentliche Konsultation wenig zielführend sei. Ein Indiz hierfür sei die sehr geringe Beteiligung von nur zwei Bürgerinitiativen beim Workshop der Bundesnetzagentur am 11.2.2016 in Berlin. Ferner wird die Transparenz des Szenariorahmens gelobt. Dies zeige sich in einer umfassenden Berücksichtigung der eingegangenen Stellungnahmen aus den vorangegangenen Konsultationsprozessen. Während sich die Informationsweitergabe im ersten Szenariorahmen noch auf ein achtseitiges Dokument beschränkt habe, seien die vermittelten Informationen nun auf ca. 120 Seiten wesentlich ausführlicher und klarer dargestellt. Von einigen Konsultationsteilnehmern wird das Fehlen eines Dialogs zwischen Bundesnetzagentur und der Öffentlichkeit bemängelt. Dies resultiere aus einer Nichtbeantwortung von Stellungnahmen und der Tatsache, dass diverse Einwände, die im Rahmen der Konsultation geäußert wurden, nicht in den Szenariorahmen aufgenommen worden seien. Des Weiteren wird vorgeschlagen, über die beiden Workshops der Bundesnetzagentur hinausgehende Fachgespräche zu den einzelnen Themenblöcken zu führen. Mehrere Konsultationsnehmer merken an, dass die Möglichkeit der Öffentlichkeit, sich effektiv an der Konsultation zu beteiligen und Stellungnahmen abzugeben, durch eine als zu kurz empfundene Frist von fünf Wochen sehr begrenzt ist. Dieser Zeitraum genüge nicht, um sich intensiv mit denen im Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber geschilderten Details zu beschäftigen. Außerdem wird moniert, dass sich im Literaturanhang des Szenariorahmens keine kritischen Fachgutachten oder Literaturmeinungen befinden. Viele Konsultationsteilnehmer begrüßen die Tatsache, dass gem. Artikel 2 des Energieverbrauchskennzeichnungsgesetzes die Erarbeitung des Netzentwicklungsplans ab 2016 auf einen zweijährlichen Turnus umgestellt wird. Die jährliche Taktrate der Netzentwicklungsplanerstellung habe bereits bei den bisherigen Netzentwicklungsplänen zu starkem Zeitdruck bei allen Prozessbeteiligten geführt. Unter anderem sei es zu zeitlichen Überschneidungen von verschiedenen Netzentwicklungsplänen in verschiedenen Stadien gekommen. Dadurch entstünde die Gefahr, dass in der breiten Öffentlichkeit ein verwirrendes Bild erscheint, was wiederum die Akzeptanz für den Netzausbau im Allgemeinen und die Transparenz bei der Erarbeitung der Netzentwicklungspläne im Besonderen beeinträchtigt. Darüber hinaus wird vorgeschlagen, berechtigt erscheinende Vorschläge aus dem Konsultationsprozess, die nicht unmittelbar in die vorgeschlagenen Modelle integriert werden konnten, als Forschungsfragen für wissenschaftliche Begleitarbeiten an geeignete Stellen, z. B. an das Bundeswirtschafts- oder das Bundesforschungsministerium weiterzugeben. Ein anderer Vorschlag besteht darin, dass der Netzausbau vorwiegend auf offenen und nachvollziehbaren Daten („open data“) und Modellen („open source“) beruhen soll, um eine möglichst hohe Transparenz der Daten und der verwendeten Modelle zu erreichen. Nur auf diese Art sei eine wissenschaftliche Auseinandersetzung mit den getroffenen Annahmen, dem Vorgehen und den Ergebnissen möglich. Es sei daher sehr positiv zu bewerten, dass nahezu alle Eingangsparameter verfügbar sind und kritisch hinterfragt werden. Im Sinne einer intensiven Auseinandersetzung mit diesen Daten wird es jedoch für notwendig erachtet, auch die jeweilige Datenquelle und die zugrundeliegenden Annahmen transparent darzustellen und nutzbar zu machen. Als Grundlage für eine öffentliche Konsultation würden, neben weiteren Details zu den getroffenen Annahmen, mehr Informationen über das verwendete Marktsimulationsmodell und über die

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Durchführung der Lastflussberechnungen benötigt. Auch wenn es sich bei den Modellen um proprietäre Codes der beauftragten Institute handele, sei eine offenere Kommunikation der detaillierten Vorgehensweise ein großer Gewinn für die öffentliche Diskussion. Eine rudimentäre, nichtwissenschaftliche Dokumentation (z.B. des Modells BID3) in Form einer Präsentation erfülle diesen Zweck nicht. Laut einer weiteren Stellungnahme sollten Änderungen aus der abgeschlossenen Konsultation vor Genehmigung des Szenariorahmens bekanntgegeben werden, um sicherzustellen, dass zu bestimmten Punkten im Szenariorahmen noch Stellung genommen werden kann. Hinsichtlich der Transparenz sei es wünschenswert, den Anhang um regional disaggregierte Daten der ermittelten Nachfragen zu ergänzen. Besonders der Einfluss von (lastmanagementfähigen) Elektrofahrzeugen ließe sich so besser einschätzen. Nach Ansicht eines Konsultationsteilnehmers sollte es eine Aufwandsentschädigung für die Bürger geben, die sich an der Konsultation beteiligen und Workshops besuchen. Da die Gedanken der Bürger im besten Falle zu Verbesserungen und Lösungen führten, wären eine Erstattung von Fahrtkosten, Übernachtungskosten und eine Pauschale pro Einwendung sinnvoll und angemessen.

2.16 Themen des Netzentwicklungsplans Sehr viele Konsultationsteilnehmer sprechen sich im Rahmen der Konsultation des Szenariorahmens gegen die aktuell geplante SuedLink-Stromtrasse aus, da deren Bedarf noch immer nicht im Rahmen eines schlüssigen Gesamtkonzepts nachgewiesen worden sei. Ebenso wenden sich sehr viele Konsultationsteilnehmer gegen die geplante Gleichstrompassage Süd-Ost (Korridor D). Die Trasse sei überwiegend für die Einspeisung und den Transport von Kohlestrom aus den ostdeutschen Kohlekraftwerken nötig und konterkariere in erheblicher Weise die Bemühungen um die Energiewende und den Klimaschutz. Viele Konsultationsteilnehmer lehnen im Hinblick auf die Szenarien für den Stromaustausch auch weiterhin die Festlegung des Bereichs Grafenrheinfeld als Einspeiseschwerpunkt ab. Da sich der Netzausbau vorrangig am Versorgungsbedarf der jeweiligen Zielregion zu orientieren habe, sei es völlig unverhältnismäßig, die Region Grafenrheinfeld zur Drehscheibe für den nationalen oder gar europäischen Stromaustausch zu machen Mehrere Konsultationsteilnehmer vertreten die Ansicht, dass die aus den Szenariorahmen im Ergebnis resultierenden Stromtrassen und Folgeprojekte (insbesondere die Gleichstromtrasse Südlink, die Konverter für Gleichstromtrassen sowie die sog. Maßnahmen im Netzentwicklungsplan 2025 namens P 43 und P 44) in hohem Maße den Wert der Eigenheime der Bewohner mindern. Durch den Bau neuer Trassen und einer Konverterhalle seien wiederum gesundheitliche und landschaftliche Belastungen vorhanden, die nicht hingenommen werden könnten. Mehrere Konsultationsteilnehmer aus Bayern sind der Auffassung, dass die bayerischen Gemeinden dem Netzentwicklungsplan einzeln zustimmen müssten, da nach Art. 83 der bayerischen Verfassung die Gemeinden für die Stromversorgung zuständig sind. Einige Konsultationsteilnehmer sprechen sich gegen die Möglichkeit der Erdverkabelung von Stromleitungen aus, da die Auswirkungen auf Gesundheit, Natur und Landwirtschaft noch nicht abschließend erforscht und deshalb abzulehnen seien. Andere Konsultationsteilnehmer sind sich bewusst, dass die nun erfolgte Festschreibung des Erdkabelvorrangs bei Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen im

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Energieleitungsausbaugesetz große Auswirkungen auf die Kosten der jeweiligen Vorhaben haben. Sofern Akzeptanz für den Stromnetzausbau jedoch ganz überwiegend nur durch die Verlegung von Erdkabeln erreicht werden könne, seien diese Kosten zu akzeptieren. Denn essenziell sei es, dass die Versorgungssicherheit in Deutschland erhalten bleibt. Der Industriestandort Deutschland dürfe nicht ansatzweise gefährdet und damit mittel- und langfristig insgesamt in Frage gestellt werden. Viele Konsultationsteilnehmer sind der Ansicht, dass der Netzentwicklungsplan gegen § 1 EnWG verstößte, da die Stromleitungen nicht preisgünstig, nicht verbraucherfreundlich, ineffizient und überhaupt nicht umweltverträglich seien. Ferner liege ein Verstoß gegen die UN Aarhus Konvention (Convention on Access to Information, Public Participation in Decision-Making and Access to Justice in Environmental Matters) vor, da der Netzausbau die rechtlichen Vorgaben von nationalem, europäischem und internationalem Recht zum Schutze der betroffenen Bevölkerung und der Umwelt ignoriere. Gemäß einem weiteren Konsultationsteilnehmer würden Gleichstromtrassen nur gebraucht, um auch an Starkwindtagen im Norden weiterhin die Braunkohlekraftwerke nicht zurückfahren zu müssen. Begründet werde das dann mit dem europäischen Stromhandel, der allerdings erkennbar nicht wesentlich ausgebaut werden könne. Die Leitungen würden überwiegend Kohlestrom in die Nachbarländer und auch Kernenergie aus dem Ausland transportieren. Besonders deutlich werde das z. B. im aktuellen Szenariorahmen bei dem Stromhandel von Polen nach Deutschland (3000 MW). Das geplante „Project of Common lnterest“ (PCI) müsste es eigentlich „Projects of Atomic Power Lobby's lnterest“ (PAI) heißen. Einige Konsultationsteilnehmer sind der Meinung, dass die Umbeseilung mit leistungsfähigeren Leiterseilen der „alten Stromtrassen“ im Szenario mit eingerechnet werden muss. Die Netzausbaukosten müssten zudem auf die Netzbetreiber umgeleitet werden, da diese ja auch ihren Gewinn hieraus erzielten. Somit würden längere Übertragungswege automatisch die Standortvorteile durch steigende Netzkosten kompensieren. Gemäß einem Konsultationsteilnehmer weisen die Übertragungsnetzbetreiber in vielen ihrer Veröffentlichungen auf die hohen Redispatchkosten hin. Diese Redispatchkosten seien dem schlechten Ausbau des deutschen Höchstspannungsnetzes geschuldet. Nach Ansicht des Konsultationsteilnehmers sollte in geeigneter Form dargestellt werden, wie sich die Redispatchkosten im Zeitraum bis 2030 entwickeln würden, wenn keine Gleichstromtrassen zur Verfügung stehen. Hintergrund dieser Überlegung sei es, festzustellen, ob die Redispatchkosten nicht als Bestandteil der deutschen Energiepolitik akzeptiert werden müssten, anstatt finanziell sehr hohe Investitionen in Gleichstromtrassen zu leisten. Ein weiterer Konsultationsteilnehmer fordert, dass im Rahmen der Netzentwicklungsplanung absichernde Bausteine eingeführt werden, die verhindern, dass sich über die Jahre ein Umsetzungsdefizit aufbaut, auf das keine Gegenreaktion erfolgt, weil es sich unterhalb des verlängerten Zeithorizonts bewegt. Baufortschritte sollten im Netzentwicklungsplan explizit aufgeführt werden (im Sinne eines sog. „NEP-Monitorings“). Ein Konsultationsteilnehmer moniert, dass in den Betrachtungen der Energienetze stets von Ausfallsicherheit gesprochen wird. Ausfallsicherheit beinhalte jedoch auch die Robustheit gegenüber Angreifbarkeit bzw. Störsicherheit. Eine über 450 km lange „point-to-point“ Gleichstromtrasse sei in jedem Fall eine leicht angreifbare bzw. verletzliche Infrastruktur. Somit würden Gleichstromtrassen nicht zur Ausfallsicherheit der Stromübertragung beitragen.

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2.17 Sonstiges Ein Konsultationsteilnehmer fordert, dass die unterschiedlichen Szenarien in enger Abstimmung mit den Anrainerstaaten Deutschlands erarbeitet werden. Dadurch würden geringstmögliche Umwelteingriffe und ­ belastungen sichergestellt und nationale und internationale Über- oder Unterkapazitäten bei Stromerzeugung und Stromtransport vermieden. Mit Blick auf die hier nur von den Übertragungsnetzbetreibern unterstellten energetischen Annahmen ist es nach Meinung eines Konsultationsteilnehmers unausweichlich, auch auf regulatorische Wechselwirkungen im Verteilungsnetz zu schauen. Seit Jahren analysierten, bewerteten und planten die Verteilungsnetzbetreiber die Auswirkungen durch die Energiewende im Verteilungsnetz und optimierten - sowohl technisch als auch regulatorisch - die notwendigen Ersatz- und Erweiterungsinvestitionen zur Sicherung der Ziele aus dem § 1 EnWG. Die Notwendigkeit für regulatorische Anpassungen, beispielsweise durch die Aufhebung des Zeitverzugs für Erweiterungs- und Ersatzinvestitionen, das Implementieren von intelligenten Anreizen oder die Berücksichtigung von unterschiedlichen Herausforderungen im Effizienzbenchmark, sei unbestritten und umso wichtiger, um die bereits heute energiewendebedingten Investitionsentscheidungen nicht zu stoppen, sondern zu fördern und abzusichern. Ein Konsultationsteilnehmer beanstandet, dass die Möglichkeit der Stromgewinnung aus Atomenergie nicht ausreichend berücksichtigt wurde. Bei der derzeitigen Verzögerung des Stromnetzausbaus sei es absehbar, dass über eine Laufzeitverlängerung der Atomkraftwerke nachgedacht werden muss. Ein Konsultationsteilnehmer mahnt an, dass bei der Errichtung der Strommasten für Drehstromtrassen die Abstandsregelungen eingehalten werden. Das gelte insbesondere für Bestandstrassen, die dann nicht mehr in unmittelbarer Nähe zu oder über Wohnhäuser geführt werden dürften. Wie immer deutlicher werde, sei das gesundheitliche Risiko für die Bevölkerung viel zu groß. Damit seien nicht nur die im Vergleich zu anderen europäischen Ländern viel zu hohen Grenzwerte bei der Strahlenbelastung gemeint. Nach wie vor gebe es keinerlei Untersuchungen über die Auswirkungen der Partikel-Ionisierung bei diesen hohen Spannungen. Durch einen Terroranschlag auf Strommasten seien in der Ukraine letztes Jahr 2 Millionen Menschen ohne Strom gewesen. Sollte die Bundesregierung auf das zentralistische System von Gleichstromtrassen setzen, möchten mehrere Konsultationsteilnehmer wissen, wie die Versorgungssicherheit gegenüber Terroranschlägen sichergestellt werden soll. Die Konsultationsteilnehmer stellten sich die Frage, welche Maßnahmen vorgesehen und wie hoch die dafür geplanten Kosten sind. Nach der Meinung eines Konsultationsteilnehmers machen die sehr differenzierten Anmerkungen zu den einzeln dargestellten Szenarien nur dann Sinn, wenn im betrachteten Zeitraum in Europa stabile politische und wirtschaftliche Verhältnisse sowie katastrophenfreie Zeiten vorlägen. Wie sich jedoch in der jüngeren Vergangenheit gezeigt habe, sei die Wahrscheinlichkeit für solche Voraussetzungen mit nicht unerheblichen Unsicherheiten behaftet. Es sei daher wahrscheinlich, dass sich die von den Übertragungsnetzbetreibern heute ausgearbeiteten Szenarien in 15 Jahren durch die periodischen Überarbeitungen signifikant ändern würden. Dies betreffe insbesondere die Annahmen zur Betriebsdauer konventioneller Kraftwerke, zum Anstieg des Anteils Erneuerbarer Energien sowie zum Stromverbrauch. Wirklich sichere Aussagen zur Entwicklung der Energielandschaft könnten daher gar nicht getroffen werden.

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Mehrere Konsultationsteilnehmer fordern eine Gesetzesänderung dahingehend, dass der Entwurf zum Szenariorahmen zukünftig nicht mehr durch die Übertragungsnetzbetreiber, sondern durch die Bundesnetzagentur selbst erarbeitet wird. Die Einschätzung müsse beim Staat liegen, der wiederum auf unabhängige Quellen zurückzugreifen habe. Daran anknüpfend wird die Rolle der Übertragungsnetzbetreiber im Rahmen der Erstellung des Szenariorahmens kritisiert, deren Unabhängigkeit nicht gewährleistet sei, da sie am Bau und Betrieb der Übertragungsnetze selbst verdienen und kein Interesse daran hätten, den Netzausbaubedarf auf Übertragungsnetzebene auf das unbedingt erforderliche Maß zu beschränken. Des Weiteren könne eine Bewertung des Netzausbaubedarfs nur von unabhängiger und neutraler Stelle erfolgen, die keine eigenen wirtschaftlichen Interessen verfolgt.

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C Anhörung der Übertragungsnetzbetreiber Mit E-Mail vom 23.06.2016 gab die Bundesnetzagentur den Übertragungsnetzbetreibern zur beabsichtigten Genehmigung des Szenariorahmens 2017-2030 mit Frist bis zum 28.06.2016 Gelegenheit zur Stellungnahme. Die Übertragungsnetzbetreiber nahmen die Gelegenheit in einer gemeinsamen Stellungnahme vom 28.06.2016 wahr. Die Übertragungsnetzbetreiber stellen zunächst fest, dass in ihrem Szenariorahmenentwurf aus Zeitgründen die Entscheidungen zum KWK-Gesetz, die Entscheidung der Bundesnetzagentur zum Netzentwicklungsplan Gas vom 11.12.2015 und der Referentenentwurf zur EEG Reform 2016 bzw. der entsprechende Kabinettsbeschluss vom 08.06.2016 nicht berücksichtigt werden konnten. Insbesondere mit der Novellierung des EEG 2016 seien erst aktuell fixierte Randbedingungen in die Genehmigung eingeflossen. Die Konsequenzen dieser Änderungen und ihre Auswirkungen auf den Szenariorahmen konnten aufgrund der Kürze der Zeit nicht mit den Stakeholdern diskutiert werden. Ferner beanstanden die Übertragungsnetzbetreiber, dass ohne den ausführlichen Text der Genehmigung die Zahlen nicht vollständig einzuordnen seien. So sei beispielsweise die Prüfung der Konsistenz der Zahlen zum Verbrauch nur eingeschränkt möglich. Aus Sicht der Übertragungsnetzbetreiber stellen die Zahlen im Tenor der Bundesnetzagentur den Versuch dar, zwischen einer energiewirtschaftlich sowie wissenschaftlich adäquaten und damit komplexen Modellierung auf der einen und einer einfacheren Festlegung nach politischen Zielvorgaben auf der anderen Seite zu vermitteln. Dieses Spannungsfeld sei auch in der Konsultation abgefragt worden. Insgesamt seien für die Übertragungsnetzbetreiber wesentliche Annahmen zur Einordnung des Zahlenwerks aus dem Tenor nicht ersichtlich. Zudem sei die gewährte Anhörungsfrist mit drei Arbeitstagen deutlich zu kurz. Im Rahmen der Einschätzung des konventionellen Kraftwerksparks haben die Übertragungsnetzbetreiber in ihrem Entwurf des Szenariorahmens die installierte Leistung von Gaskraftwerken als deutlich geringer angesetzt, da die Bundesnetzagentur diesbezüglich in den Szenarien B 2030, B 2035 und C 2030 von zusätzlich ca. 10 GW installierter Leistung an Gaskraftwerken ausgehe. Die impliziten getroffenen Annahmen der Bundesnetzagentur zur Wirtschaftlichkeit von Gaskraftwerken im künftigen Energiemarkt seien dabei zu hinterfragen. Offensichtlich werde von weiteren Maßnahmen oder Entwicklungen ausgegangen, die den wirtschaftlichen Betrieb von Gaskraftwerken im Strommarkt im betrachteten Zeithorizont ermöglichen. Eine Gesamtbewertung – auch vor dem Hintergrund der nun im Tenor gesenkten EE-Mantelzahlen – könne durch die Übertragungsnetzbetreiber so kurzfristig nicht vorgenommen werden. Außerdem konnte bei einer Überprüfung der Kraftwerksliste nicht nachvollzogen werden, inwieweit die berücksichtigten Gaskraftwerke konsistent zu der Liste zukünftiger Kraftwerke im Netzentwicklungsplan Gas seien. Es ergebe sich eine Abweichung, die von den Übertragungsnetzbetreibern nicht plausibilisiert werden könne. Offensichtlich sei in der Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur das Kriterium nach KraftNAV zur Berücksichtigung von geplanten Gaskraftwerken nicht mehr enthalten. Der Wegfall führe aber dazu, dass auf der einen Seite geplante Gaskraftwerke nicht berücksichtigt werden könnten, aber auf der anderen Seite ein höherer Zubau an Gaskraftwerken vorgesehen sei. Es habe hier offensichtlich ein Methodenwechsel stattgefunden, den die Übertragungsnetzbetreiber ohne weitere Erläuterung nicht nachvollziehen könnten. Die Methodik zur

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Berücksichtigung von Gaskraftwerken müsste mit den Stakeholdern gemeinsam im Vorfeld abgestimmt werden. Die KWK-Ziele seien vor dem Hintergrund der Flexibilisierungsannahmen der Übertragungsnetzbetreiber in den Szenarien B 2030/2035 und C 2030 nicht oder nur eingeschränkt ausweisbar. So könnte zwar die Nettostromerzeugung der KWK Anlagen überprüft, jedoch die Anteile nicht genau spezifiziert werden (vgl. Szenariorahmenentwurf der Übertragungsnetzbetreiber). Darüber hinaus sind der Bundesnetzagentur im Rahmen der Anhörung in einer separaten Kraftwerksliste detaillierte Hinweise zu einzelnen konventionellen Kraftwerken, mit der Bitte um Berücksichtigung, übergeben worden. Im Hinblick auf die Annahmen zur regenerativen Erzeugung sind die Mantelzahlen der Erneuerbaren Energien für die Übertragungsnetzbetreiber auch unter Einbezug der aktuellen EEG-Novelle 2016 teilweise nur schwer nachvollziehbar. Eine Darstellung der Annahmen zum Rückbau (insbesondere Wind Onshore) bzw. eine Darstellung, wie die Mantelzahlen der Genehmigung entstanden seien, wäre hilfreich, um diese Vorgaben zu verstehen. Die Übertragungsnetzbetreiber vermuten, dass der Rückbau von Windkraftanlagen mit dem Auslaufen der Förderdauer nach 20 Betriebsjahren gleichgesetzt wurde. Dies ist nach Meinung der Übertragungsnetzbetreiber nicht sachgerecht. Vielmehr sollten Aspekte wie der Weiterbetrieb von wirtschaftlich abgeschriebenen Bestandsanlagen (u.a. auf Grund eines Wegfalls des Repoweringbonus) berücksichtigt werden. Nach Erkenntnissen der Übertragungsnetzbetreiber erscheint ein längerer Weiterbetreib der Anlagen aus technisch wirtschaftlicher Sicht sehr wahrscheinlich. Die Annahmen einer längeren Lebensdauer würden zu deutlich höheren Mantelzahlen Wind onshore führen. Die Berechnungsannahmen für die Zielanteile des erneuerbar erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch sind für die Übertragungsnetzbetreiber nicht ersichtlich. Nach einer ersten Einschätzung der Übertragungsnetzbetreiber seien die Zielgrößen nur mit sehr ambitionierten Annahmen zu den Volllaststunden – insbesondere für den Energieträger Wind – abbildbar. Aus Sicht der Übertragungsnetzbetreiber ist es fraglich, ob mit diesen Mantelzahlen in Kombination mit den Annahmen zur Stromnachfrage, die Zielanteile der Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch erreichbar seien. Vor dem Hintergrund des weiterhin gültigen Förderdeckels von 52 GW für PV-Anlagen mit installierter Leistung von bis zu 750 kW seien die Zubauzahlen für diesen Energieträger sehr ambitioniert. Ohne Kenntnis der Begründung des Szenariorahmens fällt es den Übertragungsnetzbetreibern schwer zu überprüfen, inwieweit die angegebenen Werte zur Stromnachfrage und Spitzenlast mit den veränderten Annahmen zur ökonomischen Entwicklung (Bevölkerungsentwicklung, BIP, etc.) und zu neuen NachfrageTechnologien konsistent sind. Insbesondere sei eine konstante Spitzenlast vor dem Hintergrund einer Steigerung der Elektroautos um das 6-fache bzw. der Wärmepumpen um das 4-fache (von Szenario A 2030 zu Szenario C 2030) zu hinterfragen. Die gegenläufige Entwicklung von Stromnachfrage zu Spitzenlast resultiere unter Umständen in stark variierenden jährlichen Lastverläufen, die möglicherweise in sich nicht mehr plausibel seien. Die ÜNB weisen ebenfalls auf die Auswirkungen der Einführung neuer Demand-Side Technologien hin. Dies seien insbesondere Speichertechnologien für PV-Systeme, Power-to-Gas-Anlagen und Demand-Side­

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Management-Potentiale in der Industrie. Bei einer Berücksichtigung dieser Technologien bestünden viele Freiheitsgrade, die deren Verhalten im System beeinflussen. Aus Sicht der Übertragungsnetzbetreiber dienten diese vornehmlich der kostenminimalen Integration erneuerbarer Energien in das Stromsystem. Aus diesem Grund sollte ein Einsatz derart erfolgen, dass (die nun flexibilisierte) Last und Erzeugung möglichst deckungsgleich sind. Dies führe tendenziell zu verringerten Kosten des Systems und verbessere die Versorgungssicherheit. Es wird aber darauf hingewiesen, dass dies zu einer erhöhten Auslastung des Stromnetzes führen könne. Weitere Details zu diesen neuen Technologien sollten gemeinsam mit den Stakeholdern abgestimmt werden. Außerdem weisen die Übertragungsnetzbetreiber darauf hin, dass eine Erreichung der im Szenariorahmen vorgegebenen Spitzenlast nicht im Vorhinein sichergestellt werden kann. Die sich einstellende Spitzenlast sei ein Resultat der Optimierung und hänge, wie oben beschrieben, stark vom Einsatz der Lastflexibilitäten ab. Die Übertragungsnetzbetreiber nehmen zur Kenntnis, dass die im Entwurf des Szenariorahmens vorgeschlagenen Handelskapazitäten mit den europäischen Nachbarländern weitestgehend im finalen Szenariorahmen berücksichtigt worden seien. Dies stelle eine Konsistenz des Netzentwicklungsplans mit dem internationalen Netzplanungsprozess im TYNDP 2016 her, der am 22. Juni 2016 veröffentlicht worden sei. An der Grenze zur Schweiz sei allerdings, abweichend vom TYNDP 2016, eine geringere Kapazität festgestellt worden, als final vorgeschlagen. Die Übertragungsnetzbetreiber weisen darauf hin, dass der berücksichtigte Wert von 3.300 MW Import- und 4.700 MW Export-Kapazität nicht dem aktuellen Planungsstand im europäischen Netzentwicklungsprozess entspreche. Ebenfalls sei die geringere Handelskapazität nicht mehr konsistent zur Genehmigung des letzten Szenariorahmens, in dem bereits für das Jahr 2025 eine Handelskapazität von 4.400 MW Export bzw. 4.200 MW Import angesetzt worden sei. Auch an der Grenze zu Schweden sei aus Sicht der Übertragungsnetzbetreiber eine Nachbesserung wünschenswert. 50Hertz gehe von einer vollständigen Realisierung der Ausbaustufen der HansaPowerBridge bis 2030 aus, so dass diese Prognose über die Austauschkapazität mit Schweden – wie im TYNDP 2016 dargestellt – schon in der Genehmigung des Szenariorahmen zu berücksichtigen sei.

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IIEntscheidungsgründe Rechtsgrundlage für die Genehmigung des Szenariorahmens ist § 12a Abs. 3 EnWG.

A Formelle Voraussetzungen der Genehmigung Die Zuständigkeit der Bundesnetzagentur ergibt sich aus § 54 Abs. 1 Halbsatz 1 EnWG, die Zuständigkeit der Abteilung aus § 59 Abs. 1 Satz 2 EnWG. Nach Vorlage des Entwurfs des Szenariorahmens gem. § 12a Abs. 2 Satz 1 EnWG beteiligte die Bundesnetzagentur die Öffentlichkeit gem. § 12a Abs. 2 Satz 2 EnWG. Sie machte den Entwurf des Szenariorahmens auf ihrer Internetseite bekannt und gab der Öffentlichkeit Gelegenheit zur Äußerung. Die Genehmigung des Szenariorahmens erfolgte unter Berücksichtigung der Ergebnisse der Öffentlichkeitsbeteiligung gem. § 12a Abs. 3 EnWG.

B Materielle Voraussetzungen der Genehmigung Der genehmigte Szenariorahmen erfüllt die folgenden tatbestandlichen Voraussetzungen des § 12a Abs. 1 EnWG: Die Übertragungsnetzbetreiber erarbeiten alle zwei Jahre einen gemeinsamen Szenariorahmen (dazu 1), der Grundlage für die Erarbeitung des Netzentwicklungsplans nach § 12b EnWG und des OffshoreNetzentwicklungsplans nach § 17b EnWG ist. Der Szenariorahmen umfasst mindestens drei Entwicklungspfade (Szenarien), die für die nächsten zehn und höchstens 15 Jahre (dazu 2) die Bandbreite wahrscheinlicher Entwicklungen (dazu 3) im Rahmen der mittel- und langfristigen energiepolitischen Ziele der Bundesregierung (dazu 5) abdecken. Eines der Szenarien muss die wahrscheinliche Entwicklung für die nächsten 15 und höchstens zwanzig Jahre darstellen (dazu 2). Für den Szenariorahmen legen die Übertragungsnetzbetreiber angemessene Annahmen für die jeweiligen Szenarien zu Erzeugung, Versorgung, Verbrauch von Strom (dazu 4) sowie dessen Austausch mit anderen Ländern zu Grunde und berücksichtigen geplante Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur (dazu 6).

1.

Gemeinsamer Szenariorahmen

Die Übertragungsnetzbetreiber im Sinne des § 3 Nr. 10 EnWG haben den Entwurf des Szenariorahmens gemeinsam erarbeitet.

2.

Entwicklungspfade (Szenarien)

Ein Entwicklungspfad erfasst, bezogen auf einen Zielzeitpunkt, die Annahmen zu Erzeugung, Versorgung und Verbrauch von Strom im Vergleich zu einem Referenzzeitpunkt. Da der Entwurf des Netzentwicklungsplans 2017-2030 und des Offshore-Netzentwicklungsplans 2017-2030 gem. § 12b Abs. 1 Satz 1 EnWG der

70 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Bundesnetzagentur vorzulegen ist, stellen drei Entwicklungspfade das Zieljahr 2030 – Szenarien A 2030, B 2030, C 2030 – und ein weiterer Entwicklungspfad das Zieljahr 2035 – Szenario B 2035 – dar. Die Bundesnetzagentur genehmigt damit in Abweichung zum Szenariorahmen 2025 nicht mehr sechs Szenarien, sondern nur noch die gesetzlich vorgeschriebene Mindestanzahl von vier Szenarien. Die Bundesnetzagentur schwenkt damit wieder in den bisher bekannten Netzentwicklungsprozess ein, da sie die Erstellung von mehr als vier Szenarien eher als Ausnahme ansieht. Die Bundesnetzagentur hat in den Szenarien erstmalig zusätzlich verschiedene Werte für Treiber der Sektorenkopplung, Flexibilitätsoptionen sowie dezentrale Speicher vorgegeben, die von den Übertragungsnetzbetreibern für die Erstellung der Netzentwicklungspläne 2017-2030 berücksichtigt werden müssen. Darüber hinaus übernimmt die Bundesnetzagentur die neue Szenariengestaltung der Übertragungsnetzbetreiber, nach der alle Szenarien die Energiewende mit unterschiedlicher technischer Ausprägung und Umsetzungsgeschwindigkeit beschreiben.

Abbildung 1: Darstellung der von der Bundesnetzagentur genehmigten Szenarien für den Szenariorahmen 2017-2030 Innovation bezeichnet in diesem Zusammenhang den Einsatz neuer Technologien im Stromsektor zur Steigerung der Flexibilität und der Energie- sowie Emissionseffizienz. Das Transformationstempo beschreibt die Umsetzungsgeschwindigkeit der Energiewende. Das konservative Szenario A 2030 ist durch eine mäßige Geschwindigkeit bei der Umsetzung der Energiewende gekennzeichnet, in der die Einführung neuer

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Technologien und der Innovationsgrad eher gering sind. Die Transformationsszenarien B 2030/2035 zeichnen sich gegenüber dem Szenario A 2030 dadurch aus, dass durch eine Vielzahl unterschiedlicher Maßnahmen und Technologien die Umsetzungsgeschwindigkeit der Energiewende erhöht wird. Im Innovationsszenario C 2030 ist sowohl der Innovationsgrad als auch das Transformationstempo am höchsten. Dies wird durch eine intensive Nutzung neuer Technologien sowie die Vernetzung der Sektoren Strom, Wärme und Verkehr erreicht. Die zunehmende Anzahl und Variation bestimmter Inputparameter durch die Übertragungsnetzbetreiber ermöglicht bei ausreichend genauer Prognose eine Erhöhung der Konsistenz der einzelnen Szenarien. Dies erlaubt eine exaktere Beschreibung der zukünftig denkbaren Entwicklungen, was zu einer Optimierung des von den Szenarien abgedeckten Wahrscheinlichkeitsraums führt. Hingegen führt eine Zunahme und stärkere Variation der Inputparameter immer seltener dazu, dass für alle Szenarien die gleichen Annahmen (z. B. bzgl. Stromverbrauch oder Jahreshöchstlast) getroffen werden. Dadurch sind Auswirkungen bei der Veränderung einzelner Parameter auf den Gesamtprozess immer schwerer zu erkennen. Der Ausbaupfad der Erneuerbaren Energien des konservativen Szenarios A 2030 befindet sich an der unteren Grenze des vorgegebenen Korridors des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016. Die Prognose zur konventionellen installierten Erzeugerleistung basiert nahezu auf denselben Annahmen zur technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer der Kraftwerke wie im letzten Szenariorahmen 2025. Der Nettostromverbrauch in Szenario A 2030 liegt bezogen auf das Referenzjahr 2015 auf einem niedrigeren Niveau. Der zu ermittelnde Wert der Jahreshöchstlast ist mit 84 GW in Szenario A 2030 leicht höher als der Referenzwert des Jahres 2015 von 83,7 GW. Dabei sind 1,1 Millionen Wärmepumpen und 1 Million Elektroautos sowie 1 GW Power-to-Gas, 3 GW PV-Batteriespeicher und 2 GW Demand-Side-Management (Industrie und GHD) zu berücksichtigten. Das Ziel der Bundesregierung, die Treibhausgasemissionen zu reduzieren, wird in Szenario A 2030 voraussichtlich nicht vollständig erreicht. Szenario B 2030 geht von einem Ausbau der Erneuerbaren Energien im mittleren Bereich des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016 aus. Die technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer der konventionellen Kraftwerke wird im Vergleich zum Szenario A 2030 um fünf Jahre reduziert. Der Nettostromverbrauch in Szenario B 2030 liegt bezogen auf das Referenzjahr 2015 auf einem höheren Niveau. Der zu ermittelnde Wert der Jahreshöchstlast ist mit 84 GW in Szenario B 2030 leicht höher als der Referenzwert des Jahres 2015 von 83,7 GW. Dabei sind 2,6 Millionen Wärmepumpen und 3 Millionen Elektroautos sowie 1,5 GW Power-to-Gas, 4,5 GW PV-Batteriespeicher und 4 GW Demand-Side-Management (Industrie und GHD) zu berücksichtigten. Das Ziel der Bundesregierung, die Treibhausgasemissionen zu reduzieren, wird in Szenario B 2030 vollständig erreicht. Im Szenario B 2035 werden die Annahmen für das Szenario B 2030 im Wesentlichen um fünf Jahre fortgeschrieben. Eine Ausnahme gilt für die Ausbauprognose von Wind Onshore, die ab 2030 von jährlich 2,9 GW auf 3,7 GW brutto angehoben wird, um angesichts der zunehmenden altersbedingten Stilllegungen von Wind Onshore-Anlagen das primäre Ziel des Ausbaukorridors gemäß § 1 Abs. 2 Nr. 2 EEG-E 2016 für das Jahr 2035 im mittleren Bereichs zu erreichen.. Der konventionelle Zubaupfad mit einer zum Szenario A 2030 fünf Jahre verkürzten Betriebsdauer des Kraftwerksparks wird um weitere fünf Jahre fortgeschrieben. Das Verbrauchsniveau und die Jahreshöchstlast basieren auf den in Szenario B 2030 getroffenen Annahmen. Es sind 2,9 Millionen Wärmepumpen und 4,5 Millionen Elektroautos sowie 2 GW Power-to-Gas, 5 GW PVBatteriespeicher und 5 GW Demand-Side-Management (Industrie und GHD) zu berücksichtigten. Die von der

72 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Bundesregierung angestrebte Reduktion der Treibhausgasemissionen wird im Szenario B 2035 vollständig umgesetzt. Im Szenario C 2030 wird ebenfalls ein Erreichen der Ziele der Bundesregierung zur Reduktion der Treibhausgasemissionen vorgegeben. Der Ausbaupfad der Erneuerbaren Energien orientiert sich an der oberen Grenze des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016 Korridors. Die technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer der konventionellen Kraftwerke wird - mit Ausnahme der Gaskraftwerke - im Vergleich zum Szenario A 2030 um zehn Jahre reduziert. Der Nettostromverbrauch in Szenario C 2030 liegt bezogen auf das Referenzjahr 2015 auf einem höheren Niveau. . Der zu ermittelnde Wert der Jahreshöchstlast ist mit 84 GW in Szenario C 2030 leicht höher als der Referenzwert des Jahres 2015 von 83,7 GW. Dabei sind 4,1 Millionen Wärmepumpen und 6 Millionen Elektroautos sowie 2 GW Power-to-Gas, 6 GW PV-Batteriespeicher und 6 GW Demand-SideManagement (Industrie und GHD) zu berücksichtigten. Das Ziel der Bundesregierung, die Treibhausgasemissionen zu reduzieren, wird in Szenario C 2030 vollständig erreicht. In allen Szenarien des Szenariorahmens 2030 wird erneut eine Spitzenkappung bei Wind Onshore- und Photovoltaik-Anlagen berücksichtigt. Die von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagenen Regionalisierungen der Prognosen des Zubaus der Erneuerbaren Energien und des nationalen Strombedarfs werden im Grundsatz als geeignet bestätigt.

BUNDESNETZAGENTUR | 73

3.

Bandbreite wahrscheinlicher Entwicklungen

Die genehmigten Szenarien müssen die Bandbreite wahrscheinlicher Entwicklungen abdecken.

3.1

Grundcharakteristik

Ein Szenario ist als wahrscheinlich zu erachten, wenn es mit einer hinreichend hohen Realisierungswahrscheinlichkeit verbunden ist und somit das zu entwickelnde Stromnetz in der Zukunft den Anforderungen dieses Szenarios mit hinreichend hoher Wahrscheinlichkeit genügen muss. Bei der Ermittlung der Szenarien ist grundsätzlich von den aktuellen rechtlichen und regulatorischen Rahmenbedingungen auszugehen, da die Entwicklung der gesetzlichen Grundlagen bis 2030 bzw. 2035 ebenso wenig vorhersehbar ist wie die Entwicklung der Marktpreise oder die Verbreitung neuer Technologien. Über die aktuell geltenden rechtlichen und politischen Rahmenbedingungen hinaus können nur dann Entwicklungen oder Veränderungen berücksichtigt werden, wenn diese sich hinreichend konkret abzeichnen und bspw. der Konsens in Politik, Fachwelt und Gesellschaft so groß ist, dass mit einer baldigen rechtlichen Verankerung gerechnet werden muss. Ergänzend dazu soll der Szenariorahmen 2017-2030 nach § 12a EnWG zugleich die Bandbreite wahrscheinlicher Entwicklungen in Bezug auf die mittel- und langfristigen energiepolitischen Ziele der Bundesregierung abdecken. Die vorgegebene Ausgestaltung der Szenarien wird diesen Anforderung gerecht. Die gegenwärtige energiepolitische Situation ist geprägt von einem nach wie vor starken Wachstum der Erneuerbaren Energien, von beabsichtigten Stilllegungen konventioneller Kraftwerke auf Grund nicht ausreichender Wirtschaftlichkeit, von einer Zurückhaltung bei Investitionen in neue konventionelle Kraftwerke und dem Ziel der Bundesregierung, die gesteckten Klimaschutzziele, insbesondere die Reduktion des CO2-Ausstoßes um 55% bis 2030 und 70 % bis 2040 gegenüber 1990, zu erreichen. Es ist weiterhin davon auszugehen, dass die Bundesregierung auch zukünftig den Klimaschutzzielen eine hohe Bedeutung beimessen und zum Erreichen dieser Ziele entsprechende Anstrengungen unternehmen wird. Aus Sicht der Bundesnetzagentur gebietet dieses Bekenntnis zum Klimaschutz, erneut Szenarien im Szenariorahmen 2017-2030 vorzugeben, die die Klimaschutzziele der Bundesregierung zwingend erfüllen. Dieser politische Wille zum Klimaschutz spiegelt sich auch in der Konsultation wider, in der es zahlreiche Forderungen gab, eine erfolgreiche Umsetzung der Klimaschutzziele zumindest für eine Teilmenge der Szenarien anzunehmen. Das Erreichen der Klimaschutzziele wird daher für alle Szenarien mit der Ausnahme des Szenarios A 2030 angenommen. Da trotz aller Bemühungen derzeit nicht ausgeschlossen werden kann, dass die Klimaschutzziele nicht in vollem Umfang erreicht werden, ist auch ein Szenario vorzugeben, in dem ein nicht vollständiges Erreichen der Klimaschutzziele möglich ist. Die Steigerung der CO2-Emissionen des Stromsektors in den letzten Jahren verdeutlicht, dass eine solche Entwicklung nicht ausgeschlossen werden kann. Das nicht vollständige Erreichen der Klimaschutzziele wird daher im Szenarien A 2030 möglicherweise abgebildet. Mit der grundlegenden Aufteilung der Szenarien in zwei mögliche Entwicklungspfade deckt der Szenariorahmen ein hohes Maß an Prognoseunsicherheit ab, da er sowohl das Erreichen, als auch das möglicherweise nicht vollständige Erreichen der Klimaschutzziele berücksichtigt.

74 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Der Ausbau der Erneuerbaren Energien orientiert sich im Szenariorahmen 2017-2030 eng am jüngst geäußerten Willen des Bundesgesetzgebers in Form des Kabinettbeschlusses der Bundesregierung vom 08.06.2016 (nachfolgend EEG-E 2016). Die Szenarien berücksichtigen zum einen die konkreten Ausbaupfade des § 4 EEG-E 2016 und orientieren sich zum anderen an den prozentualen Ausbauzielen des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016. Aufgrund der gesetzlichen Verankerung der Erneuerbaren Energien-Ausbauziele sowie der Steuerung des Zubaus durch Ausschreibungen und Anpassung der Vergütungshöhe (atmender Deckel und einmalige Kürzungen) ist mit einer hinreichenden Wahrscheinlichkeit von der Einhaltung des gesetzlichen Zubaupfades auszugehen. Allerdings müssen die Szenarien B 2035 und C 2030 die Ausbaupfade des § 4 EEG-E 2016 leicht überschreiten, um die prozentualen Ausbauziele des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016 einhalten zu können (siehe ausführlich dazu Kapitel II B 4.3.6 und II B 4.3.7). Die Einbettung der Szenarien in den gesetzlich vorgeschriebenen EEG-Rahmen wurde auch in vielen Konsultationsbeiträgen gefordert. Im Hinblick auf die Klimaschutzziele der Bundesregierung wurden in Szenario A 2030 und B 2030/2035 sowie C 2030 ergänzend Effizienzsteigerungen in Höhe von 27,5 TWh und 32,5/42,3 TWh sowie 55 TWh angenommen, die sich in einer signifikanten Reduktion (allerdings ohne Berücksichtigung der Sektorenkopplung) im Vergleich zum Verbrauchsniveau des Jahres 2015 niederschlägt. Dass Effizienzmaßnahmen in Zukunft eine größere Rolle spielen werden, geht deutlich aus dem Aktionsprogramm Klimaschutz 2020 und dem beabsichtigten nationalen Klimaschutzplan 2050 der Bundesregierung hervor.

3.2

Methodik zur Einhaltung der CO2-Reduktion

In den Szenarien B 2030, B 2035 und C 2030 wird ein Erreichen der Klimaschutzziele unterstellt. Dies bezieht sich konkret auf die CO2-Reduktionsziele der Bundesregierung. Für die genannten Szenarien wird für die Marktmodellierung ein Maximalwert für den jährlichen CO2-Ausstoß vorgegeben. Konkret werden die Werte ausgehend vom Energiekonzept der Bundesregierung ermittelt, in dem ein Reduktionspfad der Treibhausgasemissionen angenommen wird. Das Energiekonzept der Bundesregierung sieht einen sektorübergreifenden Entwicklungspfad bei der Minderung der Treibhausgasemissionen um 40 % bis 2020, um 55 % bis 2030, um 70 % bis 2040 und um 80 % bis 95 % bis 2050 vor. Für 2035 ist im Energiekonzept der Bundesregierung kein konkreter Wert ausgewiesen. Durch lineare Interpolation lässt sich jedoch eine Reduktion der Treibhausgasemissionen um 62,5 % ermitteln. Es wird davon ausgegangen, dass der emissionsintensive Stromsektor die oben genannten Ziele anteilig zu erfüllen hat. Für den Stromsektor ermittelte das Umweltbundesamt in einem aktualisierten Bericht aus dem Jahr 2015 („Climate Change“) für das Referenzjahr 1990 aktualisierte CO2-Emissionen in Höhe von 366 Millionen Tonnen. Aus diesem Wert ergibt sich nun ein Maximalwert für den CO2-Ausstoß zur Marktmodellierung im Stromsektor von 165 Millionen Tonnen im Jahr 2030 und 137 Millionen Tonnen im Jahr 2035. In Szenario A 2030 werden dagegen keine verbindlichen CO2-Restriktionen festgelegt, was zur Folge hat, dass der Einsatz des konventionellen Kraftwerksparks und die damit verbundene Menge an Treibhausgasemissionen alleine durch den Markt bestimmt wird. Folglich könnte es durchaus sein, dass in Szenario A 2030 das energiepolitische Ziel der Bundesregierung im Hinblick auf die Reduktion der Treibhausgase nicht vollständig erfüllt wird. Neben der bereits im Szenariorahmen 2025 und dem darauf basierenden Netzentwicklungsplan 2025 verwendeten Methodik der Vorgabe von festen CO2-Emissionen in der Marktmodellierung, werden im Entwurf des Szenariorahmen 2017-2030 von den Übertragungsnetzbetreibern weitere Möglichkeiten zur Berücksichtigung der Klimaschutzziele durch Einhaltung der CO2-Emissionsobergrenzen durch die

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Übertragungsnetzbetreiber genannt. Auch die Konsultationsteilnehmer schlagen unterschiedliche methodische Ansätze zur Einhaltung der CO2-Emissionsziele der Bundesregierung vor. Insgesamt ergibt sich bei den Konsultationsteilnehmern die Tendenz, einzelne besonders emissionsintensive konventionelle Kraftwerke gezielt aus der Kraftwerksliste herauszunehmen. Ohne eine entsprechende gesetzliche Grundlage sieht sich die Bundesnetzagentur aber nicht in der Lage, einen solch intensiven Eingriff in die Marktchancen von einzelnen Kraftwerken vorzunehmen, da solche von der Bundesnetzagentur herausgehobenen Kraftwerke erhebliche Refinanzierungsschwierigkeiten bekommen dürften. Die Bundesnetzagentur behält daher im Szenariorahmen 2017-2030 die bisherige Methodik des Szenariorahmen 2025 bei. In der Marktmodellierung müssen die Übertragungsnetzbetreiber somit gewährleisten, dass die oben genannten CO2-Restriktionen in den Szenarien B 2030, B 2035 und C 2030 eingehalten werden. Zu diesem Zweck ist eine Nebenbedingung in der Marktmodellierung anzunehmen, die sicherstellt, dass der gesamte konventionelle Kraftwerkspark im Jahr 2030 nicht mehr als 165 Millionen Tonnen und im Jahr 2035 nicht mehr als 137 Millionen Tonnen CO2 ausstößt. Es sei an dieser Stelle darauf hingewiesen, dass sich die CO2-Obergenzen als Nebenbedingung in der Marktsimulation nicht auf die installierten Erzeugerleistungen im Szenariorahmen 2017-2030 auswirken. Die Nebenbedingung wird aber Auswirkungen auf die Simulation des Betriebs des gesamten konventionellen Kraftwerksparks haben. Die im Zuge der UN-Klimakonferenz in Paris 2015 (COP 21) im sogenannten „Übereinkommen von Paris“ ausgehandelte Begrenzung des Temperaturanstiegs findet in diesem Szenariorahmen noch keine Berücksichtigung. Das Pariser Abkommen sieht vor, den Anstieg der globalen Durchschnittstemperatur deutlich unter 2° C und wenn möglich unter 1,5° C über dem vorindustriellen Niveau zu halten. Um dies zu erreichen, müssen die globalen Treibhausgasemissionen drastisch reduziert werden. In diesem Zusammenhang fordern auch viele Konsultationsteilnehmer, die nationalen Klimaschutzmaßnahmen zu intensivieren. Dies würde für die vorliegenden Szenariorahmen 2017-2030 bedeuten, dass Annahmen zum Klimaschutz getroffen werden müssten, die über die aktuell geltenden Klimaschutzziele der Bundesregierung hinausgingen. Der in Paris ausgehandelte Vertrag wurde aber noch nicht in nationales Recht überführt. Es ist derzeit nicht seriös abschätzbar, welche zusätzlichen nationalen Maßnahmen für die Erreichung der Ziele von COP 21 erforderlich sind. Darüber hinaus tritt das Abkommen erst verbindlich in Kraft, wenn bis zum Jahr 2020 mindestens 55 Staaten mit Verantwortung für mindestens 55% der globalen CO2-Emissionen das Abkommen ratifiziert haben. Folglich geht der von mehreren Konsultationsteilnehmern geäußerte Vorwurf, dass der Szenariorahmen 2017-2030 aufgrund von COP 21 bei einer Beibehaltung der gegenwärtigen nationalen Klimaschutzziele völkerrechtswidrig sei, ins Leere.

76 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

3.3

Methodik zur Spitzenkappung

Die Annahme einer Kappung von Einspeisespitzen von Onshore Windenergie- und Photovoltaikanlagen (im Folgenden Spitzenkappung genannt) bei der Bestimmung des Netzausbaubedarfes ist sinnvoll und geboten. Angesichts der Tatsache, dass 98 % der Onshore Windkraftanlagen und 100 % der Photovoltaikanlagen an die Verteilnetze angeschlossen sind und der weitere Zubau an Anlagen voraussichtlich ebenfalls dort stattfinden wird, geht die Bundesnetzagentur davon aus, dass die Möglichkeit zur Berücksichtigung der Spitzenkappung vor allem den Netzausbaubedarf in den Verteilnetzen reduzieren wird. Die Spitzenkappung würde sich demnach unmittelbar und voraussichtlich auch am effektivsten auf der Ebene der Verteilnetze und nur mittelbar auf der Ebene der Übertragungsnetze auswirken. Gegenwärtig lässt sich aus §§ 8, 11 und 12 EEG 2014 noch ableiten, dass die Verteilnetz- und Übertragungsnetzbetreiber (Netzbetreiber) verpflichtet sind, ihre Netze so zu dimensionieren und auszubauen, dass die Netze jederzeit den gesamten Strom aus regenerativer Erzeugung aufnehmen und transportieren können. Auch die Planungsgrundsätze der Netzentwicklungspläne der Übertragungsnetzbetreiber orientieren sich im Grundsatz an dieser Verpflichtung. Bereits im Szenariorahmen 2025 wurde von der damals geltenden Gesetzeslage dahingehend abgewichen, dass die Übertragungsnetzbetreiber in der Netzentwicklungsplanung 2025 eine Spitzenkappung in allen Szenarien verbindlich zu berücksichtigen hatten. Dies geschah vor dem Hintergrund der zum Zeitpunkt der Genehmigung klar und eindeutig erkennbaren Absicht der Bundesregierung (Koalitionsvertrag, Grünbuch des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie), die Spitzenkappung zukünftig gesetzlich zu verankern (siehe dazu Szenariorahmen 2025, Entscheidung vom 19.12.2014, S. 59 ff.). Zum Zeitpunkt der Genehmigung des Szenariorahmens 2017-2030 ist nun fest davon auszugehen, dass die entsprechenden Änderungen des EnWG, wie sie im Gesetzesentwurf zum sog. Strommarktgesetz festgehalten sind, bis 2017 zur aktuellen Rechtslage werden. Gemäß des Gesetzesentwurfs zum sog. Strommarktgesetz enthält § 11 Abs. 2 S. 1 EnWG n. F. zur Möglichkeit zur Berücksichtigung der Spitzenkappung folgende Regelung: “Für einen bedarfsgerechten, wirtschaftlich zumutbaren Ausbau der Elektrizitätsversorgungsnetze nach Absatz 1 Satz 1 können Betreiber von Elektrizitätsversorgungsnetzen den Berechnungen für ihre Netzplanung die Annahme zu Grunde legen, dass die prognostizierte jährliche Stromerzeugung je unmittelbar an ihr Netz angeschlossener Anlage zur Erzeugung von elektrischer Energie aus Windenergie an Land oder solarer Strahlungsenergie um bis zu drei Prozent reduziert werden darf (Spitzenkappung).“ Gemäß des Gesetzesentwurfs zum sog. Strommarktgesetz enthält § 12a Abs. 1 S. 4 EnWG n. F. zur Möglichkeit zur Berücksichtigung der Spitzenkappung folgende Regelung: “Für den Szenariorahmen legen die Betreiber von Übertragungsnetzen angemessene Annahmen für die jeweiligen Szenarien zu Erzeugung, Versorgung, Verbrauch von Strom sowie dessen Austausch mit anderen Ländern sowie zur Spitzenkappung nach § 11 Absatz 2 zu Grunde und berücksichtigen geplante Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur.“

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Gemäß des Gesetzesentwurfs zum sog. Strommarktgesetz enthält § 12b Abs. 1 S. 2 EnWG n. F. zur Möglichkeit zur Berücksichtigung der Spitzenkappung folgende Regelung: „Die Betreiber von Übertragungsnetzen müssen im Rahmen der Erstellung des Netzentwicklungsplans die Regelungen zur Spitzenkappung nach § 11 Absatz 2 bei der Netzplanung anwenden.“ Mit der Änderung in § 12a Abs. 1 S. 4 EnWG n. F. wird also gesetzlich festgelegt, dass die Übertragungsnetzbetreiber bei der Erstellung des gemeinsamen Szenariorahmens die Möglichkeit der Spitzenkappung nach § 11 Abs. 2 EnWG n. F. verbindlich zu berücksichtigen haben. Um den Netzausbaubedarf auf ein wirtschaftlich sinnvolles Maß zu verringern, sind die Übertragungsnetzbetreiber verpflichtet, auf Grundlage der installierten Erzeugungsleistung für die Ermittlung des Transportbedarfs in allen Szenarien eine reduzierte Einspeisung von Windenergieanlagen an Land und Photovoltaikanlagen zu Grunde zu legen. Da der durch die Bundesnetzagentur genehmigte Szenariorahmen Grundlage für den Netzentwicklungsplan ist, wird auch bei dessen Erstellung und Bestätigung die Möglichkeit zur Spitzenkappung berücksichtigt, § 12b Abs. 1 S. 2 EnWG n. F. Für die Übertragungsnetzbetreiber ist die Möglichkeit zur Berücksichtigung der Spitzenkappung im Rahmen der Netzplanung obligatorisch und nicht wie bei Verteilnetzbetreibern eine Option. Die obligatorische Anwendung der Regelungen zur Möglichkeit zur Berücksichtigung der Spitzenkappung beinhaltet damit für die Übertragungsnetzbetreiber auch die Pflicht, die Verteilnetzbetreiber in geeigneter Weise in ihre Netzplanung miteinzubeziehen. Durch die zukünftige gesetzlich verankerte Möglichkeit der Spitzenkappung erhält der Verteilnetzbetreiber mehr Flexibilität bei der Planung seines Netzes. Denn nach aktuell geltender Rechtslage muss ein Netzbetreiber sein Netz (noch) vollständig ausbauen, verstärken und optimieren, z. B. auch durch den Einsatz intelligenter Netztechnik (z. B. regelbare Ortsnetztransformatoren), um den Bedarfen aller Netznutzer gerecht zu werden. Bestehende und nach den Bedarfsprognosen zu erwartende Netzengpässe sind zu vermeiden, um insbesondere die gesamte Energie der Stromerzeugungsanlagen aufzunehmen und weiterleiten zu können. Durch die Möglichkeit der Spitzenkappung erhält der Verteilnetzbetreiber die Option, in einem begrenzten Umfang die Spitzenkappung von Erneuerbare-Energien-Anlagen als Alternative bei der Netzplanung zu berücksichtigen. Damit wird dem Verteilnetzbetreiber die Möglichkeit eröffnet, sein Netz nicht mehr auf die Aufnahme der letzten Kilowattstunde auszulegen, sondern es auf ein zur Gewährleistung des energiewirtschaftlichen Zwecks nach § 1 Abs. 1 EnWG in Verbindung mit § 1 Abs. 1 EEG-E 2016 volkswirtschaftlich sinnvolles Maß zu dimensionieren. Unberührt hiervon bleibt der Grundsatz der planerischen Gestaltungsfreiheit des Verteilnetzbetreibers. Die Netzplanung bleibt seine alleinige Aufgabe und er bleibt dafür verantwortlich, seinen Netzausbau auf der Grundlage von sachgerechten Prognosen und Annahmen bedarfsgerecht zu dimensionieren. Durch die Möglichkeit zur Berücksichtigung der Spitzenkappung erhält der Verteilnetzbetreiber eine zusätzliche Option. Inwiefern er diese Option nutzt, steht in seinem Verantwortungsbereich. Die Übertragungsnetzbetreiber sind hingegen im Rahmen der Erstellung des Netzentwicklungsplans verpflichtet, die Regelungen der Spitzenkappung nach § 11 Absatz 2 EnWG n. F. bei der Netzplanung anzuwenden. Hierdurch wird das Ziel, selten auftretende Einspeisespitzen abzuregeln, umgesetzt. Darüber hinaus sollen nicht nur Neuanlagen, sondern auch bestehende Wind- und Photovoltaikanlagen bei der Möglichkeit der Spitzenkappung berücksichtigt werden. Ohne die Einbeziehung von Bestandsanlagen im Rahmen der Netzplanung könnten die bestehenden Effizienzpotenziale nicht gehoben werden.

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Selten auftretende Einspeisespitzen entstehen vor allem bei der Einspeisung von wetterabhängigen fluktuierenden Erneuerbaren Energien. Die Einspeisung von Strom aus konventionellen Anlagen, KWKAnlagen, Biomasseanlagen, Offshore-Windkraftanlagen oder Wasserkraftanlagen ist hingegen in der Regel konstanter. Daher beschränkt sich die Möglichkeit zur Berücksichtigung der Spitzenkappung im Rahmen der Netzplanung auf die für die Annahme von seltenen Erzeugungsspitzen relevanten Onshore-Windkraft- und Photovoltaikanlagen. Der Wert von drei Prozent der Jahresarbeit je Onshore-Windkraft- und Photovoltaikanlage ergibt sich aus der Verteilnetzstudie, die im Auftrag des BMWi den Netzausbaubedarf auf Verteilnetzebene untersucht und Möglichkeiten zur Reduzierung des Netzausbaubedarfs analysiert hat (siehe dazu Szenariorahmen 2025, Entscheidung vom 19.12.2014, S. 60 f.). Hiernach liegt das volkswirtschaftliche Optimum für die Spitzenkappung bei einem anlagenscharfen Wert von maximal drei Prozent der Jahresenergie pro Onshore Windkraft- und Photovoltaikanlage. Die Studie empfiehlt daher für alle Spannungsebenen des Verteilnetzes maximal drei Prozent, da dieser Wert den Netzbetreibern einen ausreichenden Spielraum in der Netzplanung ermöglicht und die volkswirtschaftlichen Folgekosten in einem angemessenen Verhältnis zu den ersparten Netzausbaukosten halten soll. Bei einem höheren Wert würden die abgeregelten Strommengen und damit auch die Kosten der Abregelung sprunghaft ansteigen, so dass diese die Einsparungen beim Netzausbau übersteigen würden. Darüber hinaus könnten bei zu hohen Kappungsansätzen die neben dem Ziel der Kosteneffizienz weiterhin zu gewährleistenden wichtigen Ziele der Versorgungssicherheit und der Umweltverträglichkeit durch zu gering dimensionierte Netze gefährdet werden. Im Rahmen seiner Netzberechnungen zur Netzplanung kann in einem ersten Schritt der Betreiber eines Verteilnetzes bzw. muss der Betreiber des Übertragungsnetzes eine Kappung von maximal drei Prozent der eingespeisten Jahresenergiemenge von jeder einzelnen geplanten oder bereits errichteten Anlage, die unmittelbar an sein Netz angeschlossen ist oder angeschlossen werden soll, berücksichtigen. Soweit für die Berücksichtigung von drei Prozent der eingespeisten Jahresenergiemenge in der Netzplanung die Energiemenge in Leistung umgerechnet werden muss, sollte dafür auf Verbandsebene ein standardisiertes Verfahren gefunden werden. Des Weiteren muss ein Verteilnetzbetreiber, der bei seiner Netzplanung die Möglichkeit der Spitzenkappung berücksichtigt hat, diese Information veröffentlichen und der Bundesnetzagentur, der zuständigen Landesregulierungsbehörde, dem vorgelagerten Netzbetreiber sowie dem Übertragungsnetzbetreiber nach § 11 Abs. 2 S. 2 Nr. 2 EnWG n. F. unverzüglich mitteilen. Diese Informationen sind erforderlich, damit sie im Rahmen der Netzausbauplanung und der Systemverantwortung die Wechselwirkungen infolge der Spitzenkappung auf nachgelagerten Netzebenen einbezogen werden können. Darüber hinaus bleiben die Netzbetreiber nach den bestehenden Informations­ und Kooperationspflichten dazu verpflichtet, die für die Wahrnehmung der Netzausbau- und Netzbetriebspflichten erforderlichen Informationen auszutauschen. Wichtig ist in diesem Zusammenhang zu erwähnen, dass der operative Netzbetrieb von der Möglichkeit zur Berücksichtigung der Spitzenkappung nicht unmittelbar betroffen ist. Die Leitfäden zur Abschaltreihenfolge der Anlagen beim Netzbetrieb bleiben unverändert bestehen. Die Netzbetreiber sollen auch weiterhin unter Einhaltung des Vorrangs der Erneuerbaren Energien und des Stroms aus Kraft-Wärme-Kopplung diejenigen Erzeugungsanlagen abregeln, die den größten Einfluss auf den Netzengpass haben. Damit wird sichergestellt, dass die abgeregelten Energiemengen so gering wie möglich bleiben. Ob ein Netzengpass voraussichtlich

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durch eine anstehende Netzausbaumaßnahme beseitigt oder infolge einer Spitzenkappung im Rahmen der Netzausbauplanung voraussichtlich für einen längeren Zeitraum oder dauerhaft bestehen bleiben wird, ändert zudem an der Anwendbarkeit der Regelungen zum Einspeisemanagement nach nichts. Für eine realistische Modellierung empfiehlt es sich folglich, dass die Übertragungsnetzbetreiber unter Berücksichtigung der soeben aufgeführten Vorgaben des Gesetzgebers im Grundsatz an den im Netzentwicklungsplan 2025 getroffenen modellhaften Annahmen zur Spitzenkappung festhalten. Das bedeutet insbesondere, dass ein über alle Verteilnetze gebildetes Optimum von maximal 3 % Spitzenkappung netzknotenscharf, d. h. entsprechend dem unterschiedlichen Nutzen in den unterlagerten Verteilnetzen, abzubilden ist. Zudem muss bei Windenergieanlagen, die direkt an das Übertragungsnetz angeschlossen sind, eine Spitzenkappung von maximal 3 % der Jahresenergie berücksichtigt werden.

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3.4

Methodik zur Bestimmung der installierten Erzeugungsleistung

3.4.1 Regenerative Erzeugung Die Grundlage der Genehmigung des Szenariorahmens 2017-2030 bildet die aktuelle Novellierung des EEG 2016 auf der Grundlage des Kabinettsbeschlusses der Bundesregierung vom 08.06.2016. Auf Basis dessen wird der Ausbau der Erneuerbaren Energien prognostiziert. Konkrete Ausbauziele für Erneuerbare Energien lassen sich aus § 1 Abs. 2 EEG-E 2016 entnehmen. Hierdurch verfolgt der Gesetzgeber ausdrücklich das Ziel, den Ausbau der Erneuerbaren Energien besser steuern zu können und planbarer werden zu lassen, weshalb bei der Genehmigung des Szenariorahmens 2017-2030 angenommen wird, dass diese konkreten Ausbauziele in allen Szenarien erreicht werden. Die Ausbauziele beziffern sich gemäß § 1 EEG-E 2016 wie folgt: „(1) Zweck dieses Gesetzes ist es, insbesondere im Interesse des Klima- und Umweltschutzes eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung zu ermöglichen, die volkswirtschaftlichen Kosten der Energieversorgung auch durch die Einbeziehung langfristiger externer Effekte zu verringern, fossile Energieressourcen zu schonen und die Weiterentwicklung von Technologien zur Erzeugung von Strom aus erneuerbaren Energien zu fördern. (2) Ziel dieses Gesetzes ist es, den Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch zu steigern auf 1. 40 bis 45 Prozent bis zum Jahr 2025, 2. 55 bis 60 Prozent bis zum Jahr 2035 und 3. mindestens 80 Prozent bis zum Jahr 2050. Dieser Ausbau soll stetig, kosteneffizient und netzverträglich erfolgen. (3) Das Ziel nach Absatz 2 Satz 1 dient auch dazu, den Anteil erneuerbarer Energien am gesamten Bruttoendenergieverbrauch bis zum Jahr 2020 auf mindestens18 Prozent zu erhöhen. Zudem werden in § 4 EEG-E 2016 für die maßgeblichen Erneuerbaren Energien konkrete jährliche Ausbaupfade definiert: Die Ziele nach § 1 Absatz 2 Satz 1 sollen erreicht werden durch 1. einen jährlichen Brutto-Zubau von Windenergieanlagen an Land mit einer installierten Leistung von a) 2 800 Megawatt in den Jahren 2017 bis 2019 und b) 2 900 Megawatt ab dem Jahr 2020, 2. eine Steigerung der installierten Leistung von Windenergieanlagen auf See auf a) 6 500 Megawatt im Jahr 2020 und

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b) 15 000 Megawatt im Jahr 2030, 3. einen jährlichen Brutto-Zubau von Solaranlagen mit einer installierten Leistung von 2 500 Megawatt und 4. einen jährlichen Brutto-Zubau von Biomasseanlagen mit einer installierten Leistung von a) 150 Megawatt in den Jahren 2017 bis 2019 und b) 200 Megawatt in den Jahren 2020 bis 2022. Der Ausbaukorridor gibt für das Jahr 2035 mit einem Wert von 55 % bis 60 % des Anteils Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch einen klaren Korridor vor, welcher nach Meinung der Bundesnetzagentur für die Prognosen zwingend einzuhalten ist. Weiterhin ist ein Wert von 40 % bis 45 % des Anteils Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch für das Jahr 2025 verbindlich vorgegeben. Für das Jahr 2030 ist im Gesetz kein konkreter Wert angegeben. Daher ist festzulegen, welche Werte für den Ausbaukorridor angesetzt werden sollen. Die Bundesnetzagentur hat sich für eine lineare Fortschreibung des Ausbaukorridors auf Basis der im Gesetz vorgegebenen Werte für 2025 und 2035 entschieden und dafür eine konstante und stetige Ausbauentwicklung der Erneuerbaren Energien über die einzelnen Jahre angenommen. Dabei wird sowohl der Wert für das obere Ende als auch der Wert für das untere Ende des Ausbaukorridors linear zwischen den Jahren 2025 und 2035 interpoliert. Daraus ergibt sich ein Wert von 47,5 % bis 52,5 % für den Ausbaukorridor im Jahr 2030. Sollte sich ein Zielkonflikt zwischen den EE-Ausbaukorridoren des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016 und den jährlichen Ausbaupfaden des § 4 EEG-E ergeben, geht die Bundesnetzagentur davon aus, dass das Ziel des EEAusbaukorridors Vorrang hat und sich die Ausbaupfade entsprechend nach oben oder nach unten anpassen müssen. Dies ergibt sich aus der systematischen Auslegung des Verhältnisses des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016 in Verbindung mit § 4 EEG-E sowie aus dem Wortlaut der beiden Vorschriften. Demnach ist gemäß § 1 Abs. 2 EEG-E 2016 der einzige Zweck des EE-Ausbaukorridors, die Ziele des EEG gemäß § 1 Abs. 1 EEG-E 2016 zu erreichen. Die jährlichen Ausbaupfade des § 4 EEG-E 2016 wiederum dienen einzig dazu, den EEAusbaukorridor gemäß § 1 Abs. 2 EEG-E 2016 zu erreichen. Dieses wechselseitige Stufenverhältnis ergibt sich also aus dem Wortlaut des § 4 EEG-E 2016 sowie seiner systematisch angeordneten Nachrangigkeit gegenüber § 1 Abs. 2 EEG-E 2016. Mit anderen Worten bedeutet dies, dass bei einem anders nicht auflösbaren Konflikt zwischen dem Zielkorridor nach § 1 Abs. 1 EEG und den jährlichen Zubauraten die Regelung des § 4 EEG-E 2016 im Zweifel nachrangig ist. In der vorliegenden Genehmigung des Szenariorahmens 2017-2030 werden in nahezu allen Szenarien in den einzelnen erneuerbaren Energieträgern die jährlich vorgegebenen Ausbaupfade des § 4 EEG-E unterschritten, um den EE-Ausbaukorridor des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016 gemäß der Systematik des Szenariorahmens in der Form von niedrigen, mittleren und hohen Ausbau einhalten zu können. In den Szenarien B 2035 und C 2030 müssen die jährlich vorgegebenen Ausbaupfade des § 4 EEG-E dagegen überschritten werden, um den Anteil der Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch von 57,5 % (Szenario B 2035) bzw. 52,5 % (Szenario C 2030) gewährleisten zu können (siehe dazu Kapitel II B 4.3.6.1und II B 4.3.7.1). Zwischen Szenario A 2030 und C 2030 wird eine Bandbreite aufgespannt, die von einem langsameren Ausbau der Erneuerbaren Energien in Szenario A 2030 bis zu einem ambitionierten Ausbau in Szenario C 2030 reicht. Diese Annahmen der Zubaumengen der Erneuerbaren Energien sind grundsätzlich gerechtfertigt, da künftig

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eine unmittelbare Steuerung der Zubaupfade Windenergie an Land und Photovoltaikanlagen mit einer Leistung > 0,75 MW und Biomasse mit einer Leistung > 0,15 MW über Ausschreibungen erreicht wird. Die relativ genaue Einhaltung des Ausbaukorridors ist damit sichergestellt. Abweichungen können dabei jedoch aufgrund schwankender Realisierungswahrscheinlichkeiten der ausgeschriebenen und bezuschlagten Mengen entstehen. Diese sollen zwar durch Vertragsstrafen (Pönale) möglichst gering gehalten werden, in Szenario A 2030 wird der Zubau jedoch aufgrund einer geringeren Realisierungswahrscheinlichkeit in Höhe von 90 % als begrenzt angenommen. Bei Photovoltaikanlagen mit einer Leistung ≤ 0,75 MW und Windenergieanlagen an Land mit einer Leistung ≤ 0,75 MW wird die Einhaltung des Ausbaupfades weiterhin über den „atmenden Deckel“ gesteuert. Das Instrument des „atmenden Deckels“ ermöglicht über die automatische Anpassung der Fördersätze eine mittelbare Zubausteuerung. Demnach werden die Fördersätze bei Unterschreitung des Ausbaukorridors angehoben und bei Überschreitung des Ausbaukorridors abgesenkt. Darüber hinaus werden Photovoltaikanlagen mit einer Leistung ≤ 0,75 MW bei einer erreichten Gesamtkapazität von 52 GW nicht mehr nach dem EEG gefördert. Bei der Windenergie auf See gibt es einen festen Mengendeckel. Bei den Energieträgern Geothermie und Wasserkraft sollen aufgrund der Marktentwicklung gegenwärtig keine Maßnahmen zur Mengensteuerung ergriffen werden. Mit dem geplanten EEG 2016 beabsichtigt die Bundesregierung auf Anraten der Europäischen Kommission, Ausschreibungen auf Grundlage grenzüberschreitender Zusammenarbeit teilweise für ausländische Anlagen zu öffnen. Zu diesem Zweck soll eine Verordnung geschaffen werden, die vorsieht, die Förderung für Strom aus Erneuerbaren Energien in einem begrenzten Umfang für Strom aus anderen EU-Mitgliedsstaaten zu öffnen (GEEV – Grenzüberschreitende-Erneuerbare-Energien-Verordnung). Konkret soll dazu ab 2017 bis zu 5 % der jährlich für Ausschreibungen vorgesehenen Leistung in anderen EU-Mitgliedsstaaten ausgeschrieben werden. Diese Ausschreibungen erfolgen nach dem Prinzip der Gegenseitigkeit. Das bedeutet, dass die von Deutschland in einem Kooperationsstaat ausgeschriebene Leistung in gleicher Höhe vom Kooperationsstaat in Deutschland ausgeschrieben werden muss. Auf dieser Grundlage ist anzunehmen, dass sich der Transportbedarf der tatsächlich in Deutschland installierten Leistung nicht ändert. Zwar steht bis zu 5 % der nach EEG 2016 ausgeschriebenen Leistung im Ausland, aber im Umkehrschluss wird dieselbe Leistung nach dem Vergütungs- bzw. Ausschreibungsmodell des Kooperationsstaats in Deutschland errichtet. Da sich diese Mengen ausgleichen, erscheint es sachgerecht, die Frage der konkreten Leistungen, Kooperationspartner und Standorte der Einfachheit halber im weiteren Dokument nicht gesondert zu berücksichtigen. Erstmalig berücksichtigt die Bundesnetzagentur in der Kraftwerksliste im grenznahen Ausland liegende Speicher- sowie Laufwasserkraftwerke, die in der Regelzone der deutschen Übertragungsnetzbetreiber liegen und überwiegend in das deutsche Stromnetz einspeisen. Diese Kraftwerke sind unmittelbar vom Ausbau der Übertragungsnetze in Deutschland betroffen und können gegenwärtig auch im Fall eines Netzengpasses von den Übertragungsnetzbetreibern für den Redispatch herangezogen werden. 3.4.2 Konventionelle Erzeugung Die installierte Kraftwerksleistung basiert auf der aktuell veröffentlichten Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur (Stand 10.05.2016), sowie geplanten Kraftwerksprojekten, über deren Planung ein Übertragungsnetzbetreiber, beispielsweise auf Grund eines Netzanschlussbegehrens nach KraftNAV, Kenntnis hat oder für deren Zugang zu Gaskapazitäten Anfragen nach §§ 38, 39 GasNZV bei einem Fernleitungsnetzbetreiber gestellt wurden bzw. interne Bestellungen eines nachgelagerten Netzbetreibers vorliegen. Es wird zwischen den Kategorien „in Betrieb“, „in Bau“, „in Planung“ und „vorläufig stillgelegt“ bzw. „endgültig stillgelegt“ unterschieden. Die Annahme einzelner Kraftwerke in den verschiedenen Szenarien

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erfolgt bei „in Betrieb“ befindlichen Kraftwerken auf Basis der technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer und bei in Planung befindlichen Kraftwerken auf Basis unterschiedlicher Kriterien (siehe Kapitel II B 4.3.4, 0, II B 4.3.6 und II B 4.3.7). „In Bau“ befindliche Kraftwerke, deren voraussichtliches Inbetriebnahmedatum vor 2030 bzw. 2035 liegt, werden in allen Szenarien als „in Betrieb“ angenommen. Die Bundesnetzagentur berücksichtigt in der Kraftwerksliste die im grenznahen Ausland liegenden Pumpspeicherkraftwerke, die in der Regelzone der deutschen Übertragungsnetzbetreiber liegen und überwiegend in das deutsche Stromnetz einspeisen. Diese Kraftwerke sind unmittelbar vom Ausbau der Übertragungsnetze in Deutschland betroffen und können gegenwärtig auch im Fall eines Netzengpasses von den Übertragungsnetzbetreibern für den Redispatch herangezogen werden. 3.4.2.1 Betriebsdauer der Kraftwerke im Allgemeinen Mit der Annahme einer pauschalen, zwischen den Szenarien unterschiedlichen, technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer der Kraftwerke wird die im Szenariorahmen 2025 gewählte Vorgehensweise zur Modellierung des Kraftwerksrückbaus erneut angewandt. Somit werden weiterhin energieträgerspezifisch technischwirtschaftliche Betriebsdauern von konventionellen Kraftwerken unterstellt. Dazu ist anzumerken, dass die Bundesnetzagentur die Auffassung einiger Konsultationsteilnehmer dahingehend teilt, dass die Bestimmung der Betriebsdauer von Kraftwerken nicht einfach ist. Nicht in jedem Fall werden Kraftwerke nach dem Ende der ursprünglich geplanten technischen Betriebsdauer stillgelegt. Die technische Betriebsdauer der Kraftwerke kann auf der einen Seite durch Retrofit verlängert werden. Auf der anderen Seite können erschwerte wirtschaftliche Bedingungen zur frühzeitigen Stilllegung von Kraftwerken führen. Allerdings lassen sich die exakten Auswirkungen der sich ändernden Marktgegebenheiten auf die wirtschaftliche Situation einzelner Kraftwerke nicht ausreichend konkret abschätzen. Eine individualisierte Wirtschaftlichkeitsbetrachtung einzelner Kraftwerksblöcke erscheint der Bundesnetzagentur weiterhin als nicht sachgerecht. Der tatsächliche zukünftige Kraftwerksbetrieb ist von zahlreichen Faktoren, wie z. B. strategischen Unternehmensentscheidungen, abhängig. Derartige betriebswirtschaftliche Faktoren können in der eher abstrakten Marktsimulation nicht ausreichend abgebildet werden, sodass aus den Marktsimulationen heraus keine belastbaren kraftwerksscharfen Stilllegungsentscheidungen abgeleitet werden können. Zur Vermeidung einer vermeintlichen Scheingenauigkeit erachtet die Bundesnetzagentur den gewählten pauschalen Ansatz zur Bestimmung des Kraftwerksrückbaus als sachgerechter. Eine Variation der technischwirtschaftlichen Betriebsdauer in den verschiedenen Szenarien bildet die Unsicherheit über die Auswirkungen zukünftiger Marktgegebenheiten auf die konventionellen Kraftwerke näherungsweise ab. Zudem variieren die technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauern zwischen den Energieträgern. Die Investitionskosten eines Kohlekraftwerks sind zum Beispiel im Vergleich zu den Investitionskosten eines Gaskraftwerks verhältnismäßig hoch. Retrofitmaßnahmen zur Verlängerung der Betriebsdauer eines Kohlekraftwerks liegen daher näher als bei Gaskraftwerken. Eine Ausnahme von pauschalen technisch-wirtschaftlichen Laufzeiten bildet in diesem Zusammenhang die Betrachtung bestimmter Gaskraftwerke in allen Szenarien (siehe Kapitel II B 3.4.2.3).

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3.4.2.2 Betriebsdauer von Braunkohlekraftwerken In allen Szenarien wird der Vorschlag der Übertragungsnetzbetreiber übernommen und eine technischwirtschaftliche Betriebsdauer für Braunkohlekraftwerke von 50 Jahren in Szenario A 2030 und 45 Jahren in Szenario B 2030/2035 sowie 40 Jahren in Szenario C 2030 angenommen. Nach der Meinung mehrerer Konsultationsteilnehmer muss die Betriebsdauer von Braunkohlekraftwerken an die Dauer der Genehmigungen der dazu gehörenden Tagebaue gekoppelt werden. Um die größtmögliche Bandbreite möglicher Entwicklungen darzustellen sei es sinnvoll, auch ein Szenario zu betrachten, in dem die Erzeugung von Energie durch Braunkohlekraftwerke weiterhin einen großen Beitrag leistet. Zwar sei die Wirtschaftlichkeit von Braunkohlekraftwerken in Zukunft weiterhin unklar. Durch die jüngsten politischen und wirtschaftlichen Entwicklungen, wie beispielsweise den Verkauf der Braunkohlekraftwerke in der Lausitz an den Konzern EPH, sei jedoch zu erwarten, dass die Betreiber von Braunkohlekraftwerken, die nicht in die Sicherheitsbereitschaft fallen, so lange wie möglich an dem Betrieb der Kraftwerke festhalten werden. Ebenfalls sehen die Planungen der Landesregierungen der Länder, in denen Braunkohle gefördert wird, ein Ausstiegsdatum erst nach 2030 vor. Die Bundesnetzagentur hält demgegenüber an der Verkürzung der Laufzeiten der Braunkohlekraftwerke in den Szenarien B 2030/2035 und C 2030 fest. Nach Ansicht der Bundesnetzagentur kann allein aus der genehmigten Betriebsdauer eines Tagebaus nicht auf die Restlaufzeit eines Braunkohlekraftwerks geschlossen werden. So weist nicht jeder Tagebau zwingend eine Betriebsgenehmigung für den gesamten Tagebau auf, sondern auch Teilgenehmigungen sind durchaus üblich. In diesem Fall ist eine eindeutige Zuordnung eines Braunkohlekraftwerks zu einem Tagebau nicht möglich. Zudem ist die Wirtschaftlichkeit von Braunkohlekraftwerken im gegenwärtigen Marktdesign zumindest zu hinterfragen. Zwar befinden sich Braunkohlekraftwerke aufgrund verhältnismäßig geringer Grenzkosten in der Merit-Order innerhalb der konventionellen Kraftwerke (ausgenommen der Kernkraftwerke) „links“ und weisen somit derzeit hohe Volllaststunden auf. Für die Beurteilung der Wirtschaftlichkeit ist allerdings der Deckungsbeitrag eines Kraftwerks, d. h. die Differenz zwischen Grenzkosten und Marktpreis, von Bedeutung. Aufgrund zunehmender Einspeisung aus Erneuerbaren Energien ist der Marktpreis und somit der Deckungsbeitrag in den letzten Jahren gesunken. Gerade Braunkohlekraftwerke müssen verhältnismäßig hohe Deckungsbeiträge erzielen, um die hohen Fixkosten zu kompensieren. Dies erscheint im gegenwärtigen Marktdesign und insbesondere bei fortschreitendem Ausbau der Erneuerbaren Energien zunehmend erschwert. Darüber hinaus deuten gegenwärtige politische Entwicklungen daraufhin, dass sich die Wirtschaftlichkeit von Braunkohlekraftwerken in der Zukunft nicht verbessern wird. Mit dem Festhalten an den Klimazielen hat die Bundesregierung ein klares Zeichen zur Absenkung der Einspeisung aus CO2-intensiven Technologien gegeben. Angesichts des verhältnismäßig großen Beitrags der Braunkohlekraftwerke am CO2-Ausstoß des gesamten Kraftwerksparks, ist zu erwarten, dass Braunkohlekraftwerke einen erheblichen Beitrag zur Erreichung der zusätzlichen CO2-Einsparung leisten werden müssen. Die genannten Gründe sprechen gegen eine Verlängerung der technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer von Braunkohlekraftwerken gegenüber dem der letztmaligen Genehmigung des Szenariorahmens 2025 bzw. dem aktuellen Vorschlag der Übertragungsnetzbetreiber. Mit der Ablehnung der Kopplung der Genehmigungen der Tagebaue an die Betriebsdauer der dazugehörigen Braunkohlekraftwerke kommt die Bundesnetzagentur vielen Konsultationsbeiträgen nach, die eine derartige Kopplung ablehnen.

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3.4.2.3 Betriebsdauer von Gaskraftwerken Für den Großteil der Gaskraftwerke gelten, wie für alle anderen Kraftwerksarten, technisch wirtschaftliche Betriebsdauern, die in den Kapiteln zu den jeweiligen Szenarien genauer dargestellt werden. Allerdings gibt es bei Gaskraftwerken zwei Ausnahmen, die hier genauer erläutert werden. Eine Ausnahme bilden Gaskraftwerke, die nach den Voraussetzungen des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWK) betrieben werden. Für diese Kraftwerke wird erneut eine „unendliche“ technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer angenommen. Alle heute in Betrieb befindlichen KWK-Gaskraftwerke werden demnach auch in allen Szenarien nach Ablauf ihrer technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer mit gleicher Leistung an denselben Standorten angenommen. Hinter dieser Vorgehensweise steht die Annahme, dass die durch Gas­ KWK-Anlagen erzeugte Wärme im Vordergrund steht und der Wärmebedarf auch in Zukunft weiter bestehen wird. Anders als bei den KWK-Stein/Braunkohlekraftwerken sieht die Bundesnetzagentur keinen Anlass eine Marktverdrängung von KWK-Gaskraftwerke zugunsten elektrischer Heizeinrichtungen (Sektorenkopplung durch Wärmeerzeugung) anzunehmen. Auch wenn im Zuge der Einführung der Netzausbauregionen einzelne Fälle von Power-to-Heat Anwendungen in Norddeutschland diskutiert werden (sog. „Nutzen statt Abregeln“), dürften die ökonomischen und ökologischen Rahmenbedingungen solcher Subventionstatbestände die ohnehin auf geringere Laufzeiten und relativ niedrigere CO2-Emissionen ausgelegten Gas-KWK-Anlagen eher weniger betreffen. Eine weitere Ausnahme wird erstmalig für Kuppelgaskraftwerke eingeführt. Als Kuppelgase bezeichnet man alle Prozessgase, die bei der Stahl- oder Kokserzeugung entstehen. Die Bundesnetzagentur geht hier auf die Bedenken einiger Konsultationsteilnehmer ein, die angeben, dass die Kuppelgaskraftwerke der Stahlindustrie aufgrund eines Entsorgungsauftrages bestehen, da Kuppelgase aufgrund immissionsrechtlicher Gründe nicht abgefackelt werden dürfen. Daher bestehe die Verwertungsaufgabe für diese Kuppelgase unabhängig von der Wirtschaftlichkeit der Kraftwerke. Solange es eine deutsche Stahlindustrie gebe, würden also auch diese Kuppelgaskraftwerke weiter betrieben. Die Bundesnetzagentur schließt sich dieser Argumentation an und sieht daher eine „unendliche“ technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer für Kuppelgaskraftwerke vor. 3.4.2.4 Kraftwerke in Planung Die Annahme einzelner in Planung befindlicher Kraftwerke basiert auf konkreten Kraftwerksmeldungen und erfolgt auf Basis unterschiedlicher Kriterien, die in den Kapiteln II B 4.3.4.2, II B 4.3.5.2, II B 4.3.6.2 und II B 4.3.7.2 ausführlich erläutert werden. 3.4.2.5 Stilllegung von Kraftwerken Neben den Stilllegungen aufgrund der angenommenen technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer ist die Bundesnetzagentur zudem aktuellen Stilllegungsanzeigen von Kraftwerken nach § 13a EnWG nachgegangen. Werden die zur Stilllegung beantragten Kraftwerke sowohl seitens der Übertragungsnetzbetreiber als auch seitens der Bundesnetzagentur als nicht systemrelevant eingestuft, ist eine endgültige Stilllegung zulässig. Erstmalig wird in der Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur zwischen endgültiger Stilllegung mit und der endgültigen Stilllegung ohne Stilllegungsanzeige unterschieden. Dabei werden für die Annahmen der Stilllegungen in den Szenarien nur solche Kraftwerke mit Stilllegungsanzeige berücksichtigt. Die Bundesnetzagentur ist darüber hinaus den Anzeigen auf Konservierung nachgegangen. Bei der Konservierung handelt es sich um vorläufige Stilllegungen, bei denen die Kraftwerke bei Bedarf wieder für die Stromproduktion betriebsbereit gemacht werden können. Daher finden Kraftwerke mit Anzeigen auf Konservierung grundsätzlich Eingang in die Szenarien.

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Einige Konsultationsteilnehmer fordern gezielt die Stilllegung von Braunkohlekraftwerken beispielsweise auf Grundlage des Impulspapiers „Elf Punkte für ein Kohlekonsenskonzept zur schrittweisen Dekarbonisierung des Stromsektors“ der Agora Energiewende. Dieser Forderung kommt die Bundesnetzagentur jedoch nicht nach, da sie weiterhin eine pauschale technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer als die am besten geeignete Methode für die Prognosen im Szenariorahmen ansieht. Die Bundesnetzagentur sieht keine Handhabe zur gezielten Stilllegung von Braunkohlekraftwerken, da die gegenwärtige Rechtslage den Betrieb von Braunkohlekraftwerken weiterhin erlaubt. Damit steht sie im Einklang mit mehreren Konsultationsteilnehmern, die fordern, keine zusätzlichen Stilllegungen von Braunkohlekraftwerken anzunehmen. 3.4.2.6 Reservekapazitäten Zur Sicherung der Stromversorgung in kritischen Extremsituationen gibt es verschiedene gesetzliche Regelungen, die Kraftwerksleistung für solche Fälle vorhalten. Zu nennen sind in diesem Zusammenhang die Sicherheitsbereitschaft, die Netzreserve und die Kapazitätsreserve. In welcher Art diese Mechanismen in der Genehmigung des Szenariorahmens berücksichtigt werden, wird in diesem Kapitel erläutert. Die Sicherheitsbereitschaft, in welcher ausschließlich Braunkohlekraftwerke geführt werden, ist vor dem Jahr 2030 bereits vollständig ausgelaufen und erübrigt somit einer Prognoseentscheidung. Die in der Sicherheitsbereitschaft geführten Braunkohlekraftwerke werden in allen Szenarien als endgültig stillgelegt betrachtet. Die Kraftwerke der Netzreserve werden im Szenariorahmen 2017-2030 nicht berücksichtigt. Die Szenarien dienen als Grundlage des Netzentwicklungsplans 2017-2030, mit welchem ein Netzausbaubedarf definiert wird, der sicherstellt, dass die Stromnetze den Transportbedarf der Energiemengen jederzeit befriedigen können. Eine Netzreserve versichert aber gegen den Fall, in dem das Netz diesen Transportbedarf (z.B. im Falle von unzureichender oder verlangsamter Netzertüchtigung) nicht gewährleisten kann. Kraftwerke der Netzreserve sichern demnach die Fähigkeit der Übertragungsnetzbetreiber ab, Redispatch-Maßnahmen zur Entlastung des Stromnetzes vornehmen zu können. Da es die Aufgabe des Netzentwicklungsplans ist, im Grundsatz ein Netz zu planen, das ohne teure Redispatch-Maßnahmen sicher funktionieren soll, macht eine Einbeziehung der Redispatch-Absicherung in Form von Netzreservekraftwerken keinen Sinn. Die Annahme einer konkreten Netzreserve würde somit die Aufgabe des Netzentwicklungsplans konterkarieren und wird im Szenariorahmen 2017-2030 folgerichtig nicht berücksichtigt. Die Kraftwerke der Kapazitätsreserve werden demgegenüber im Szenariorahmen 2017-2030 berücksichtigt. Die Kapazitätsreserve wird für den Fall vorgehalten, in welchem sowohl der Energiemarkt als auch die zur Verfügung stehende Regelleistung nicht ausreichen, um die nachgefragte Energiemenge bereitzustellen. Die Kraftwerke der Kapazitätsreserve dürfen selber nicht am Energiemarkt teilnehmen. Die Kapazitätsreserve soll nach dem am 22.06.2016 gefassten Beschluss des Bundestages gemäß § 13e Abs. 2 EnWG-E aus Bestandsanlagen in der als Regelfall festgelegten Höhe von 2 GW bestehen, welche in einem Ausschreibungsverfahren einen Zuschlag für die Kapazitätsreserve erhalten. Die Übertragungsnetzbetreiber müssen für die Notwendigkeit der Kapazitätsreserve im Rahmen der Marktmodellierung zunächst ein entsprechendes Marktversagen feststellen. Nur in einem solchen Fall müssen die Übertragungsnetzbetreiber die Auswahl der in der Kapazitätsreserve geführten

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Bestandskraftwerke nach bestimmten Kriterien durchführen. Diese Kriterien werden von der Bundesnetzagentur für den Szenariorahmen 2017-2030 wie folgt festgelegt: -

Installierte Leistung: ≥ 50 MW

-

Lastfolgeverhalten: Änderung von ≥ 30 % der Nennleistung in 15 min

-

Kraftwerkstyp: Erdgas, Steinkohle, Mineralöl oder „sonstige“ Kraftwerke

Den Übertragungsnetzbetreibern wird aufgegeben, solche gegebenenfalls im Rahmen der Marktmodellierung identifizierten Kraftwerke, die die obengenannten Kriterien erfüllen und nach den Vorgaben der Bundesnetzagentur zur technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer des Szenario A 2030 als letztes aus dem Markt ausscheiden, als Kapazitätsreserve im NEP 2017-2030 auszuweisen. Zur Vereinheitlichung der als Kapazitätsreserve ausgezeichneten Kraftwerke über alle Szenarien wird nämlich die technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer aus Szenario A 2030 von der Bundesnetzagentur als maßgebende Größe festgelegt. Durch diese Festlegung wird sichergestellt, dass diejenigen Kraftwerke, die gegebenenfalls für die Kapazitätsreserve gekennzeichnet werden, in allen Szenarien gleich sind.

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3.4.3 Flexibilitätsoptionen und Speicher Der Szenariorahmen 2017-2030 enthält erstmalig zusätzliche verschiedene Flexibilitätsoptionen. Hierzu zählen im Wesentlichen dezentrale und zentrale Speicher, das Lastmanagement klassischer und neuer Stromanwendungen sowie die (zeitliche) Entkopplung der Strom-und Wärmeerzeugung aus KWK-Anlagen. Die jeweiligen qualitativen Ausprägungen dieser Flexibilitätsoptionen sind im Szenario A 2030 gering, in den Szenarien B 2030/2035 mittel und im Szenario C 2030 hoch. Die Bundesnetzagentur begrüßt grundsätzlich die Aufnahme zusätzlicher Flexibilitätsoptionen in den Szenariorahmen, da eine steigende Tendenz des Bedarfs an Flexibilisierungsoptionen zu beobachten ist. So scheint eine angemessene Berücksichtigung von Flexibilisierungsoptionen, insbesondere neuer Flexibilisierungsoptionen wie dezentrale Speicher und Elektromobilität, im Szenariorahmen sinnvoll. Viele der im Rahmen der Konsultation und der „Workshops“ vom 02.02.2016 und vom 11.02.2016 geäußerten Stellungnahmen teilen diese Auffassung. Kritisiert wird von vielen Konsultationsteilnehmern, dass die Annahmen und die Methodik der Modellierung der Speicher und Flexibilitätsoptionen nicht ausreichend transparent und ausführlich dargestellt werden. So sei nur teilweise erkennbar, wie die Flexibilitätsoptionen aktiviert und Energiespeicher, vor allem Stromspeicher, gesteuert würden. Die Bundesnetzagentur teilt diese Auffassung in gewissem Umfang und hat den Übertragungsnetzbetreibern deshalb am 29.02.2016 einen umfangreichen Fragenkatalog zugesandt, den die Übertragungsnetzbetreiber am 21.03.2016 beantwortet haben. Die Antworten bezüglich der Modellierung der Flexibilisierungsoptionen werden in den folgenden Ausführungen berücksichtigt. In allen Szenarien werden dezentrale und zentrale Speicher berücksichtigt. Bei den dezentralen Speichern liegt der Fokus auf PV-Batteriespeichern zur Maximierung der Eigenversorgung privater Haushalte. Die Bundesnetzagentur ist der Ansicht, dass im Hausspeicherbereich die Lithium-Ionen-Technologie als zukünftige Speichertechnologie eine nicht unbedeutende Rolle spielen wird und begrüßt deshalb die Berücksichtigung dieser Technologie in allen Szenarien. Die Abbildung der PV-Batteriespeicher in der Modellierung erfolgt über eine Anpassung der regionalen Last abhängig von der PV-Einspeisung. In der Modellierung wird unterstellt, dass die PV-Batteriespeicher ausschließlich als Eigenbedarfsoptimierung betrieben werden. Somit ist das Optimierungsziel eine Minimierung des Strombezugs aus dem öffentlichen Netz. Auf Grundlage einer Wirtschaftlichkeitsberechnung wird angenommen, dass PV-Batteriespeichersysteme bis zum Jahr 2035 nur für Ein- und Zweifamilienhäuser wirtschaftlich werden und deshalb nur in diesen Gebäudetypen installiert werden. Die Verbreitung der PV-Batteriespeicher wird in allen Szenarien an die der PV-Aufdachanlagen gekoppelt. Als Datengrundlage dienen Zahlen zum Gebäudebestand auf Landkreisebene des Statistischen Bundesamts. Die Höhe der installierten Leistung der PV-Batteriespeicher wird von den Übertragungsnetzbetreibern nicht näher spezifiziert. Die Bundesnetzagentur hält eine Bandbreite an installierter Speicherleistung von 0,5­ 0,7 GW im Jahr 2020 über 1,2-1,8 GW im Jahr 2025 bis hin zu 3,4-6,0 GW im Jahr 2035 für realistisch. Viele Konsultationsteilnehmer bewerten diese Annahmen dem Grund und der Höhe nach als angemessen. Die Bundesnetzagentur fordert die Übertragungsnetzbetreiber deshalb auf, die installierte Leistung von PVBatteriespeichern in den Szenarien wie folgt anzunehmen:

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Szenario A 2030 PV-Batteriespeicher

3,0 GW

Szenario B 2030

Szenario B 2035

4,5 GW

Szenario C 2030

5,0 GW

6,0 GW

Tabelle 1: Installierte Kapazität der PV-Batteriespeicher in den Szenarien Mehrere Konsultationsteilnehmer fordern, neben den Pumpspeicherkraftwerken auch weitere Groß- und Langzeitspeicher sowie zentrale Batteriespeicher zu berücksichtigen, da diese in den nächsten Jahren starke Kostendegressionen erfahren werden. Batteriespeicherkraftwerke hätten das Potenzial, durch Erbringung von Systemdienstleistungen den konventionellen Erzeugungspark teilweise zu ersetzen. Sie könnten demnach als „Betriebsmittel der Netzbetreiber“ in Erwägung gezogen werden, da diese als Systemdienstleistungen wirtschaftlich interessante Investitionsprojekte seien. So könne sich die Speichertechnologie in den nächsten Jahren als „Game Changer“ erweisen. Die Bundesnetzagentur hat die mögliche Berücksichtigung zentraler Batteriespeicher im Szenariorahmen ausführlich geprüft. Nach gegenwärtigem Kenntnisstand ist jedoch eine Marktreife von zentralen Stromspeichern, die die Annahme eines Zubaus der Technologie in relevantem Umfang im Rahmen der jetzigen Netzentwicklungsplanung begründet, weiterhin nicht wahrscheinlich. Diese Einschätzung war bereits zentrales Ergebnis der im Jahr 2012 von der Bundesnetzagentur durchgeführten Veranstaltung „TechnikDialog“ mit dem Schwerpunkt „Speichertechnologien“. Demnach hätten zwar innovative Speichertechnologien grundsätzlich ein Potenzial, den erforderlichen Netzentwicklungsbedarf zu beeinflussen. Viele Speichertechnologien seien jedoch im gegenwärtigen Marktdesign in den nächsten 15 Jahren noch nicht marktfähig. Nach dem Kenntnisstand der Bundesnetzagentur hat diese Einschätzung weiter Gültigkeit. Daher erscheint gegenwärtig die Notwendigkeit, neben Pumpspeicherkraftwerken weitere zentrale Speicher ins System zu integrieren, eher nach 2035 geboten. Die Bundesnetzagentur wird die Entwicklung jedoch weiter beobachten. Ferner berücksichtigt der aktuelle Szenariorahmen zum NEP 2017-2030 erstmalig Lastmanagement als weitere Flexibilitätsoption (auch: Demand Side Management). Es werden dabei die zwei Arten der Lastabschaltung und der Lastverlagerung unterschieden. Unter Lastabschaltung versteht man eine temporäre „Kappung“ dafür geeigneter Lasten, die nicht nachgeholt wird. Diese führt im Ergebnis zu einer Reduzierung des Stromverbrauchs. Bei der Lastverlagerung wird eine geeignete Last verschoben und zu einem anderen Zeitpunkt nachgeholt, sodass die Höhe des Jahresstromverbrauchs konstant bleibt. Für das Lastmanagement sind generell klassische und neue Stromanwendungen geeignet. Als klassische Stromanwendungen kommen für die Lastabschaltung hauptsächlich Industrieprozesse in Frage, die eine hohe kontinuierliche Auslastung haben. Dagegen werden für die Lastverlagerung klassischer Stromanwendungen sowohl Industrieprozesse als auch Anwendungen des GHD-Sektors betrachtet. Abweichend vom Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber soll der Sektor Haushalte für die Lastverlagerung nicht berücksichtigt werden. Das im Entwurf des Szenariorahmens angegebene heutige LastverlagerungsPotenzial in Haushalten von 35 GW wird seitens der Bundesnetzagentur als deutlich zu hoch bewertet. Zwar kann auch die Bundesnetzagentur den Anteil des künftigen Lastverlagerungspotenzials nicht quantifizieren. Angesichts der bei den Haushalten sehr geringen ökonomischen Renditen stuft die Bundesnetzagentur das Potenzial auf einem Niveau ein, das nicht relevant im Rahmen der Netzentwicklungsplanung ist. Einige Konsultationsbeiträge bezweifeln analog, ob strompreisabhängige Flexibilisierungsanreize im Ergebnis ausreichen würden, entsprechende steuerfähige Haushaltsgeräte anzuschaffen bzw. die damit verbundenen

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Einschränkungen in der privaten Haushaltsführung zu akzeptieren. Aus diesen Gründen erscheint es derzeit nicht sinnvoll, die Lastverlagerung in Haushalten in die Betrachtungen mit einzubeziehen. Der Einsatz des Lastmanagements bei klassischen Stromanwendungen wird wie bei der Bestimmung des Kraftwerkseinsatzes über eine kostenminimierende Modellierung in der Marktsimulation abgebildet. Wichtige Größen für die Berechnung der Lastmanagementpotenziale klassischer Stromanwendungen sind dabei die zur Abschaltung verfügbare Leistung, die Kosten und die maximal abrufbare Energiemenge sowie, bei der Berechnung des Lastverschiebungspotenzials, die maximal mögliche Verschiebedauer. Für die Marktmodellierung sind die folgenden gesicherten Leistungen zu verwenden, die die zukünftig vertraglich abgesicherten Abrufleistungen der Lastverschiebung klassischer Stromanwendungen im Industrie- und GHD-Sektor darstellen: Szenario A 2030

Szenario B 2030

Szenario B 2035

Szenario C 2030

Lastmanagement in 2,0 GW 4,0 GW 5,0 GW 6,0 GW Industrie und GHD Tabelle 2: Gesicherte Leistung des Lastmanagements klassischer Stromanwendungen in den Szenarien Bei der Berücksichtigung des Lastmanagements neuer Stromanwendungen liegt der Fokus primär auf Elektrofahrzeugen und Wärmepumpen. Elektromobilität kann im Rahmen des Lastmanagements berücksichtigt werden, da sich das Laden der Elektrofahrzeuge als zusätzliche Last darstellt. Entgegen dem Vorschlag der Übertragungsnetzbetreiber soll angenommen werden, dass die Verbreitung zunächst im urbanen Raum stattfindet. Es wird unterstellt, dass in städtischen Gebieten eine höhere Akzeptanz neuer Mobilitätskonzepte, zum Beispiel Car-Sharing, vorhanden ist. So geht die Bundesnetzagentur davon aus, dass zunächst insbesondere junge Großstadtbewohner die Entwicklung der Elektromobilität vorantreiben werden. Zudem ist laut Fortschrittsbericht 2014 der Plattform Nationale Elektromobilität der größte Ausbau von Ladeinfrastruktur bisher in Ballungszentren zu verzeichnen. Mittel- bis langfristig wird es jedoch durch die hohe Dichte an privaten Ladepunkten auch zu einer stärkeren Verbreitung der Elektromobilität im ländlichen Raum kommen. Das größte Potenzial zur Nutzung der Elektromobilität bietet in diesen Regionen die Gruppe der vollzeitbeschäftigten Pendler mit eigener Garage. Wärmepumpen können ebenfalls als Last klassifiziert werden, da diese Energie benötigen, um Raumwärme bereitzustellen (Power-to-Heat). Als Anwendung für die Lastverschiebung sind sie jedoch erst in Kombination mit einem Wärmespeicher geeignet. Die Verteilung der Wärmepumpen stützt sich auf eine Analyse des Gebäudebestands auf Landkreisebene, die nach Gebäudetypen (z.B. Einfamilienhaus) differenziert ist. Entgegen dem Vorgehen bei klassischen Stromanwendungen wird das Lastmanagement neuer Stromanwendungen nicht in der Marktsimulation modelliert, sondern in einem eigenständigen Lastmodell. Aus diesem können die Auswirkungen auf das Lastprofil und die Jahreshöchstlast abgeschätzt werden. Zur Bestimmung des Lastverlagerungspotenzials erfolgt zunächst die Simulation der stündlichen Stromnachfrage der Technologien, die sich unkontrolliert ohne eine Steuerung durch Preise ergibt. Hierzu wird ein für Deutschland repräsentatives Standardlastprofil verwendet, das für verschiedene Tagesmitteltemperaturen die normierten Lastniveaus und Profilverläufe enthält. Anschließend werden die Lastverläufe unter den Annahmen optimiert, dass die Wärmepumpe den Strom für die Wärmebereitstellung oder das Elektrofahrzeug kostenoptimal bezieht bzw. geladen wird. Die Zielfunktion der Modellierung ist eine Minimierung der täglichen Strombezugskosten, indem die Stromnachfrage aus dem öffentlichen Stromnetz

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in die Stunden mit den niedrigsten Strompreisen verlagert wird. Das Ergebnis zeigt das LastmanagementPotenzial für Elektromobilität und Wärmepumpen für den gesamten Jahresverlauf. Aus der Gegenüberstellung des ursprünglichen, ungesteuerten Lastverlaufs mit dem optimierten Lastverlauf können die Lastverlagerungspotenziale abgeleitet werden. Der gegenwärtige Bestand der Wärmepumpen beläuft sich auf eine Anzahl von etwa 0,6 Millionen. Für Szenario A 2030 wird ein Zuwachs von 0,5 Million Wärmepumpen, für das Szenario B 2030 von 2 Millionen, für das Szenario C 2030 von 3,5 Millionen und für das Szenario B 2035 von 2,3 Millionen angenommen. Zur Abschätzung des maximalen Lastmanagementpotenzials der Wärmepumpen wird davon ausgegangen, dass die Wärmepumpen des gegenwärtigen Bestands nicht lastmanagementfähig sind, sondern ausschließlich neue Wärmepumpen. Ferner wird angenommen, dass eine Wärmepumpe im Jahr durchschnittlich 10.000 kWh verbraucht. Damit sind, teilweise abweichend vom Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber, die folgenden Werte für das Lastmanagement bei Wärmepumpen zu verwenden: Szenario A 2030

Szenario B 2030

Szenario B 2035

Szenario C 2030

Wärmepumpen Entwurf

Genehmigung

Entwurf

Genehmigung

Entwurf

Genehmigung

Entwurf

Genehmigung

-

1,1 Mio.

-

2,6 Mio.

-

2,9 Mio.

-

4,1 Mio.

19 TWh

11 TWh

20 TWh

26 TWh

24 TWh

29 TWh

22 TWh

41 TWh

12%

46% 1)

29%

77% 1)

75%

79% 1)

64%

86% 1)

Anzahl Jahresverbrauch Anteil Lastmanagementfähiger Wärmepumpen

1) Entspricht dem maximal möglichen Anteil lastmanagementfähiger Wärmepumpen.

Tabelle 3: Potenzial des Lastmanagements bei Wärmepumpen in den Szenarien Gegenwärtig sind etwa 25.000 Elektrofahrzeuge im Bestand. Bezogen auf die zukünftige Entwicklung halten zahlreiche Konsultationsteilnehmer die im Entwurf des Szenariorahmens angenommene Anzahl an Elektrofahrzeugen für zu hoch. Gleichzeitig kritisieren viele Konsultationsteilnehmer, dass die angenommene Anzahl der zukünftig zugelassenen Elektrofahrzeuge nicht mit den im Regierungsprogramm Elektromobilität und dem „Nationalen Entwicklungsplan Elektromobilität“ von der Bundesregierung festgelegten Zielen von mindestens 1 Millionen Elektrofahrzeuge im Jahr 2020 und mindestens 6 Millionen Elektrofahrzeugen im Jahr 2030 übereinstimmt. Die Bundesnetzagentur teilt diese Auffassung und hat die Stellungnahmen in der Genehmigung berücksichtigt. So werden für die Genehmigung in allen Szenarien geringere Werte als im Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber angenommen. Im Innovationsszenario C 2030 wird eine Anzahl von 6 Millionen zugelassener Fahrzeuge auf Grundlage der Ziele der Bundesregierung für das Jahr 2030 angenommen. Zur Abschätzung des Jahresverbrauchs der Elektrofahrzeuge wird eine durchschnittliche jährliche Fahrleistung von 10.000 km je PKW bei einem durchschnittlichen Verbrauch von 25 kWh pro 100 km zu Grunde gelegt. Unter diesen Annahmen stellt sich die Anzahl der Elektrofahrzeuge in den Szenarien im Vergleich zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber wie folgt dar: Szenario A 2030

Szenario B 2030

Szenario B 2035

Szenario C 2030

Elektromobilität

Anzahl Jahresverbrauch

Entwurf

Genehmigung

Entwurf

Genehmigung

Entwurf

Genehmigung

Entwurf

Genehmigung

1,5 Mio.

1,0 Mio.

4,8 Mio.

3,0 Mio.

8,1 Mio.

4,5 Mio.

7,0 Mio.

6,0 Mio.

-

2,5 TWh

-

7,5 TWh

-

11,3 TWh

-

15,0 TWh

Tabelle 4: Potenzial des Lastmanagements für Elektromobilität in den Szenarien

92 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Die Bundesnetzagentur ist ferner der Ansicht, dass die Technologie Power-to-Gas als Flexibilisierungsoption zur Anwendung kommen wird, indem „Stromüberschüsse“ in Wasserstoff umgewandelt werden. Der gegenwärtige Trend zeigt, dass der gewonnene Wasserstoff direkt genutzt wird, z. B. als Kraftstoff in der EMobilität oder auch als Grundstoff in der chemischen Industrie. Er wird nicht in das vorhandene Erdgasnetz eingespeist, um dieses als Speicher zu nutzen. Dies mag aus technischer Sicht sinnvoll sein, allerdings liegt der Gesamtwirkungsgrad des Prozesses „Strom → Gas (Wasserstoff bzw. Methan) → Strom“ bei nur ca. 20 - 40 % und hat daher als Speichertechnologie für elektrische Energie, die in großem Umfang genutzt werden könnte, ökonomische Nachteile. Die Übertragungsnetzbetreiber haben die Höhe der installierten Leistung an Power-to-Gas Anlagen und die Methode der Modellierung dieser Technologie nicht näher konkretisiert. Die Bundesnetzagentur hält für das Jahr 2030 ein für den Szenariorahmen berücksichtigungswürdiges Potenzial von 1-2 GW für realistisch, das für das Jahr 2035 linear fortgeschrieben wird. Viele Konsultationsteilnehmer stufen die von der Bundesnetzagentur im Begleitdokument zum Konsultationsprozess getroffene Einschätzung als nachvollziehbar und angemessen ein. Die Bundesnetzagentur fordert die Übertragungsnetzbetreiber deshalb auf, Power-to-Gas Anlagen mit Hilfe einer adäquaten Methodik in den Berechnungen mit folgenden Leistungen zu berücksichtigen: Szenario A 2030 Power-to-Gas

1,0 GW

Szenario B 2030 1,5 GW

Tabelle 5: Installierte Leistung Power-to-Gas in den Szenarien

Szenario B 2035 2,0 GW

Szenario C 2030 2,0 GW

BUNDESNETZAGENTUR | 93

3.4.4 Kraft-Wärme-Kopplung Der Begriff Kraft-Wärme-Kopplung (KWK) beschreibt die Nutzung eines Brennstoffs zur kombinierten Erzeugung von Strom und Nutzwärme. Die KWK hat für die reine Stromerzeugung zunächst einen schlechteren Wirkungsgrad und auch einen anteilsmäßig höheren CO2-Ausstoß pro Kilowattstunde zur Folge. In Kombination mit der nun nutzbar gemachten Wärme ist die Bilanz der Brennstoffnutzung allerdings deutlich besser, als bei getrennter Erzeugung. In Verbindung mit dem verhältnismäßig CO2-armen Brennstoff Erdgas kann KWK einen wichtigen Beitrag zum Erreichen der Klimaschutzziele der Bundesregierung leisten, weil die CO2 Bilanz der reinen Stromerzeugung zwar schlechter ist, sektorenübergreifend bei Strom und Wärme jedoch CO2 eingespart werden kann. Daher findet die Technologie entsprechend Eingang in die Szenarien des Szenariorahmens, obwohl sie die Erreichung der proportional abgeleiteten CO2 Minderungsziele im Stromsektor erschwert. Wie in der Genehmigung des Szenariorahmens 2025 werden KWK-fähige Gaskraftwerke in allen Szenarien nach Ablauf ihrer technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer mit gleicher Leistung an denselben Standorten angenommen. Dies begründet sich dadurch, dass diese vergleichsweise emissionsarmen Gaskraftwerke in der Regel hauptsächlich der Wärmeversorgung dienen und dieser Bedarf vor Ort weiterhin bestehen wird. Dies gilt nicht für andere KWK-fähige Erzeugungsanlagen, die zum Beispiel mit Stein- oder Braunkohle betrieben werden. Die Bundesnetzagentur geht davon aus, dass der lokale Wärmebedarf dieser Erzeugungsanlagen nach Ablauf derer technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer über die in den Szenarien angenommene Sektorenkopplung von Wärme- und Stromsektor (Power-to-Heat) übernommen wird. Diese Einschätzung ist angemessen, da die in den Szenarien nach Ablauf der technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer rückgebaute installierte Leistung der KWK-Erzeugungsanlagen mit dem Fortschritt der Sektorenkopplung in den Szenarien korrespondiert. Das heißt, dass in Szenario A 2030 auf Grund der längsten unterstellten technischwirtschaftlichen Betriebsdauer vergleichsweise wenig KWK-fähige Erzeugungsanlagen rückgebaut werden und daher nur ein vergleichsweise kleiner Wärmebedarf über die Sektorenkopplung kompensiert werden muss. Dazu passt die in Szenario A 2030 angenommene vergleichsweise geringste angenommene Sektorenkopplung zwischen Wärme- und Stromsektor. In Szenario C 2030 hingegen wird die meiste installierte KWK-fähige Erzeugerleistung aufgrund der am kürzesten unterstellten technisch wirtschaftlichen Betriebsdauer zurückgebaut, wodurch ein entsprechend hoher Wärmebedarf entsteht. Dieser wird über die in Szenario C 2030 angenommene ausgeprägte Sektorenkopplung zwischen Wärme- und Stromsektor (Power­ to-Heat) kompensiert. Bei ihren Überlegungen hat die Bundesnetzagentur auch die von 50Hertz im Rahmen der Anhörung vorgebrachte Klimaschutzvereinbarung des Landes Berlin mit der Vattenfall Europe AG geprüft. In dieser Vereinbarung wird für das Jahr 2020 ein Energiekonzept für Berlin vorgestellt, in welchem die gekoppelte Strom- und Wärmeversorgung zwischen Berlin und Vattenfall abgestimmt wird. In dieser Vereinbarung wird unter anderem geplant, KWK-fähige Öl- und Steinkohlekraftwerke durch moderne KWK-fähige Gaskraftwerke zu ersetzen. Die Annahmen in dieser Vereinbarung stehen teilweise nicht im Einklang mit den Annahmen des Szenariorahmens zu KWK-fähigen Öl- und Steinkohlekraftwerken. Die Bundesnetzagentur akzeptiert diese Abweichungen, da von den pauschalen Annahmen für die Marktmodellierung durch individuelle Vereinbarungen/Konzepte grundsätzlich nicht abgewichen werden soll. Die Bundesnetzagentur befürchtet, dass solche Abweichungen vom Kriterienkatalog zusätzliche

94 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Ausnahmefälle begründen können, die weitere Forderungen nach Einzelfallbewertungen nach sich ziehen. So wird beispielsweise die Leitentscheidung des Bundeslandes Nordrhein-Westfahlen mit der Braunkohleindustrie von der Bundesnetzagentur im Szenariorahmen ebenfalls nicht berücksichtigt. Eine solche Leitentscheidung ist, wie die oben genannte Vereinbarung, auch ein Betriebskonzept, das zwischen einem Bundesland und der Braunkohleindustrie vereinbart wurde. In der angehängten Kraftwerksliste sind blockscharfe Angaben zur grundsätzlichen Fähigkeit der Kraft­ Wärme-Auskopplung der Kraftwerke enthalten. Auch KWK-Anlagen mit geringer Leistung (< 10 MW) finden, wie in der Genehmigung des Szenariorahmens 2025, Berücksichtigung und sind in der Kraftwerksliste summarisch enthalten. Insgesamt sind entsprechend der angehängten Kraftwerksliste im Jahr 2015 in Deutschland 54,9 GW KWK-fähige Kraftwerke installiert. Davon handelt es sich bei 51 GW um KWK-fähige Kraftwerke mit einer elektrischen Leistung größer als 10 MW. Zudem sind, ausgehend von einer durchschnittlichen elektrischen Leistung der Anlagen von 66,8 kW, insgesamt 58.412 KWK-fähige Kleinkraftwerke mit einer Gesamtleistung von 3,9 GW installiert, die eine elektrische Einzelleistung von ≤ 10 MW aufweisen. In den Genehmigungen der Szenariorahmen der letzten Jahre wurde in allen Szenarien ein Zubau von KWKfähigen Kleinkraftwerken mit einer installierten Leistung geringer als 10 MW unterstellt. Analog zur Bestätigung des Szenariorahmens 2025 wird dieser Zuwachs mit etwa 300 MW pro Jahr beziffert, was für die Szenarien in 2030 einen Zuwachs von etwa 4,5 GW und für das Zieljahr 2035 von etwa 6 GW in Bezug auf das Referenzjahr 2015 bedeutet. Dieser Zuwachs wurde von der Bundesnetzagentur aus den Zuwachsraten der neu installierten, nach KWK-G förderfähigen Kleinanlagen (Liste nach BAFA) der letzten 4 Jahre bestimmt. Aufgrund des hohen Anteils bereits gegenwärtig installierter KWK-fähiger Kraftwerke sowie der oben erläuterten Annahmen zur Berücksichtigung von in Planung befindlicher KWK-fähiger Kraftwerke kommt der KWK-Erzeugung in den Szenarien eine große Bedeutung zu. In Abbildung 2 sind die installierten Leistungen KWK-fähiger Kraftwerke je Energieträger in den einzelnen Szenarien abgebildet. Insgesamt sind im Szenario A 2030 51 GW KWK-fähige Kraftwerke angenommen. In Szenario B 2030 beträgt die installierte Leistung KWK-fähiger Kraftwerke 46,4 GW und im Langfristszenario B 2035 44,5 GW. Für das Szenario C 2030 werden 43,0 GW ermittelt.

BUNDESNETZAGENTUR | 95

55

Installierte Leistung KWK-fähiger Kraftwerke nach Energieträgern in GW

Referenz 2015

51 46

45 43 Szenario A 2030

27

29

27

Szenario B 2030

25 20

18 15

13

Szenario B 2035

10 8 6 6 6

7 7 2

Kernergie

Brankohle

Steinkohle

Erdgas

1 1 1 1

Mineralölprodukte

Pumpspeicher

1 1 1 1 1

2 2 2 2 2

Sonstige

Abfall

Summe

Szenario C 2030

Quelle: BNetZA

Abbildung 2: Installierte Leistung KWK-fähiger Kraftwerke nach Energieträgern Die angenommene KWK-Leistung verteilt sich in den Szenarien unterschiedlich auf die Leistungsklassen der Kraftwerke. Abbildung 3 veranschaulicht die Beiträge der verschiedenen Leistungsklassen zur KWK-Erzeugung in den einzelnen Szenarien.

96 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Installierte Leistung KWK-fähiger Kraftwerke nach Leistungsklassen in GW 55

51

46

<10 MW

45

43

40 <100 MW 31

28

25

25

<1000 MW

>= 1000 MW

11

11

10

8

9

8

9

7

9

4 1

Referenz 2015

Szenario A 2030

1

Szenario B 2030

1

Szenario B 2035

1

Summe

Szenario C 2030

Quelle uelle:: BNe NettZA

Abbildung 3: Installierte Leistung KWK-fähiger Kraftwerke nach Leistungsklassen Den größten Anteil der KWK-fähigen Kraftwerke machen Kraftwerke mit einer Leistung zwischen 100 MW

und 1000 MW aus. Kleinkraftwerke mit einer Leistung kleiner als 10 MW werden in Szenario A 2030, B 2030

und C 2030 zwischen 7,3 und 7,5 GW Leistung angenommen. In den Szenarien B 2035 beträgt die installierte

Leistung der KWK-Erzeugungsanlagen kleiner 10 MW insgesamt 8,8 GW.

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3.4.5 Verbrauchsnahe Erzeugung Sehr viele Konsultationsteilnehmer fordern, nur Szenarien zu untersuchen bei denen der Netzausbaubedarf minimiert werde. Strategieänderungen hin zur dezentralen Erzeugung sind für sie nicht ersichtlich. In diesem Zusammenhang wird insbesondere gefordert, den sog. „zellulären Ansatz des VDE“ zu berücksichtigen bzw. diesen umzusetzen, da dies nachhaltiger sei. In der Sache ist dies nichts anderes als die erneute Forderung, gezielt in die Regionalisierung der Erneuerbaren Erzeugung einzugreifen. Denn dezentral ist nahezu jede Form der regenerativen Erzeugung (mit Ausnahme von Wind Offshore), da sie aus vielen in der Regel kleinen Einheiten besteht, die alle dezentral an den Verteilnetzen angeschlossen werden. Gemeint ist also weniger die Dezentralität als vielmehr die lastnahe dezentrale Erzeugung. Diese steht aber zum einen in einem natürlichen und damit auch ökonomischen Konflikt zur Ertragskraft der Standorte. Zum anderen ist es mehr als zweifelhaft, ob eine Beschränkung auf verbrauchsnahe oder auch nur stärkere Anreizung verbrauchsnäherer erneuerbarer Erzeugung mit den Zielen einer sicheren, zuverlässigen und preiswerten Versorgung vereinbar wäre. Vor dem Hintergrund der hohen Volatilität der Einspeisung aus Windenergie und Photovoltaik sowie bislang fehlender Speichertechnologien, die geeignet sind, erzeugte Strommengen am selben Standort zwischen zu speichern, ist die Versorgungssicherheit in den einzelnen Regionen selbst bei einer verbrauchsnahen Erzeugung aus Erneuerbaren Energien ohne Netzausbau nicht vollständig gewährleistet. Die Bundesnetzagentur ist weiterhin der Ansicht, dass das volkswirtschaftliche Optimum in einem deutschlandweiten bzw. europaweiten Energiemarkt liegt. Die Netze dienen auch dazu, diesen Markt zu ermöglichen. Die Bundesnetzagentur hat bereits in der letztmaligen Genehmigung des Szenariorahmens die in mehreren Studien angeblich propagierte Aussage des Vorzugs der ausschließlichen dezentralen Energieerzeugung widerlegt (siehe Szenariorahmen 2025, Entscheidung vom 19.12.2014, S. 74 f.). Die Studie „Impacts of restricted trasmission grid expansion in a 2030 perspective in Germany“ von ECOFYS untersuchte lediglich eine Regionalisierung des Ausbaus von EE-Anlagen vor dem Hintergrund eines verzögerten Netzausbaus bzw. keines Netzausbaus. Zentraler Untersuchungsgegenstand der Studie „Kostenoptimaler Ausbau der Erneuerbaren Energien in Deutschland“ von den Gutachtern consentec sowie Fraunhofer IWES war die Frage, an welchen Standorten in Zukunft Erneuerbare Energien ausgebaut werden sollten, um die Gesamtkosten der Stromversorgung zu minimieren. Demnach hätte eine verbrauchsnahe Erzeugung einen nennenswerten Effekt auf den Netzausbaubedarf nur dann, wenn auch konventionelle Kraftwerke verbrauchsnah verortet wären oder auf Netzstabilität sichernde Maßnahmen verzichtet würde. Ferner erfordere eine verbrauchsnahe Erzeugung eine gezielte politische Steuerung der Standortentscheidung von Kraftwerkbetreibern, die dem gegenwärtig auf Marktsignalen basierten Ansatz diametral entgegensteht. Aufgrund der von sehr vielen Konsultationsteilnehmern angeführten Studie des zellulären Ansatzes des VDE wird auf diese nun gesondert eingegangen. Bei „Der Zelluläre Ansatz – Grundlage einer erfolgreichen, regionenübergreifenden Energiewende“ handelt es sich um eine im Juni 2015 von der Energietechnischen Gesellschaft im VDE (ETG) publizierten Fachstudie. Das Ziel dieser Studie war es nach eigenen Worten nicht, das bestehende Energiesystem durch Aus- und Zubau für die zukünftigen Aufgaben zu ertüchtigen, sondern vielmehr, einen absehbaren Energiebedarf mit

98 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

einem neuen Energiesystem zu decken. In der Einleitung wird zudem betont, dass die Studie mögliche Energieversorgungskonzepte ohne die Berücksichtigung bisheriger Strukturen am Beispiel Deutschlands entwickelt und vergleicht. Untersucht wird somit ein sogenannter „Grüne-Wiese-Ansatz“, bei dem das bereits in Deutschland bestehende Energiesystem ignoriert wird. Dies ist in einer wissenschaftlichen Studie zwar durchaus zulässig, jedoch für die Prognose der wahrscheinlich eintretenden Entwicklungen, wie sie im Szenariorahmen vorgenommen werden, nur von bedingter Aussagekraft. Auch fachfremden Lesern sollte bereits die Zielstellung verdeutlichen, dass mit der Studie keine konkreten Lösungsvorschläge erarbeitet werden, sondern allenfalls Freiräume für neue Konzepte in der Energieversorgung entstehen sollen. In der Studie selbst werden zunächst Potenziale von Technologien zur Energiewandlung und -speicherung diskutiert. Eine Schlussfolgerung dieser Diskussion lautet: „Ein Teil der aufgeführten Wandler und Speicher haben ihre Einsatzpotenziale bisher nur im Labor bzw. in Pilotanlagen gezeigt. Durch weitere Forschungs- und Entwicklungsarbeiten müssen sichere, robuste, einfach handhabbare und preiswerte Produkte entwickelt werden, um die Marktreife zu erreichen.“ Dem stimmt die Bundesnetzagentur ausdrücklich zu. Die Ausgestaltung und Begleitung der deutschen Energieforschung ist jedoch nicht ausschließlicher Orientierungspunkt des Szenariorahmens. Zukünftig erkennbare Durchbrüche bei einzelnen Technologien werden gleichwohl, wie bisher auch, in einem realistischen Maß im Szenariorahmen Eingang finden. Die Studie verzichtet bei der Parametrierung des Szenarios bewusst auf eine Festlegung auf Jahreszahlen. Vielmehr soll ein System untersucht werden, in dem möglichst viel Endenergie (Strom, Wärme, Kälte, Mobilität, usw.) aus regenerativen Quellen bereitgestellt wird. Erwartet wird eine Effizienzsteigerung bei elektrischen Anwendungen, jedoch auch eine Verlagerung der Energiebereitstellung anderer Sektoren in den Stromsektor (z. B. durch Wärmepumpen), so dass eine massive Reduktion des Endenergiebedarfs (von 2400 TWh auf 1335 TWh) in Verbindung mit einem massiven Anstieg des Strombedarfs (bis zu 800 TWh) unterstellt wird. Die erforderliche installierte Leistung an Erneuerbaren Energien zur Deckung wird mit 276 bis 516 GW (!) beziffert. Diese auf den ersten Blick extrem wirkenden Werte erscheinen nur dann plausibel, wenn von einer 100% Erzeugung Erneuerbarer Energien ausgegangen wird. Dabei würde die EEG-Umlage nach konservativen Schätzungen der Bundesnetzagentur bei einer installierten Kapazität von 276 GW auf 14ct/kWh bzw. von 516 GW auf 26ct/kWh steigen. In der Studie wird unter anderem festgehalten: „Der Zubau an erneuerbaren Energiequellen führt dazu, dass diese Leistung insgesamt etwa das Vierfache der heutigen Höchstlast beträgt. Dabei folgt die räumliche Verteilung den natürlichen Gegebenheiten (Sonne im Süden, Wind im Norden und offshore) und weniger der geographischen Verteilung des Bedarfs.“ „Außerdem sind Übertragungskapazitäten für den regionalen und überregionalen Ausgleich zwischen Gebieten mit Überschuss bzw. Mangel an Erzeugungsleistung erforderlich.“

BUNDESNETZAGENTUR | 99

„Fragen der Betriebsführung künftiger Netzstrukturen zur Elektrizitätsversorgung im Normalbetrieb wie im Störungsfall ([…]) bedürfen der Klärung.“ Im Anschluss werden die verschiedenen denkbaren „Energiezellen“ anhand ihrer individuellen Bedarfe klassifiziert (Haushalt, Gewerbe) und untersucht, inwieweit sie dazu geeignet wären, Erzeugung und Verbrauch von Energie auf der niedrigsten möglichen Ebene auszubalancieren. Als Fazit wird festgehalten: „Die in dieser Studie durchgeführten Untersuchungen zeigen, dass eine autarke Versorgung von Energiezellen nur bei Haushalten und ausgewählten Energiezellen im Bereich Dienstleistungen möglich ist.“ Im Gesamtsystem besteht aber immer noch ein entsprechender Übertragungsbedarf, welcher im darauffolgenden Kapitel thematisiert wird. Betrachtet werden die zwei Ansätze der Bereitstellung von Energie durch massiven zentralen Offshore-Ausbau (50 GW) und der möglichst verbrauchsnahen Erzeugung (10 GW Offshore). Im zweiten Fall wird eine Erzeugung von 176 TWh PV-Strom unterstellt, was bei den angenommenen 1000 Volllaststunden einer installierter Leistung von 176 GW entspricht und mehr als das Vierfache des heutigen Wertes darstellt. An dieser Stelle sei darauf hingewiesen, dass die Studie ebenfalls richtigerweise festhält, dass ein wesentlicher Faktor für „das Erreichen eines möglichst hohen Anteils an regenerativen Energiequellen“ „die gesellschaftliche Bereitschaft dafür zu zahlen“ ist. In beiden von der Studie betrachteten Ansätzen ist nach wie vor ein Energieüberschuss im Norden und Osten, sowie ein Defizit im Süden und Westen vorhanden. Als Schlussfolgerung der Überlegungen zum Energieausgleich wird festgehalten: „Die Tatsache, dass in beiden Ansätzen ein Energieausgleich benötigt wird, zeigt weiterhin, dass die Energiewende nicht allein in regionalem Maßstab, heute orientiert an den Bundesländern, umgesetzt werden kann. Es bedarf zwingend einer überregionalen Betrachtungsweise bzgl. Energiebereitstellung und Energieübertragung.“ Festzuhalten ist letztlich, dass die Studie aus Sicht der Bundesnetzagentur zwar wissenschaftlich interessant und in großen Teilen fachlich nachvollziehbar ist. Ziel der Studie ist es aber nach dem Verständnis der Bundesnetzagentur, Denkanstöße zu setzen und lediglich ein „was wäre wenn“ zu postulieren (deswegen auch der beschriebene „Grüne-Wiese Ansatz“). Ein direkter Einfluss der Studie auf die kurz- bis mittelfristige Entwicklungen der Energiewirtschaft in Deutschland ist nicht erkennbar, weswegen sie für die Erstellung des Szenariorahmens 2017-2030 und des Netzentwicklungsplans 2017-2030 keine Bedeutung hat. Bedeutsam bleibt weiterhin die Erkenntnis, dass verbrauchsnahe Erzeugung einhergeht mit enormem Flächenverbrauch und zwar in den meisten Fällen in unmittelbarer Nähe zu städtischen Gebieten, da hier die Verbrauchszentren verortet sind. Hier ist erst einmal zu bewerten, ob eine derartige Inanspruchnahme großer Flächen für den Ausbau Erneuerbarer Energien oder auch konventioneller Kraftwerke als vermeintlicher Ersatz zum Bau einzelner Leitungen in Frage kommt. Angesichts der aktuellen Entwicklungen in den einzelnen Bundesländern, die den Wind Onshore Ausbau verlangsamen (z. B. restriktive Abstandregelungen zu Siedlungen, Ausbaumoratorien, durch Gerichtsurteile aufgehobene Regionalpläne) sieht die Bundesnetzagentur zum gegenwärtigen Zeitpunkt keine Akzeptanz dafür. In einem zweiten Schritt müsste zudem die Frage nach der politischen Steuerung des Zubaus der Erzeugungseinheiten geklärt werden. In

100 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

einem dritten Schritt wäre zu erklären, wie man sich die Finanzierung von 276-516 GW installierter Kapazitäten Erneuerbarer Energien vorstellen soll. Dabei würden die Kosten nach konservativen Schätzungen der Bundesnetzagentur bei einer installierten Kapazität von 276 GW jährlich 55 Milliarden Euro bzw. von 516 GW jährlich 103 Milliarden Euro betragen. Die Bundesnetzagentur kann sich ein solches Vorgehen derzeit nicht vorstellen. Im Ergebnis kann dies alles dahinstehen, denn die Frage ist durch den Gesetzgeber im aktuellen Entwurf des EEG 2016 entschieden worden. Diesem war die politische Diskussion um eine verbrauchsnähere dezentrale Erzeugung wohl bekannt. Der Gesetzgeber hat sich diesen Ansatz trotzdem nicht zu Eigen gemacht. Er hat bisher auf jegliche Förderung verbrauchsnaher erneuerbarer Erzeugung verzichtet. Im neuen EEG 2016 wurde lediglich eine Steuerung durch die Einführung einer Netzausbauregion aufgegriffen. Allokationssignale zur Ansiedlung erneuerbarer Erzeugung an Orten hohen Verbrauchs finden sich im EEG 2016 nicht. Dies hat die Bundesnetzagentur zu respektieren. Eigene Erwägungen, wo die Neuerrichtung von erneuerbarer Erzeugung wünschenswert wäre und wo nicht, stehen ihr nicht zu. Sie hat nicht die Aufgabe, den Gesetzgeber zu korrigieren. Ihr obliegt es, die wahrscheinlichen Entwicklungen unter Geltung des bestehenden oder absehbaren Rechtsrahmens zu analysieren und der Entscheidung zu Grunde zu legen. So lange es keine Anzeichen für eine gezielte verbrauchsnahe Ansiedlung von EE-Anlagen gibt, sondern wie die 10 H Regelung in Bayern zeigt, eher das Gegenteil der Fall ist, wird sich die Bundesnetzagentur auf die bisherigen, intensiv diskutierten Erwägungen im Rahmen der Regionalisierung des Zubaus erneuerbarer Erzeugung beschränken.

BUNDESNETZAGENTUR | 101

4.

Versorgung, Stromverbrauch, Erzeugung

Die genehmigten Szenarien enthalten angemessene Annahmen zu Versorgung, Verbrauch und Erzeugung von Strom.

4.1

Nettostromverbrauch

Die Bundesnetzagentur versteht unter dem Nettostromverbrauch die von den Verbrauchern in Deutschland genutzte elektrische Arbeit inklusive der durch den Transport bedingten Netzverluste im Verteilnetz. Nicht hinzugerechnet wird der Kraftwerkseigenverbrauch. Denn Kraftwerke zählen nicht zu den eigentlichen Nachfragern von Energie. Vielmehr wird in den Kraftwerken Energie eingesetzt, um elektrische Anlagen zu betreiben, was es erst ermöglicht, die eigentliche Nachfrage an Energie zu bedienen. Weiterhin ist die Höhe des Kraftwerkseigenverbrauchs abhängig von der Höhe der Volllaststunden der Kraftwerke. Diese ergeben sich jedoch erst im Rahmen der Marktsimulation. Ähnlich verhält es sich mit den Pumpspeicherkraftwerken, deren Betrieb ebenfalls nicht zum Nettostromverbrauch hinzugerechnet wird. Pumpspeicherkraftwerke agieren auf dem Markt sowohl als Verbraucher (Pumpbetrieb) als auch als Erzeuger (Turbinenbetrieb). Auch der Einsatz der Pumpspeicherkraftwerke ergibt sich jedoch erst im Rahmen der Marktsimulation. Die durch den Transport bedingten Netzverluste im Übertragungsnetz werden bei der Berechnung des Nettostromverbrauchs ebenfalls nicht berücksichtigt, da sie – anders als die Verluste im Verteilnetz – eine Folge des Energietransports über das Übertragungsnetz sind. Anders ausgedrückt ergeben sich die Verluste im Übertragungsnetz erst aus den im Anschluss an die Marktmodellierung folgenden Netzberechnungen auf Übertragungsnetzebene. Sie sind somit keine im Szenariorahmen genehmigte Eingangsgröße, sondern ein Ergebnis der Netzberechnungen auf Übertragungsnetzebene. Die Netzverluste im Übertragungsnetz bleiben bei der Bestimmung des Nettostromverbrauchs im Szenariorahmen außen vor und hängen vom Lastfluss der Netzberechnung in den einzelnen Szenarien ab. Analog zum Vorgängerprozess des Szenariorahmens 2025 ermittelt die Bundesnetzagentur den Referenzwert des Nettostromverbrauchs für das Jahr 2015 auf Basis des Monitoringberichts der Bundesnetzagentur. Derzeit liegt als aktuelle Datengrundlage der Monitoringbericht 2015 (Stand vom 10.11.2015) vor, in dem das Verbrauchsniveau des Jahres 2014 dargestellt wird. Der Monitoringbericht 2016, der das Referenzjahr 2015 betrachtet, wird voraussichtlich erst gegen Ende des Jahres 2016 veröffentlicht. Um die Verbrauchssituation des Jahres 2015 angemessen zu erfassen, werden die vorliegenden Daten des Monitoringberichts 2015 mit aktuellen Erkenntnissen, die derzeit im Rahmen des Monitorings 2016 erhoben werden, ergänzt. In dem Monitoringbericht 2015 wird für das Jahr 2014 ein Letztverbrauch von 487,5 TWh ausgewiesen. Diese Arbeitsentnahmemenge umfasst die Entnahmemenge aller privaten und industriellen Verbraucher, die aus Netzen der Allgemeinen Versorgung bedient werden. Hinzuzurechnen ist die Energiemenge von 27,1 TWh, die in Netze eingespeist wird, die nicht der allgemeinen Versorgung dienen. Zusätzlich werden durch den Transport bedingte Verluste im Verteilnetz von 17,5 TWh addiert. Für das Jahr 2014 ergibt sich somit eine Gesamtsumme für den Nettostromverbrauch in Höhe von 532,1 TWh (532,1 TWh = 487,5 TWh + 27,1 TWh +17,5 TWh).

102 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Abbildung 4 zeigt schematisch die Darstellung von Aufkommen und Verbrauch der elektrischen Energiemenge des Jahres 2014 (Monitoringbericht der Bundesnetzagentur 2015, S. 30). Die dort auf der Verwendungsseite dargestellte Entnahmemenge von Pumpspeicherkraftwerken von 10,3 TWh und die Übertragungsnetzverluste von 6,4 TWh sind nicht zu berücksichtigen. Da es sich beim Nettostromverbrauch um einen nationalen Wert handelt, bleiben auch die in der Abbildung dargestellten Exporte von 59,2 TWh unberücksichtigt.

Abbildung 4: Aufkommen und Verwendung in den deutschen Versorgungsnetzen 2014 (Monitoringbericht der Bundesnetzagentur 2015, S. 30) Ausgehend vom Wert für das Jahr 2014 ist der Wert für das Jahr 2015 abzuschätzen. Dies ist erforderlich, um eine Stringenz zu den Referenzwerten der anderen Inputparametern des Szenariorahmens 2017-2030 herzustellen, die sich alle auf das Endes des Jahres 2015 beziehen. Die Bundesnetzagentur geht basierend auf der derzeit stattfindenden Datenerhebung für den Monitoringbericht 2016 von einem nahezu konstanten

BUNDESNETZAGENTUR | 103

Stromverbrauchsniveau aus, weshalb die Werte für 2014 für jene Werte des Jahres 2015 fortgeschrieben werden. Für den Szenariorahmen 2017-2030 werden drei Entwicklungspfade des Nettostromverbrauchs angenommen. Diese unterscheiden sich im Grundsatz in der Prognose zur Steigerung der Energieeffizienz auf dem Stromsektor und in einer unterschiedlich starken Kopplung des Stromsektors mit dem Verkehrs- und dem Wärmesektor (sog. Sektorenkopplung). Die Steigerung der Energieeffizienz soll in erster Linie durch Fortschritte bei der Energieeinsparung sowie einer Erhöhung der Wirkungsgrade bekannter Stromanwendungen erzielt werden. Im Aktionsprogramm Klimaschutz 2020 hat die Bundesregierung Maßnahmen vorgestellt, mit denen die Energieeffizienz verbessert werden soll (z.B. energieeffiziente Wohngebäudesanierung, Umstellung von Beleuchtungsanlagen auf LED-Technologie, etc.). Es ist davon auszugehen, dass diese und noch folgende Maßnahmen zu einer Reduktion des Stromverbrauchs führen werden. In den einzelnen Szenarien wird von einer unterschiedlich starken Durchdringung des Marktes mit energieeffizienter Technologie und einer unterschiedlich erfolgreichen Umstellung auf verbrauchsarme Anwendungen ausgegangen. Das Szenario A 2030 beschreibt mit seiner konservativen Ausprägung eine eher zurückhaltende Entwicklung basierend auf einer eher zähen Durchdringung des Energiemarktes mit meist bekannten Technologien, in dem Effizienzeinsparungen von 27,5 TWh erfolgen. In Szenario B 2030 erfolgt eine technologische Weiterentwicklung, die den Energiemarkt wesentlich stärker als in Szenario A 2030 durchdringt, wodurch sich Effizienzeinsparungen von 32,5 TWh einstellen. In Szenario C 2030 wird ein Technologieboom unterstellt, der von einer noch höheren Durchdringung des Energiemarktes begleitet wird, weshalb Effizienzeinsparungen von 55 TWh realisiert werden können. Im Langfristszenario B 2035 wird die Entwicklung des Szenarios B 2030 fortgeschrieben und daher eine um 9,8 TWh höhere Effizienzeinsparung von insgesamt 42,3 TWh angenommen. Den Effizienzeinsparungen stehen mit der Sektorenkopplung von Strom- Verkehrs- und Wärmsektor verbrauchsteigernde Effekte gegenüber. Zukünftig sollen bisher auf fossilen Brennstoffen basierende Anwendungen elektrifiziert werden, womit sich die genutzte Energie in Form von Strom erhöhen wird. Insbesondere die Elektromobilität hat für die Bundesregierung einen hohen Stellenwert (vgl. Kapitel II B 3.4.3). Die Bundesregierung hat auf dem Autogipfel vom 26.04.2016 das Ziel von einer halben Million E-Autos bis 2020 auf deutschen Straßen ausgegeben und dazu eine finanzielle Förderung der E-Mobilität angekündigt. Des Weiteren spielen elektrisch betriebene Wärmepumpen vor allem bei Neubauten eine immer größere Rolle bei der Wärmeversorgung (vgl. Kapitel II B 3.4.3). Weiterhin ist davon auszugehen, dass bei einem großen Dargebot Erneuerbarer Energie günstiger Strom zukünftig vermehrt mit Power-to-Heat-Verfahren zur Wärmegewinnung sowohl im privaten als auch im industriellen Sektor genutzt werden wird. Auch Power-to-Gas-Technologien werden in Zukunft auf dem Energiemarkt zu finden sein (vgl. Kapitel II B 3.4.3). Der Erfolg der oben genannten und anderer neuen Technologien ist von zahlreichen Faktoren abhängig, weshalb es die Bundesnetzagentur für angemessen hält, verschiedene Entwicklungspfade anzunehmen, die zu einer unterschiedlich starken Sektorenkopplung und einer damit einhergehenden unterschiedlich starken Steigerung des Stromverbrauchs führen. Um ein hohes Maß an Konsistenz in den Szenarien zu gewährleisten, korrespondieren die Annahmen zum Maß der Sektorenkopplung in den Szenarien mit den Prognosen zur Effizienzeinsparung.

104 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

In Szenario A 2030 wird daher eine nur schwach ausgeprägte Sektorenkopplung angenommen, die zu einem Mehrverbrauch von 12,5 TWh führt. Von diesem zusätzlichen Bedarf entfallen auf den Verkehrssektor 2,5 TWh, die zum Betrieb von 1 Million Elektroautos benötigt werden, die in Szenario A in 2030 auf deutschen Straßen fahren. (Es wird eine durchschnittliche jährliche Fahrleistung je E-Auto von 10.000 km und ein durchschnittlicher Verbrauch von 25 kWh pro 100 km unterstellt.) Auf den Wärmesektor entfallen 10 TWh, die für den Einsatz von 0,5 Million zusätzlicher Wärmepumpen mit einem Stromverbrauch von 5 TWh zzgl. industrieller Wärmeprozesse in ungefähr der gleichen Höhe benötigt werden. (Es wird ein durchschnittlicher jährlicher Verbrauch je Wärmepumpe von 10.000 kWh unterstellt.) In Szenario B 2030 kommt es zu einer stärkeren Sektorenkopplung, als in Szenario A 2030. Von den insgesamt 47,5 TWh entfallen unter der Annahme von 3 Millionen E-Autos 7,5 TWh auf den Verkehrssektor. Durch den Einsatz von 2 Millionen zusätzlicher Wärmepumpen mit einem Stromverbrauch von 20 TWh zzgl. industrieller Wärmeprozesse in ungefähr der gleichen Höhe entfallen 40 TWh auf den Wärmesektor. Im Langfristszenario B 2035 wird die Entwicklung des Szenario B 2030 fortgeschrieben und dementsprechend eine Erhöhung der Anzahl von Wärmepumpen und Elektrofahrzeugen unterstellt. Von den insgesamt 57,3 TWh entfallen unter der Annahme von 4,5 Millionen E-Autos 11,3 TWh auf den Verkehrssektor. Durch den Einsatz von 2,3 Millionen zusätzlicher Wärmepumpen mit einem Stromverbrauch von 23 TWh zzgl. industrieller Wärmeprozesse in ungefähr der gleichen Höhe entfallen 46 TWh auf den Wärmesektor. Das Szenario C 2030 prognostiziert mit einem zusätzlichen Strombedarf von 100 TWh die stärkste Sektorenkopplung. Davon werden 15 TWh für die Nutzung von 6 Millionen E-Autos benötigt, die für Szenario C 2030 angenommen werden. Im Wärmesektor werden 3,5 Millionen zusätzlicher Wärmepumpen mit einem Stromverbrauch von 35 TWh zzgl. industrieller Wärmeprozesse in ungefähr der gleichen Höhe sowie sonstiger Wärmeanwendungen von 15 TWh angenommen. Der Nettostromverbrauch für die Szenarien ergibt sich wie folgt: Vom Referenzwert des Nettostromverbrauchs des Jahres 2015 sind die für das jeweilige Szenario angenommenen Effizienzeinsparungen abzuziehen und der durch die Sektorenkopplung zusätzliche Stromverbrauch zu addieren. Für Szenario A 2030 ergibt sich ein Nettostromverbrauch von 517,1 TWh, für Szenario B 2030 und B 2035 ein Nettostromverbrauch von 547,1 TWh und in Szenario C 2030 ein Nettostromverbrauch von 577,1 TWh. Die Zusammensetzung dieser Werte kann in Tabelle 6 nachvollzogen werden.

BUNDESNETZAGENTUR | 105

Szenario Entnahmemenge

Szenario A 2030

Szenario B 2030

Szenario B 2035

Szenario C 2030

487,5 TWh

487,5 TWh

487,5 TWh

487,5 TWh

+

Verluste im Verteilnetz

17,5 TWh

17,5 TWh

17,5 TWh

17,5 TWh

+

Nicht in Netze der Allgemeinen Versorgung eingespeiste NettoErzeugungsmenge 2014

27,1 TWh

27,1 TWh

27,1 TWh

27,1 TWh

=

Nettostromverbrauch 2014/2015

532,1 TWh

532,1 TWh

532,1 TWh

532,1 TWh

-

Effizienzeinsparungen

27,5 TWh

32,5 TWh

42,3 TWh

55,0 TWh

+

Kopplung Wärmesektor

10,0 TWh

40,0 TWh

46,0 TWh

85,0 TWh

+

Kopplung Verkehrssektor

2,5 TWh

7,5 TWh

11,3 TWh

15,0 TWh

=

Nettostromverbrauch 2030/2035

517,1 TWh

547,1 TWh

547,1 TWh

577,1 TWh

Tabelle 6: Nettostromverbrauch in den Szenarien

106 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

4.2

Jahreshöchstlast

In den Szenarien müssen gemäß § 12a Abs. 1 S. 4 EnWG Annahmen zur Versorgung abgebildet werden. Die Versorgung ist gemäß der Legaldefinition des § 3 Nr. 36 EnWG die Erzeugung oder Gewinnung von Energie zur Belieferung von Kunden, der Vertrieb von Energie an Kunden und der Betrieb eines Energieversorgungsnetzes. Ausgehend von diesem beschriebenen Verhältnis von Erzeugern, Netzbetreibern und Kunden können Annahmen zur Versorgung durch eine die Netzebene übergreifende Jahreshöchstlast in GW konkretisiert werden. Weil die Jahreshöchstlast der maximalen Leistungsanforderung des Energieversorgungsnetzes entspricht, ist sie eine maßgebliche Größe für die Dimensionierung des Energieversorgungsnetzes. Die Jahreshöchstlast ist die maximal in einem Jahr zu einem bestimmten Zeitpunkt auftretende Summe der Leistung aller angeschlossenen Verbraucher am Verteil- und Übertragungsnetz inklusive der Summe der durch den Transport entstehenden Verlustleistung im Verteilund Übertragungsnetz. 4.2.1 Referenzwerte für das Jahr 2015 Zur Ermittlung des Referenzwertes der Jahreshöchstlast des Jahres 2015 kann auf Daten der Übertragungsnetzbetreiber zurückgegriffen werden, die die Jahreshöchstlast in dem Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2015 nach § 12 Abs. 4 und Abs. 5 EnWG mit Stand vom 30.09.2015 (nachfolgend: Leistungsbilanzbericht 2015) dargestellt haben. Der Leistungsbilanzbericht 2015 beinhaltet sowohl eine Statistik der von den Übertragungsnetzbetreibern ausgewerteten Daten des Jahres 2014 als auch eine Prognose für das Jahr 2015. Da die abschließende Statistik der Übertragungsnetzbetreiber für das Jahr 2015 erst im kommenden Leistungsbilanzbericht 2016 zu erwarten ist, bezieht sich die Bundesnetzagentur zur Ermittlung des Referenzwertes 2015 auf den Prognosewert der Übertragungsnetzbetreiber aus dem aktuellen Leistungsbilanzbericht 2015. Im Leistungsbilanzbericht 2015 erläutern die Übertragungsnetzbetreiber, warum eine genaue Messung der Netzebenen übergreifenden Jahreshöchstlast technisch nicht möglich ist: Bei einer Vielzahl von Verbrauchern erfolgt keine Leistungsmessung der Stromentnahme, die für eine Bestimmung der Jahreshöchstlast erforderlich wäre. Viele Verbraucher aber auch Erzeuger wie z.B. Photovoltaikanlagen verfügen nur über eine Messmöglichkeit der dem Netz entnommenen bzw. der in das Netz eingespeisten elektrischen Arbeit. Weiterhin stünden auch Daten zur Einspeisungen innerhalb von Industrienetzen, geschlossenen Verteilnetzen und dem Netz der Deutschen Bahn nicht zur Verfügung, womit ein nicht zu vernachlässigender Teil der Verbraucher nicht erfasst werde. Die Jahreshöchstlast könne daher nicht über die Verbrauchsseite ermittelt werden. Da jedoch im Stromnetz der Verbrauch und die Erzeugung zu jeder Zeit gleich groß sein muss, werde die Jahreshöchstlast im Leistungsbilanzbericht 2015 indirekt über die Einspeisung auf der Erzeugerseite hergeleitet. Den Übertragungsnetzbetreibern seien sowohl die Einspeisungen in Industrienetze, innerhalb geschlossener Verteilnetze sowie jene in das Netz der Deutschen Bahn bekannt. Dazu erfassten die Übertragungsnetzbetreiber den Leistungsfluss an den Übergabestellen zwischen Übertragungs- und Verteilernetz sowie an die an das Übertragungsnetz angeschlossenen Endverbraucher. Im Gegensatz zu den Vorjahren lägen den Übertragungsnetzbetreibern auch qualitativ hochwertige Daten zur Einspeisung von erneuerbaren und konventionellen Erzeugern in das Verteilernetz vor, die ihnen im Rahmen des Prozesses „Marktregeln für die Durchführung der Bilanzkreisabrechnung Strom“ (MaBiS) zur Verfügung gestellt worden seien. Auf diese Weise könnten Energieausgleichprozesse auf Verteilernetzebene, die bisher aus Perspektive des Übertragungsnetzbetreibers nicht ersichtlich waren, berücksichtigt und die Einspeisung entsprechend bilanziert werden. Die Übertragungsnetzbetreiber gehen davon aus, dass 97% der gesamten Einspeisung (in

BUNDESNETZAGENTUR | 107

das Verteiler- und das Übertragungsnetz) im Rahmen ihrer Erhebungen zum Leistungsbilanzbericht 2015 abgedeckt würden. Auf Grund der im Vergleich zu den Vorjahren verbesserten Erfassung der Einspeisung von 97% erachtet die Bundesnetzagentur es erstmals für angemessen eine Hochrechnung auf die Grundgesamtheit vorzunehmen. Die Übertragungsnetzbetreiber weisen für die statistisch erhobene Jahreshöchstlast des Jahres 2014 einen Wert von 81,8 GW aus, welcher im Leistungsbilanzbericht 2015 auch als Prognose für das Jahr 2015 angenommen wird. Wird dieser um die fehlende Einspeiseabdeckung von 3% nach oben korrigiert, ergibt sich für die Jahreshöchstlast 84,4 GW. Nach Angaben der Übertragungsnetzbetreiber umfassen die ausgewiesenen Werte weder den Kraftwerkseigenverbrauch noch die Leistungsaufnahme von Pumpspeicherkraftwerken, was - wie im Kapitel II B 4.1 dargestellt - im Einklang mit den Anforderungen des Nettostromverbrauchs des Szenariorahmen 2017-2030 steht. Jedoch enthält die von den Übertragungsnetzbetreibern ausgewiesene Jahreshöchstlast die Transportverluste des Verteil- und Übertragungsnetzes. Da die Übertragungsnetzverluste jedoch nicht Eingangsparameter sondern Ergebnis der Netzberechnung sind, müssen diese von den ermittelten 84,4 GW abgezogen werden. Zur Ermittlung der Übertragungsnetzverluste greift die Bundesnetzagentur, wie schon im Szenariorahmen 2025, auf die Daten des Monitoringberichts 2015 zurück. In diesem werden für 2014 Übertragungsnetzverluste in Höhe von 6,4 TWh ausgewiesen, die aus den in Kapitel II B 4.1 genannten Gründen auch für das Jahr 2015 angesetzt werden. Unter der vereinfachten Annahme einer gleichverteilten Auslastung des Übertragungsnetzes über alle 8760 Stunden des Jahres ergibt sich ein Anteil der Übertragungsnetzverluste an der Jahreshöchstlast von 0,73 GW (6,4TWh/8760h=0,73GW). Werden diese 0,73 GW von den zuvor ermittelten 84,4 GW abgezogen, ergibt sich ein Referenzwert der Jahreshöchstlast für das Jahr 2015 von 83,7 GW. 4.2.2 Prognosewerte für das Jahr 2030/2035 Im Szenariorahmen 2025 wurde noch davon ausgegangen, dass sich die Jahreshöchstlast proportional zur Entwicklung der Jahresstromnachfrage verhält. Als Resultat wurde die Jahreshöchstlast für die Zieljahre 2025 und 2035 entsprechend zur Prognose zum Nettostromverbrauch skaliert (siehe Szenariorahmen 2025, Entscheidung vom 19.12.2014, S. 81 ff.). Diesem Vorgehen lag die Annahme zu Grunde, dass sich zwar die Menge der nachgefragten Jahresenergie verändert, jedoch nicht das zeitliche Nachfrageverhalten und damit der Lastverlauf. Der Bundesnetzagentur war bewusst, dass durch technologischen Fortschritt Änderungen im Lastverlauf möglich sind. Jedoch wurden deren Auswirkung auf das im Fokus liegende Zieljahr 2025 nicht als derart signifikant eingestuft, als dass eine Anpassung des Lastverlaufs hätte vorgenommen werden müssen. Da der Betrachtungszeitraum des Szenariorahmens nun im Jahr 2030 liegt, müssen fünf weitere Jahre technologische Entwicklung und fortgeschrittene Marktdurchdringung neuer Stromanwendungen berücksichtigt werden. Aus diesem Grund ist die Bundesnetzagentur der Meinung, dass die oben genannte Argumentation des Szenariorahmens 2025 für den Szenariorahmen 2017-2030 nicht mehr passend ist. Eine reine Skalierung der Jahreshöchstlast proportional zur Entwicklung des Stromverbrauchs würde den Einfluss neuer Stromanwendungen und Effizienzeinsparungen auf den Lastverlauf und damit auf die Jahreshöchstlast nicht angemessen abbilden. Am Beispiel der Elektromobilität kann der Einfluss einer neuen Technologie auf die Jahreshöchstlast anschaulich dargestellt werden. Mit dem Anstieg der Anzahl von Elektroautos steigt auch die zur Nutzung

108 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

dieser Fahrzeuge benötigte und vom Stromsektor bereitgestellte Energie. Der Betrieb der Elektrofahrzeuge hat jedoch nicht nur einen Einfluss auf die Summe der jährlich benötigten elektrischen Gesamtenergie, sondern auch auf das zeitliche Bezugsverhalten dieser Energie durch die Nachfrager. Das seit vielen Jahren relativ konstant verlaufende Lastprofil kann sich daher durch die Etablierung der Elektromobilität spürbar verändern. So ist es vorstellbar, dass es in den frühen Abendstunden der Wochentage zu einer starken Erhöhung der Last kommt, wenn zahlreiche Elektroautos nach dem Arbeitsweg im heimischen Car-Port geladen werden. Ebenso könnten Elektroautos jedoch auch zu einer Lastglättung führen, sofern sie als intelligente Speicher eingesetzt werden. So könnten Elektroautos mit Ladebedarf bei Stromüberschuss flexibel als zusätzliche Verbraucher zugeschaltet werden, um einen günstigen Strompreis zu nutzen. Theoretisch könnten Elektroautos je nach Marktsituation auch Energie ins Stromnetz einspeisen, sofern die Verfügbarkeit des Elektroautos als Speicher wirtschaftlich angereizt wird. Neben der Elektromobilität gibt es viele weitere neue Stromanwendungen, die Einfluss auf den Verlauf der Last und damit der Jahreshöchstlast haben. Bekannte neue Anwendungen sind Wärmepumpen, PVKleinspeicher, Power-to-Heat-Anwendungen oder Power-to-Gas-Anlagen sowie das klassische Lastmanagement, bei dem eine Lastreduktion bzw. eine zeitliche Verlagerung der Last mit (in der Regel) Industriekunden vertraglich geregelt wird. Wie auch bei der Elektromobilität ist bei vielen dieser Anwendungen nicht eindeutig vorherzusagen, wann sie zu einer Erhöhung, einer Senkung oder einer Verlagerung der Last beitragen. Die Jahreshöchstlast kann prinzipiell zu vielen Stunden des Jahres auftreten, in denen nicht zwingend vorhersehbar ist, wie die Elektromobilität, Power-to-Heat-Anwendungen, Power-toGas oder das Lastmanagement gerade auf die Marktsituation reagieren. Auch wie sich die Energieeinsparungen durch eine Steigerung der Energieeffizienz zeitlich verteilen und wie sich dies auf die Jahreshöchstlast auswirkt, kann nicht pauschal bestimmt werden. Eine strikte Kopplung der Jahreshöchstlast an den Stromverbrauch, wie im Szenariorahmen 2025, ist auf Grund des situativ nur unzureichend bestimmbaren Verhaltens der neuen Stromanwendungen nicht sachgerecht. Die Übertragungsnetzbetreiber schlagen daher erstmalig vor, die Jahreshöchstlast mit Hilfe des Bottom-Up-Simulationsmodells eLOAD zu ermitteln. Der Einsatz des eLOAD-Modells gestattet die Analyse der Auswirkungen einer veränderten Zusammensetzung der Stromnachfrage durch veränderte wirtschaftliche Entwicklung, Energieeffizienz oder neue Stromanwendungen auf die Entwicklung von stündlichem Lastverlauf und Jahreshöchstlast. eLOAD verwendet die Methode der „partiellen Dekomposition“, um die Auswirkungen struktureller Änderungen in der jährlichen Nachfrage auf die stündliche Last zu berücksichtigen. Bei der „partiellen Dekomposition“ wird die historische Lastkurve in ihre Bestandteile, also in die Lastverläufe der einzelnen Anwendungen zerlegt. Die einzelnen historischen Lastverläufe werden dann entsprechend der Entwicklungsprognose der betrachteten Anwendung angepasst, sofern eine signifikante Veränderung des spezifischen Lastverlaufs zu erkennen ist. Der kumulierte Lastverlauf der Anwendungen, die keine überdurchschnittliche Nachfrageänderung aufweisen, wird als Aggregat skaliert. Ergebnis des eLOAD-Projektionsmoduls ist die stündliche nationale Lastkurve für die Projektionsjahre 2030 und 2035. Diese Lastkurve kann anschließend hinsichtlich der Evolution bestimmter Lastcharakteristika, z.B. der Jahreshöchstlast, ausgewertet werden. Zur Durchführung der partiellen Dekomposition steht den Übertragungsnetzbetreibern eine umfangreiche Datenbank mit über 600 Lastprofilen aus Feldstudien, Gebäudesimulationen und internen Daten aus Industrieprojekten zur Verfügung. Die anwendungsspezifischen Lastprofile liegen entweder nach Typtagen (Werktag, Wochenende, Feiertag), als Zeitreihe über den Verlauf eines gesamten Jahres oder als mathematische Funktion vor.

BUNDESNETZAGENTUR | 109

Insbesondere die funktionsbasierten Profile gestatten die Modellierung des Lastverlaufs einer Anwendung in Abhängigkeit externer Faktoren, wie Außentemperatur, Arbeitszyklen, usw. Um einschätzen zu können, wie sich die neuen sowie die klassischen Stromanwendungen auf einzelne Sektoren auswirken, nutzen die Übertragungsnetzbetreiber zusätzlich ein technologiebasiertes Modell namens FORECAST. In diesem wird erstmalig die technologische Zusammensetzung der verschiedenen stromnachfragenden Sektoren (Haushalte, Gewerbe-, Handel- und Dienstleistungen, Industrie, Verkehr und Landwirtschaft) abgebildet. Die Modellierung der einzelnen Sektoren variiert dabei in Abhängigkeit ihrer strukturellen Zusammensetzung. So wird beispielsweise die Industrie nach verschiedenen Branchen (z. B. Eisen- und Stahlherstellung) differenziert, die wiederum nach unterschiedlichen Prozessen unterschieden werden. Im Haushaltssektor wird nach verschiedenen Verwendungszwecken (z.B. Beleuchtung, Raumwärme) unterschieden, die wiederrum durch unterschiedliche Technologien abgebildet sind. Dabei wird jede einzelne Technologie über sogenannte techno-ökonomische Parameter (z.B. Anschaffungspreis, spezifischer Verbrauch) repräsentiert. Des Weiteren werden je nach Szenario unterschiedliche politische Zielsetzungen (z.B. monetäre Instrumente oder regulatorische Instrumente) mit in die Analyse einbezogen, die dann wiederum zu einer unterschiedlichen Verbreitung der Technologien in den einzelnen Sektoren führen. Ergänzt wird diese technologiebasierte Betrachtung um den Einfluss sozio-ökonomischer Rahmenparameter wie der Entwicklung der Bevölkerung oder des Bruttoinlandsproduktes auf die zukünftige Entwicklung der Stromnachfrage. Die Übertragungsnetzbetreiber haben für alle Szenarien die gleiche Bevölkerungsentwicklung angenommen. Diese basiert auf der 13. koordinierten Bevölkerungsvorausrechnung des statistischen Bundesamtes. Neben den Ergebnissen der koordinierten Bevölkerungsvorausrechnung werden die Ergebnisse des Migrationsberichtes 2011 des Bundesamtes für Migration und Flüchtlinge und des Zensus von 2011 berücksichtigt. Im Rahmen der Bevölkerungsvorausrechnung haben die Übertragungsnetzbetreiber mehrere mögliche Entwicklungen analysiert, die sich durch unterschiedliche Geburtenraten, Lebenserwartungen und Wanderungssalden unterscheiden. In Anbetracht der derzeitigen und zukünftig antizipierten Migrationsentwicklungen wird in den Szenarien die Variante „Kontinuität bei stärkerer Zuwanderung“ unterstellt. Insgesamt wird daher bis zum Jahr 2020 von einem leichten Anstieg der Gesamtbevölkerung und in den daraufhin folgenden Jahrzehnten von einer Reduktion der Bevölkerungszahl ausgegangen. Die Berücksichtigung der genannten Rahmenparameter ist von zentraler Bedeutung, da deren Änderung sich wesentlich auf das Niveau der zukünftigen Entwicklung der Stromnachfrage auswirkt. Die Funktionsweise zur Bestimmung des Lastverlaufs und damit der Jahreshöchstlast kann an dem Beispiel der Stromnachfrage der Stahlerzeugungsbrache verdeutlicht werden. Bei der Stahlherstellung handelt es sich um einen energieintensiven Prozess, dessen Entwicklungsprognose sinnvoll erscheint. Der Stromverbrauch und Lastverlauf der Stahlindustrie ist von verschiedenen Parametern abhängig, die im Rahmen des FORECAST Modells variiert werden können. Zu nennen ist hier zum Beispiel die Bruttowertschöpfung oder die Produktionskapazität der Branche, die Abhängigkeit von der BIP-Entwicklung und die angenommenen Rohstoffpreise im jeweiligen Szenario. Auch die angenommenen Beschäftigungszahlen sind abhängig von den ökonomischen Rahmenbedingungen und der angenommene Entwicklung von Bevölkerung und Arbeitsmarkt in der Region. Je nach Wahl der Rahmenparameter ergibt sich ein bestimmter Stromverbrach und Lastverlauf für die Branche. Neben der Stahlindustrie werden mit eLoad die verschiedenen Lastkurven energieintensiver Branchen zu einer gemeinsamen Lastkurve des Subsektors der energieintensiven Industrien aggregiert. Auch der Subsektor der nicht energieintensiven Industrien wird betrachtet. Dessen Lastkurve wird zusammen mit der Lastkurve der energieintensiven Unternehmen erneut zur Lastkurve des Industriesektors

110 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

zusammengefasst. Gemeinsam mit den ebenso aggregierten Lastkurven des Haushalts-, GHD- und Verkehrssektors ergibt sich die prognostizierte Gesamtlastkurve im jeweiligen Szenario, aus dem die Jahreshöchstlast abgelesen werden kann. Tabelle 7 zeigt eine beispielhafte Übersicht der Sektoren und eine Auswahl der Subsektoren sowie die Einflussparameter auf die Stromnachfrage und den Lastverlauf des Sektors. Sektor

Subsektor

Einflussparameter

Haushaltssektor

Geräte Beleuchtung Elektrische Heizsysteme

Bevölkerungsentwicklung Wohnfläche, Wohnstruktur Anzahl der Haushalte Energieeffizienz von Geräten

GHD-Sektor

Finanzsektor Einzelhandel Öffentliche Verwaltung

Bruttowertschöpfung je Subsektor Beschäftige je Subsektor Bevölkerungsentwicklung

Industriesektor

Energieintensiver Subsektor (z.B. Stahlindustrie) Nicht-Energieintensiver Subsektor (z.B. Maschinenbau)

Bruttowertschöpfung je Subsektor Beschäftige je Subsektor Produktionskapazität

Verkehrssektor

Elektromobilität Schienenbahnen

Stromnachfrage der Verkehrsträger Entwicklung der Ladeinfrastruktur Subventionen

Tabelle 7: Einfluss von Sektoren und Subsektoren auf die Jahreshöchstlast Die Bundesnetzagentur erachtet die von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagene neue Methodik zur Ermittlung der Jahreshöchstlast für angemessen. Weiterhin schließt sich die Bundesnetzagentur den Ausführungen aus dem Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber an, dass der Einfluss der neuen Stromanwendungen, wie Elektromobilität, Wärmepumpen und Power-to-Gas erstmalig über den Stromverbrauch und die Jahreshöchstlast abgebildet werden muss. Das klassische Lastmanagement mit seinen Fähigkeiten zur Lastreduktion- und Verschiebung fließt ebenfalls in die Netzplanung ein. Allerdings im Rahmen der Marktsimulation als modellendogener Parameter (vgl. Kapitel II B 3.4.3). Die Bundesnetzagentur legt die Jahreshöchstlast in Höhe von 84 GW fest, die die Übertragungsnetzbetreiber in allen den Szenarien des Netzentwicklungsplans 2017-2030 einzuhalten haben. Darüber hinaus haben die Übertragungsnetzbetreiber im Szenariorahmen 2017-2030 bei der Ermittlung der Jahreshöchstlast die Vorgaben der Bundesnetzagentur zu Elektrofahrzeugen, Wärmepumpen und Power-to-Gas im Kapitel II B 3.4.3 verbindlich zu berücksichtigen und im Netzentwicklungsplan 2017-2030 darzustellen. Die Festlegung der Jahreshöchstlast und die Befürwortung der Ermittlung des Wertes, mit der von den Übertragungsnetzbetreibern für die Marktmodellierung vorgeschlagenen Methodik durch die Bundesnetzagentur spiegelt auch das Ergebnis der Konsultation wieder. In zahlreichen Beiträgen werden sowohl ein steigender Verlauf der Jahreshöchstlast als auch eine konstante oder sinkende Entwicklung bis in das Zieljahr 2030 gefordert. Dabei werden diese gegensätzlichen Prognosen nicht selten mit dem Effekt der neuen Stromanwendungen auf die Jahreshöchstlast begründet. Zum Beispiel wird unterstellt, dass durch ein starkes Wachstum der Elektromobilität eine höhere Jahreshöchstlast durch ein ähnliches Ladeverhalten der

BUNDESNETZAGENTUR | 111

Nutzer herbeigeführt werde. Ebenso wird ausgeführt, dass durch das starke Wachstum der Elektromobilität dem Strommarkt ein hohes Speicher- und Flexibilitätspotenzial zur Verfügung stehe, welches die Jahreshöchstlast verringere. Die Übertragungsnetzbetreiber weisen im Rahmen der Anhörung darauf hin, dass eine Erreichung der im Szenariorahmen vorgegebenen Jahreshöchstlast nicht im Vorhinein sichergestellt werden könne. Die sich einstellende Jahreshöchstlast sei ein Resultat der Optimierung auf Basis von eLoad und hänge stark vom Einsatz der von der Bundesnetzagentur vorgegebenen Lastflexibilitäten ab.

112 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

4.3

Erzeugung

4.3.1 Referenzwerte für das Jahr 2015 Die Referenzwerte für das Jahr 2015 sind nicht Bestandteil dieser Genehmigung. Sie dienen lediglich als Ausgangswert zur Bestimmung der installierten konventionellen und regenerativen Erzeugungsleistung in den Zieljahren 2030 und 2035. Im Gegensatz zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber, in dem Werte für das Jahr 2014 (31.12.2014) als Referenz genutzt wurden, werden in der Genehmigung die Werte zum Jahr 2015 (31.12.2015) angegeben. 4.3.1.1 Regenerative Erzeugung Erzeugungstyp

Entwurf des Szenariorahmen: Werte für 2014 (31.12.2014)

Genehmigung: Werte für 2015 (31.12.2015)

Wind Onshore

38,8 GW

41,2 GW

Wind Offshore

1,2 GW

3,4 GW

37,3 GW

39,3 GW

Biomasse

6,8 GW

7,0 GW

Wasserkraft

4,3 GW

5,6 GW

sonstige regenerative Erzeugung

0,6 GW

1,3 GW

Photovoltaik

Tabelle 8: Referenzwerte regenerativer Kapazitäten im Jahr 2014/2015 Die Referenzwerte für die installierte regenerative Erzeugungsleistung wurden im Vergleich zum Entwurf des Szenariorahmens im Hinblick auf alle Energieträger geändert. Für die installierte Leistung Wind Onshore beträgt der Referenzwert 41,2 GW. Dieser Wert entspricht dem für den 31.12.2015 ausgewiesenen Wert in der Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur (Stand: 10.05.2016). Zur Prognose des zukünftigen Rückbaus der Windenergieanlagen werden neben dem Referenzwert auch historische Zubauwerte benötigt, da der im EEG 2016 angegebene Bruttozubauwert durch den Rückbau auf einen prognostizierten Nettozubauwert reduziert wird. Dabei wird zur Prognose des Rückbaus eine pauschale Betriebsdauer der Windenergieanlagen von 20 Jahren unterstellt. Alle Anlagen werden somit pauschal behandelt als würden sie nach 20 Jahren außer Betrieb genommen. Dem liegt die Überlegung zu Grunde, dass die nach 20 Jahren auslaufende Förderung der Anlagen die Wirtschaftlichkeit so beeinträchtigt, dass ein weiterer Betrieb als unwahrscheinlich anzusehen ist. Die historischen Zubauwerte werden von 2003-2014 aus dem EEG-Statistikbericht der Bundesnetzagentur („EEG in Zahlen“) entnommen. Von 1990-2003 werden Zubauwerte aus der Veröffentlichung „Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland“ der Arbeitsgruppe Erneuerbare Energien-Statistik (AGEE-Stat) entnommen. Diese Arbeitsgruppe erstellt unter der Leitung des Umweltbundesamts umfangreiche Statistiken zu Erneuerbaren Energien. Nach der in der Anhörung geäußerten Meinung der Übertragungsnetzbetreiber sei eine unterstellte Betriebsdauer von 20 Jahren für Windenergieanlagen nicht sachgerecht. Vielmehr sollten Aspekte wie der Weiterbetrieb von wirtschaftlich abgeschriebenen Bestandsanlagen (u.a. auf Grund eines Wegfalls des

BUNDESNETZAGENTUR | 113

Repoweringbonus) berücksichtigt werden. Nach Erkenntnissen der Übertragungsnetzbetreiber erscheint ein Weiterbetreib der Anlagen über 20 Jahre hinaus aus technisch wirtschaftlicher Sicht sehr wahrscheinlich. Die Gesamtnutzungsdauer einer Windenergieanlage errechnet sich aus der Summe der geplanten Nutzungsdauer und der Restnutzungsdauer. Klassischerweise besitzt eine Windenergieanlage aus mehreren Gründen eine geplante Nutzungsdauer von 20 Jahren: Zum einen entsprechen die 20 Jahre der Untergrenze der Entwurfslebensdauer im Bereich der technischen Normen (IEC und DIBt), sodass die Anlage im Regelfall für diese Dauer für den Betrieb zertifiziert ist. Zum anderen sieht der neue Gesetzesentwurf des EEG 2016 weiterhin eine Laufzeit der Vergütung von 20 Jahren ab Inbetriebnahme vor. Nach Ablauf der geplanten Nutzungsdauer wird die Windenergieanlage üblicherweise mit Wegfall der EEG-Förderung aus wirtschaftlichen Gründen stillgelegt und rückgebaut. Als Alternative dazu gibt es für den Betreiber die Möglichkeit des Weiterbetriebs der Anlage innerhalb der Restnutzungsdauer, was gleichbedeutend ist mit einer nachhaltigeren Nutzung als bei Rückbau und Verschrottung der Anlage. Der Weiterbetrieb ist jedoch nur sinnvoll, wenn ein sicherer Betrieb gewährleistet werden kann, was durch ergänzende Nachweise zur Standsicherheit und Gebrauchstauglichkeit verpflichtend nachgewiesen werden muss, und die erzielten Erträge müssen die Kosten für den Betrieb sowie die Instandhaltung überwiegen. Die Frage der Betriebszeitverlängerung wird im Bereich der Windenergie erst seit kurzer Zeit diskutiert, weil viele Windenergieanlagen sich noch vor Ablauf der geplanten Nutzungsdauer befinden oder vor Ablauf durch modernere Anlagen ersetzt werden. Aus technischer Sicht hält die Bundesnetzagentur es grundsätzlich für möglich, dass Windenergieanlagen über ihre geplante Nutzungsdauer hinaus weiterbetrieben werden können. Es ist jedoch unwahrscheinlich, dass Hersteller mit einer maßgeblich längeren Nutzungsdauer als der Mindestentwurfslebensdauer planen, da sich damit die Herstellerkosten und somit die Verkaufspreise erhöhen würden. Weiter bleibt fraglich, ob sich der Weiterbetrieb aus wirtschaftlicher Perspektive lohnt. Auf der Erlösseite endet nach 20 Jahren die EEG-Förderung, kostenseitig müssen neben den üblichen Kosten für Betrieb und Instandhaltung auch die Kosten des Nachweisverfahrens, der ggf. notwendigen MonitoringEinrichtung zur Überwachung der Anlage sowie der Ertüchtigung bei Mängeln berücksichtigt werden. Ferner hat die Branche wenig Erfahrung mit dem Weiterbetrieb über die geplante Nutzungsdauer hinaus, die Verfahren zur Berechnung der Restnutzungsdauer sind sehr komplex und noch nicht standardisiert. Aus heutiger Sicht hält die Bundesnetzagentur es für unwahrscheinlich, dass die durchschnittliche Nutzungsdauer von 20 Jahren in einem für die Netzplanung relevanten Maße überschritten wird. Aus genannten Gründen wird die Lebensdauer von Windenergieanlagen im Szenariorahmen 2030 deshalb weiterhin mit 20 Jahren angenommen. Der Referenzwert für die installierte Leistung Wind Offshore beträgt 3,4 GW und stammt aus der Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur (Kraftwerksdaten Erneuerbare Energien, Stand: 10.05.2016). Für die installierte Leistung Photovoltaik beträgt der Referenzwert 39,3 GW. Der Wert stammt ebenfalls aus der Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur (Kraftwerksdaten Erneuerbare Energien, Stand: 10.05.2016). Der Referenzwert für die installierte Leistung Wasserkraft in Höhe von 5,6 GW stammt auch aus der Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur (Kraftwerksdaten Erneuerbare Energien, Stand: 10.05.2016). Dieser Wert umfasst die Laufwasser- und Speicherwasserkraftanlagen. Darin sind auch diejenigen Anlagen der Kraftwerksliste in Höhe von 1,5 GW enthalten, die aus dem grenznahen Ausland überwiegend in das deutsche Netz einspeisen und sich in der Regelzone der Übertragungsnetzbetreiber befinden. Pumpspeicherkraftwerke werden in der Rubrik „Pumpspeicher“ unter den konventionellen Energieträgern zusammengefasst.

114 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Für die installierte sonstige regenerative Erzeugungsleistung beträgt der Referenzwert 1,3 GW. Umfasst sind Deponiegas-, Klärgas-, und Geothermiekraftwerke sowie hälftig Abfallkraftwerke. Zwar werden Abfallkraftwerke in der konventionellen Kraftwerksliste geführt. Aufgrund der Annahme, dass 50 % des Abfalls biogenen Ursprungs ist, wird die Hälfte der Leistung von Abfallkraftwerken jedoch bilanziell zu den Erneuerbaren Energien gezählt. Als Quelle liegt auch hier die Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur (Kraftwerksdaten Erneuerbare Energien, Stand: 10.05.2016) zugrunde. 4.3.1.2 Konventionelle Erzeugung Die installierte Kraftwerksleistung im Jahr 2015 ist der Tabelle 9 zu entnehmen.

Erzeugungstyp

Entwurf des Szenariorahmen: Werte für 2014 (31.12.2014)

Genehmigung: Werte für 2015 (31.12.2015)

Kernenergie

12,1 GW

10,8 GW

Braunkohle

21,0 GW

21,1 GW

Steinkohle

26,1 GW

28,6 GW

Erdgas

29,3 GW

30,3 GW

Öl

3,8 GW

4,2 GW

Pumpspeicher

9,1 GW

9,4 GW

sonstige konventionelle Erzeugung

4,3 GW

2,3 GW

Tabelle 9: Referenzwerte konventioneller Erzeugungsleistung im Jahr 2014/2015 Die in der Tabelle 9 abgebildete konventionelle Erzeugungsleistung zum 31.12.2015 ergibt sich aus der aktuell veröffentlichten Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur (Stand 10.05.2016). Die Tabelle beinhaltet die Kraftwerksleistung der in Deutschland „in Betrieb“, „gesetzlich an Stilllegung gehinderten“ und „vorläufig stillgelegten“ sowie z.B. in Reparatur befindlichen Kraftwerke. Kraftwerke, die im Jahr 2016 in Betrieb genommen wurden bzw. noch werden, werden der Kategorie „in Bau“ zugeordnet und sind nicht in Tabelle 9 enthalten. Die Referenzwerte für die installierte konventionelle Erzeugungsleistung wurden im Vergleich zum Entwurf des Szenariorahmens geändert. Die Abweichungen bei allen Energieträgern entstehen aufgrund der Wahl des 31.12.2015 als Stichtag, im Gegensatz zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber, in welchem der 31.12.2014 als Stichtag gewählt wurde. Die relativ große Abweichung bei der installierten Leistung von Atomkraftwerken hängt mit der Stilllegung des Kernkraftwerks Grafenrheinfeld im Jahr 2015 zusammen. Kuppelgaskraftwerke werden in der Genehmigung unter der Kategorie „Erdgas“ geführt, während sie bei den Übertragungsnetzbetreibern und im Monitoringbericht der Bundesnetzagentur und des Bundeskartellamts teilweise unter „sonstige konventionelle Erzeugung“ geführt wurden. Abfallkraftwerke werden weiterhin mit ihrer kompletten Erzeugungsleistung in der konventionellen Kraftwerksliste geführt. Bilanziell wird die Hälfte der Leistung sowie die Hälfte der erzeugten Energiemenge

BUNDESNETZAGENTUR | 115

den Erneuerbaren Energien zugerechnet, da angenommen wird, dass ca. 50 % des Abfalls biogenen Ursprungs ist. Aufgeführt wird die Leistung von Abfallkraftwerken unter „sonstige konventionelle Erzeugung“. Gegenwärtig nehmen nicht alle in Deutschland befindlichen Kraftwerke am Energy Only Markt teil. Zur transparenteren Darstellung muss bei den Referenzwerten zur konventionellen Erzeugung zwischen am Energy Only Markt befindlichen Kraftwerken und außerhalb des Energy Only Markts agierenden Kraftwerken unterschieden werden. Von der konventionellen Erzeugungsleistung von insgesamt 106,9 GW Ende 2015 nehmen Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 99,1 GW am Energy Only Markt teil. Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 7,8 GW agieren außerhalb des Energy Only Markts. Zu den Kraftwerken, die Ende 2015 außerhalb des Energy Only Markt agierten, gehören gesetzlich an der Stilllegung gehinderte Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 4,6 GW sowie vorläufig stillgelegte Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 3,2 GW.

116 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Abbildung 5: Konventioneller Kraftwerkspark 2015 Wichtiger Hinweis: Die Skalierung der Balken weicht zu den einzelnen Szenarien ab (siehe Legende).

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4.3.2 Must-Run Bedingungen und Flexibilisierungen der konventionellen Kraftwerke Neben der Stromerzeugung für die öffentliche Stromversorgung erfüllen viele Kraftwerke zusätzliche Versorgungsaufgaben. Diese umfassen beispielsweise die Bereitstellung von Wärme für den Fern- und Nahwärmebedarf sowie die Bereitstellung von Wärme beziehungsweise Strom für direkt zugeordnete Industrie-, Produktions- und Kraftwerksprozesse. Um diese zusätzlichen Versorgungsaufgaben in der Strommarktmodellierung zu berücksichtigen, haben die Übertragungsnetzbetreiber bestimmte Mindesteinsatzbedingungen (Must-Run) als Eingangsgrößen für die Marktsimulationen definiert. Diese haben unmittelbaren Einfluss auf den simulierten Kraftwerkseinsatz. Dazu haben die Übertragungsnetzbetreiber die zu modellierenden Kraftwerksblöcke zunächst einer bestimmten Kraftwerkskategorie zugeordnet. In einer vereinfachten Darstellung haben die Übertragungsnetzbetreiber hierbei zwischen drei Kategorien unterschieden: In der ersten Kategorie „strommarktbasierter Erzeugungsanlagen“ enthalten sind Anlagen, welche in der Marktmodellierung rein strommarktgetrieben eingesetzt werden. Eine Kopplung zum Wärmemarkt oder anderen Prozessen besteht hier nicht oder wird in der Modellierung vernachlässigt. In der zweiten Kategorie „Kraft-Wärme-Kopplung“ sind Erzeugungsanlagen mit Kraft-Wärme-Kopplung enthalten, welche neben der Stromerzeugung auch zur Deckung der Wärmenachfrage beitragen. Hierbei findet im Modell eine Zuordnung der Anlagen zu Wärmeregionen statt. Jeder Wärmeregion wird dabei eine durch diese Anlagen zu deckende Wärmelastganglinie hinterlegt. Innerhalb dieser Kraftwerkskategorie wird ferner zwischen nicht-wärmegeführten und wärmegeführten Anlagen unterschieden. Wärmegeführte Anlagen erhalten eine fixe, aber zeitvariable und temperaturabhängige Einspeisevorgabe. Eine Über- oder Unterschreitung der Einspeisevorgabe ist im Modell nicht zulässig. Dem gegenüber wird den nicht­ wärmegeführten Anlagen zwar auch eine durch die Wärmelast bedingte Mindesteinspeisezeitreihe vorgegeben. Diese Anlagen besitzen jedoch die Flexibilität, marktgetrieben (sowohl Strom- als auch Wärmemarkt) davon abzuweichen. Somit kann die Erzeugung dieser Anlagen bei niedrigen Strompreisen reduziert und die dadurch fehlende Wärmeerzeugung beispielsweise durch Heizkessel erbracht werden. Entsprechend können diese Anlagen bei hohen Strompreisen ihre Erzeugungsleistung erhöhen. In der dritten Kategorie „Industrie/Sonstige Versorgung“ sind Erzeugungsanlagen enthalten, die an Industriestandorten von den dort ansässigen Unternehmen betrieben werden. Für solche Kraftwerke wird dabei im Modell ein Mindesteinsatz angenommen. Der Einsatz dieser Anlagen ist teilweise zur Aufrechterhaltung der Industrieprozesse notwendig. Weiterhin laufen die Kraftwerke häufig auch, weil es durch Ersparnisse bei den Netzentgelten und der EEG-Umlage im Zuge der Eigenerzeugung für die Unternehmen wirtschaftlich günstiger ist, eigene fossile Kraftwerke zu betreiben, anstatt preiswerteren Strom aus dem öffentlichen Netz zu beziehen. Darüber hinaus können diese Anlagen mit ihrer verbleibenden Leistung analog zu KWK-Anlagen Energie für den Strom- und Wärmemarkt erzeugen. In dieser Kategorie sind auch Braunkohleblöcke enthalten, die lokalen Standortrestriktionen unterliegen. Einige Braunkohlekraftwerke erfüllen neben ihrer Erzeugung für den Strommarkt weitere Versorgungsaufgaben. Dazu können die Versorgung ihrer Tagebaue, die Deckung des Eigenbedarfs und ihr Beitrag zur Fernwärmeversorgung, zur Bahnstromversorgung oder für Produktionsprozesse gehören. Diese Restriktionen werden über eine jahreszeitabhängige, oft standortscharfe, Mindesterzeugung modelliert.

118 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Die Annahmen zum Mindesteinsatz kommen laut Übertragungsnetzbetreiber in der Marktsimulation dann zum Tragen, wenn bei rein strommarktgetriebenem Einsatz die Erzeugung geringer wäre als der unterstellte Mindesteinsatz. Während beim Kraftwerkseinsatz die technische Mindestleistung aufgrund der jeweiligen Anlageneigenschaften einzuhalten ist, werden über die Mindesteinsatzbedingungen weitere Anforderungen an den Kraftwerkseinsatz abgebildet. Jede Erzeugungseinheit wird von den Übertragungsnetzbetreibern abhängig von den in einem Szenario unterstellten politischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen einer der genannten Kategorien zugeordnet. In Szenario A 2030 wird keine Änderung der gegenwärtigen technischen Konfigurationen der Erzeugungsanlagen angenommen. Die Rahmenbedingungen und Preise haben in Szenario A 2030 noch keine ausreichenden Anreize für eine weiterreichende Flexibilisierung der Erzeugungsanlagen geschaffen. Damit liegt diesem Szenario keine Weiterentwicklung des Kraftwerksparks mit einem Abbau von Einsatzrestriktionen zugrunde. Eine Entkopplung von Strom- und Wärmeerzeugung über das heutige Maß hinaus ist nicht zu beobachten. Die im Stromerzeugungssystem befindliche Must- Run-Erzeugung orientiert sich am heutigen Niveau. In Szenario B 2030/2035 werden eine teilweise Flexibilisierung des Kraftwerksparks und eine stückweise Entkopplung von Strom und Wärmeerzeugung angenommen. Damit liegt dieses Szenario im Hinblick auf die Flexibilisierung von Erzeugungsanlagen und die verbliebene Must-Run-Erzeugung zwischen den Szenarien A 2030 und C 2030. In Abhängigkeit von der Größe der zu versorgenden Wärmeregionen und der Industriestandorte wird nur noch eine reduzierte Anzahl an Kraftwerksblöcken mit Einsatzrestriktionen (Must-Run) belegt. Die verbliebenen Erzeugungsanlagen werden rein strommarktgetrieben eingesetzt. Die Auswahl erfolgt so, dass im verbleibenden Kraftwerkspark an Industriestandorten zwar mindestens die Hälfte der Blöcke weiterhin Einspeisevorgaben erhalten, darüber hinaus jedoch ein strommarktbasierter Einsatz der (flexibelsten) Anlagen erfolgt. Um eine Entkopplung der Strom- und Wärmeerzeugung von KWK-Anlagen abbilden zu können, wird angenommen, dass pro Wärmeregion eine bestimmte Anzahl an Blöcken – etwa die Hälfte der installierten KWK-Nennleistung – vollständig marktbasiert eingesetzt werden kann. Durch diese Vorgehensweise ist eine Reduzierung der durch KWK-Anlagen zu deckenden Wärmenachfrage modellhaft umgesetzt. Dies folgt aus der angenommenen Entkopplung von Strom- und Wärmeerzeugung (u. a. Einsatz von Wärmespeichern) und bedeutet nicht notwendigerweise eine Reduzierung der tatsächlich zu deckenden Wärmenachfrage durch den Stromsektor. Dem gegenüber wird in Szenario C 2030 von einer deutlichen Flexibilisierung des Kraftwerkseinsatzes und einer vollständigen Entkopplung von Strom- und Wärmeerzeugung ausgegangen. In Szenario C 2030 werden alle blockscharf modellierten Kraftwerke rein strommarktgetrieben eingesetzt. Lediglich die dezentralen KWK-Anlagen < 10 MW erhalten Einspeisevorgaben. Auch technische Parameter wie Mindestbetriebs- und Stillstandszeiten werden in diesem Szenario flexibler angesetzt. Dies trägt der Annahme Rechnung, dass durch den forcierten Zubau der Erneuerbaren Energien die Signale aus dem Strommarkt einen sehr starken Anreiz für die Kraftwerksbetreiber schaffen, eine technische Flexibilisierung ihrer Anlagen voranzutreiben. Der Einsatz der Anlagen wird dann hauptsächlich nach der jeweiligen Strommarktsituation ausgerichtet. Im Bereich der blockscharf modellierten KWK-Anlagen kann ein flächendeckender Einsatz von Wärmespeichern, Heizkesseln und elektrischen Heizstäben für das Szenario C 2030 angenommen werden,

BUNDESNETZAGENTUR | 119

sodass eine Stromeinspeisung dieser KWK-Anlagen zu Zeiten geringer Strompreise in jedem Fall ausgeschlossen wird. Die Bundesnetzagentur erachtet die oben vorgestellte Methodik der Übertragungsnetzbetreiber zur Kategorisierung der Erzeugungsanlagen für sachgerecht. Der Vorschlag der Übertragungsnetzbetreiber steht im Einklang mit zahlreichen Stellungnahmen aus der Konsultation, in denen gefordert wird, ein höheres Maß der Flexibilisierung der KWK- und Industrieanlagen anzunehmen. Die unterschiedliche Bewertung der Erzeugungsanlagen in den einzelnen Szenarien erscheint der Bundesnetzagentur angemessen, da so eine große Bandbreite der möglichen zukünftigen Entwicklung ausreichend abgedeckt wird. Die Bundesnetzagentur erwartet von den Übertragungsnetzbetreibern, die Kategorisierung der Erzeugungsanlagen auf Basis der genehmigten Kraftwerksliste nach oben vorgestellter Methodik für die Marktmodellierung anzuwenden. 4.3.3 Produktionskosten Die Annahmen zu Brennstoffpreisen und CO2-Zertifikatskosten sind wichtige Informationen, die für eine transparente, nachvollziehbare und gut begründete Marktmodellierung unerlässlich sind. Die auf Basis des Szenariorahmens erfolgende Marktmodellierung ist ihrerseits Basis des Transportbedarfs, den das Netz bewältigen können muss und auf den hin es geplant wird. Die Annahmen zu den Brennstoffpreisen und CO2-Zertifikatskosten beruhen auf Angaben der International Energy Agency. Wie von einem Konsultationsteilnehmer zu Recht angemerkt, müssen für die Genehmigung die Werte des aktuellen World Energy Outlook 2015 verwendet werden. Diese Werte können von den Annahmen der Übertragungsnetzbetreiber, welche auf dem veralteten World Energy Outlook 2014 basieren, teilweise abweichen. Die von den Übertragungsnetzbetreibern beantragte Zuordnung der Szenarien im World Energy Outlook zu den Szenarien in der Genehmigung des Szenariorahmens wird beibehalten. Denn das „Current Policies“ Szenario entspricht am ehesten den grundsätzlichen Annahmen des Szenario A 2030. Szenario B 2030/2035 und C 2030 dagegen entsprechen mit ihren kürzeren konventionellen Kraftwerkslaufzeiten und höherem Ausbau der Erneuerbaren Energien eher dem „New Policies“ Szenario. Die Prognosen zu den zukünftigen Braunkohlepreisen werden, wie von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagen, aus dem Projektionsbericht 2015 des Bundesministeriums für Umwelt, Naturschutz, Bau und Reaktorsicherheit entnommen. Als Referenzwechselkurs wurde, in Anlehnung an die Annahmen des World Energy Outlook 2015, der Durchschnittswert für das Jahr 2014 gewählt (siehe World Energy Outlook 2015, S. 674). Für die Marktmodellierung sind somit folgende Werte zu verwenden:

120 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Referenz 2014

CO2-Zertifikatspreise Rohöl Erdgas Steinkohle Braunkohle

Szenario A 2030

Szenario B 2030 Szenario C 2030

Szenario B 2035

WEO Szenario "Current Policies"

WEO Szenario "New Policies"

WEO Szenario "New Policies"

7 €/t

23 €/t

28 €/t

33 €/t

533 €/t

714 €/t

621 €/t

662 €/t

2,4 Cent/kWh

3,2 Cent/kWh

2,9 Cent/kWh

3,0 Cent/kWh

59 €/t

86 €/t

77 €/t

79 €/t

3,1 €/MWh

3,1 €/MWh

3,1 €/MWh

3,1 €/MWh

Tabelle 10: Brennstoffpreise und Zertifikatskosten

BUNDESNETZAGENTUR | 121

4.3.4 Szenario A 2030 4.3.4.1 Annahmen zur regenerativen Erzeugung Im Hinblick auf das Szenario A 2030 werden die von den Übertragungsnetzbetreibern beantragten jährlichen Zubauraten von der Bundesnetzagentur modifiziert genehmigt. Die Annahmen zur installierten regenerativen Erzeugungsleistung bewegen sich in ihrer Gesamtsumme in Szenario A 2030 im Vergleich zu den anderen Szenarien am unteren Rand des Korridors des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016, der den Anteil des aus Erneuerbaren Energien erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch vorgibt. Für Wind Onshore ist eine installierte Leistung in Höhe von 54,2 GW anzunehmen. Diese ergibt sich aus der installierten Kapazität im Jahr 2015 in Höhe von 41,2 GW zuzüglich eines durchschnittlichen jährlichen Bruttozubaus in Höhe von 2,59 GW. Diese Zubaurate orientiert sich zunächst in einem ersten Schritt an einem Zubau in Höhe von 2,8 GW von 2017 bis 2019 und von 2,9 GW ab 2020. Die Annahmen wurden gegenüber dem ausgeschriebenen Zubau im EEG 2016 in einem zweiten Schritt herabgesetzt, weil trotz Pönale nicht unterstellt wird, dass zwingend alle bei Ausschreibungen bezuschlagten Windkraftanlagen tatsächlich errichtet werden. Daher wird in Szenario A 2030 von einer Realisierungsquote in Höhe von 90 % ausgegangen. Der Wert liegt somit unterhalb des Wertes aus § 4 Nr 1 EEG-E 2016. Diese Zubaurate ist als unterer Rand der wahrscheinlichen Entwicklung zu verstehen und erfüllt nach Berechnungen der Bundesnetzagentur in Verbindung mit den anderen Erneuerbaren Energien und dem angenommenen Bruttostromverbrauch den Zielkorridor des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016. Für Wind Offshore ist entgegen dem Antrag der Übertragungsnetzbetreiber eine installierte Leistung in Höhe von 14,3 GW anzunehmen. Diese ergibt sich vor dem Hintergrund der Umstellung des zu erwartenden Ausbaus der Offshore-Windenergie auf ein Ausschreibungssystem entsprechend der aktuellen Novellierung des EEG 2016. Dabei wird die Offshore-Windenergie in einem eigenen Gesetz geregelt, dem Gesetz zur Entwicklung und Förderung der Windenergie auf See (Windenergie-auf-See-Gesetz, kurz WindSeeG), das seit dem 08.06.2016 als Kabinettsbeschluss der Bundesregierung vorliegt (WindSeeG-E). Nach § 1 Abs. 2 Satz 1 WindSeeG-E ist Ziel des Gesetzes ein Ausbau von 15 GW Offshore-Windenergie bis zum Jahre 2030. Ausgangspunkt ist ein Ausbaustand der Offshore-Windenergie von 7,7 GW in 2020 aufgrund unbedingter Netzanschlusszusagen der Übertragungsnetzbetreiber nach § 17 Abs. 2a EnWG alter Rechtslage und zugewiesener Kapazität durch die Bundesnetzagentur nach § 17d EnWG noch gültiger Rechtslage. Auf dieser Basis erfolgen in den Jahren 2021 bis 2030 gem. § 17 Nr. 1 WindSeeG-E kalenderjährlich Ausschreibungen mit einem Volumen von nicht mehr als durchschnittlich 730 MW. Das Szenario A 2030 des Entwurfs des Szenariorahmens der Übertragungsnetzbetreiber unterstellt dabei, dass die Zubaugrenze nicht erreicht bzw. um 2,4 GW unterschritten wird. Dieser von den Übertragungsbetreibern vorgeschlagene Wert beruht auf der Annahme eines Zubaus von 800 MW jährlich und einer nicht vollständigen Ausschöpfung des Ausschreibungsvolumens von insgesamt 7,3 GW für die Jahre 2021 bis 2030. Die Übertragungsnetzbetreiber legen hierbei eine um drei Jahre verzögerte Entwicklung zugrunde. Beim Zubau sind jedoch nicht mehr 6,5 GW im Jahr 2020, sondern – unter Berücksichtigung der zurückliegenden Kapazitätszuweisungsverfahren der Bundesnetzagentur – 7,7 GW im Jahr 2020 zu unterstellen. Daher sieht das WindSeeG-E auch einen durchschnittlichen jährlichen Zubau von 730 MW und

122 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

nicht mehr von 800 MW in den Jahren 2021 bis 2030 vor. Zudem erscheint der Bundesnetzagentur aufgrund der verhältnismäßig strikten Begrenzung (730 MW entsprechen nach derzeitiger Praxis etwa zwei OffshoreWindparks) ein nicht vollständiges Ausschöpfen in Höhe des gesamten durchschnittlichen Ausschreibungsvolumens von drei Jahren als äußerst unwahrscheinlich. Allenfalls eine verzögerte Umsetzung der Errichtung bzw. Anbindung der Offshore-Windparks von maximal einem Jahr erscheint als ein realistisches Szenario. Bei einem zu erwartenden vollständigen Ausschöpfen des Ausschreibungsvolumens von 15 GW in 2030 unterscheidet sich die tatsächliche Einspeisung der Offshore-Windparks in diesem Jahr dann um das Volumen eines Jahres, d.h. ca. 730 MW, so dass nach Ansicht der Bundesnetzagentur im Rahmen des A-Szenarios im Jahr 2030 eine Kapazität von 14,3 GW Offshore-Windenergie zu erwarten ist. Ein Konsultationsteilnehmer wendet ein, dass aufgrund des aus seiner Sicht niedrigen Betrags von maximal 3,9 Cent/kWh Grundvergütung einerseits und mit den Betriebsjahren steigenden Reparatur- und Wartungskosten andererseits kein Anreiz bestünde, die deutschen Offshore-Windparks lange über die Zeit der erhöhten Anfangsvergütung hinaus laufen zu lassen. Diese Aussage deckt sich jedoch nicht mit den derzeit der Bundesnetzagentur vorliegenden Erkenntnissen. Insofern ist regelmäßig davon auszugehen, dass die hohen Anfangsinvestitionen durch die erhöhte Anfangsvergütung kompensiert werden, danach jedoch die Grundvergütung ausreicht, um die Betriebs- und Wartungskosten zu bewältigen. Allerdings werden die Entwicklung der OPEX und etwaige Auswirkungen auf die Laufzeit der Windparks auch zukünftig durch die Bundesnetzagentur mit Blick auf die Prognose der Offshore-Windenergie im Rahmen des Szenariorahmens beobachtet. Die installierte Leistung in Höhe von 58,7 GW für Photovoltaik ergibt sich aus der installierten Kapazität im Jahr 2015 in Höhe von 39,3 GW zuzüglich einer durchschnittlichen jährlichen Zubaurate in Höhe von 1,3 GW. Dieser Zubau ist als unterer Rand der wahrscheinlichen Entwicklung zu verstehen und erfüllt nach Berechnungen der Bundesnetzagentur in Verbindung mit den anderen Erneuerbaren Energien und dem angenommenen Bruttostromverbrauch den unteren Zielkorridor des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016. Die Ausbaurate liegt unterhalb des im Szenariorahmen 2025 prognostizierten Wertes und unterhalb des jährlichen Ausbaupfades nach § 4 Nr. 3 EEG-E 2016, den die Bundesnetzagentur aber auch grundsätzlich als Maximalwert und damit als zu hoch für die zurückhaltende Einschätzung der Entwicklung in Szenario A 2030 betrachtet. Es wird angenommen, dass die Steuerung der nicht ausgeschriebenen PV-Mengen (Anlagen ≤ 750 kW) über den „atmenden Deckel“ nicht zu einer signifikanten Steigerung der jährlich installierten Leistung führen wird. Die installierte Leistung in Höhe von 5,5 GW für Biomasse ergibt sich aus der installierten Kapazität im Jahr 2015 in Höhe von 7,0 GW zuzüglich eines linear verteilten Nettorückbaus in Höhe von 0,1 GW bis zum Jahr 2030. Dieser Nettorückbau, der trotz eines Bruttozubaus in Höhe von 0,1 GW entsteht, kann als unterer Rand der wahrscheinlichen Entwicklungen verstanden werden und erfüllt nach Berechnungen der Bundesnetzagentur in Verbindung mit den anderen Erneuerbaren Energien und dem angenommenen Bruttostromverbrauch den unteren Zielkorridor des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016. Die Ziele des in § 4 Nr. 4 EEG-E 2016 genannten jährlichen Ausbaupfades werden dabei leicht unterschritten. Für Wasserkraft ist eine installierte Leistung in Höhe von 4,8 GW anzunehmen. Diese ergibt sich aus der installierten Kapazität im Jahr 2015 in Höhe von 5,6 GW, wobei aufgrund verschärfter Umwelt- und Naturschutzauflagen ein Rückbau von 0,8 GW bis 2030 angenommen wird. Unter dem Begriff Wasserkraft werden Laufwasser- sowie Speicherwasserkraftwerke geführt. Zusätzlich zu den geographisch in Deutschland

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installierten Leistungen, werden Wasserkraftwerke einbezogen, die an der Grenze zu Deutschland und der Regelzone der Übertragungsnetzbetreiber stehen und einen direkten Anschluss an das deutsche Stromnetz haben. Diese Vorgehensweise entspricht der Vorgehensweise für grenznahe ausländische Pumpspeicherkraftwerke, welche unter den konventionellen Kraftwerken im Szenariorahmen aufgeführt sind. Die installierte Leistung in Höhe von 1,3 GW für sonstige regenerative Erzeugung ergibt sich aus der installierten Kapazität im Jahr 2015 in Höhe von 1,3 GW, wobei kein Zu- oder Rückbau bis 2030 angenommen wird. Unter sonstiger regenerativer Erzeugung wird die Leistung von Deponiegas-, Klärgas-, Geothermie- und hälftig von Abfallkraftwerken geführt. Abfallkraftwerke werden weiterhin mit ihrer kompletten Erzeugungsleistung in der konventionellen Kraftwerksliste geführt. Aufgrund der Annahme, dass ca. 50 % des Abfalls biogenen Ursprungs ist, wird die Hälfte der Leistung von Abfallkraftwerken jedoch bilanziell zu den Erneuerbaren Energien gezählt.

Entwicklung [GW]

Wind Onshore

Wind Offshore

Photovoltaik

Biomasse

Wasserkraft

Sonstige

Referenzwert

41,2

3,4

39,3

7,0

5,6

1,3

Nettozubau bis 2030

13,0

10,9

19,4

-1,5

-0,8

0,0

∑ Genehmigung

54,2

14,3

58,7

5,5

4,8

1,3

Tabelle 11: Entwicklung regenerativer Kapazitäten in Szenario A 2030

Zusammenfassung der Änderungen in Szenario A 2030 zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber – Erneuerbare Energieträger • • • • • •

Senkung der installierten Kapazität Wind Onshore von 69,8 GW auf 54,2 GW Erhöhung der installierten Leistung Wind Offshore von 12,6 GW auf 14,3 GW Erhöhung der installierten Kapazität Photovoltaik von 53,1 GW auf 58,7 GW Senkung der installierten Kapazität Biomasse von 6,9 GW auf 5,5 GW Erhöhung der installierten Kapazität Wasserkraft von 4,3 GW auf 4,8 GW Erhöhung der installierten Leistung sonstige regenerative Erzeugung von 0,6 GW auf 1,3 GW

4.3.4.2 Annahmen zur konventionellen Erzeugung Die technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer der einzelnen Energieträger wird in Szenario A 2030 entsprechend folgender Tabelle 12 angenommen.

124 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Erzeugungstyp

Szenario A 2030

Braunkohle

50 Jahre

Steinkohle

50 Jahre

Erdgas

45 Jahre

Mineralöl

45 Jahre

Pumpspeicher

unbegrenzt

Abfall

unbegrenzt

Sonstige

45 Jahre

Tabelle 12: Technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer konventioneller Kraftwerke in Szenario A 2030 Für Braun- und Steinkohlekraftwerke wird eine Betriebsdauer von 50 Jahren angenommen. Für Kraftwerke die mit Erdgas, Mineralöl oder sonstigen Brennstoffen betrieben werden wird eine Betriebsdauer von 45 Jahren unterstellt. Die Betriebsdauer von Pumpspeichern und Abfallkraftwerken wird als unbegrenzt angenommen. Der Ausbau der Erneuerbaren Energien bewegt sich in Szenario A 2030 im Vergleich zu den anderen Szenarien am langsamsten. Die konventionellen Kraftwerke haben somit eine verhältnismäßig hohe Residuallast zu decken, so dass die längeren angenommenen technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauern als sachgerecht erscheinen. Die Kriterien zum Zubau von in Planung befindlichen Kraftwerken werden entsprechend folgender Tabelle 13 angenommen. Erzeugungstyp

Szenario A 2030

Braunkohle

Kein Zubau

Steinkohle

Zubau wenn Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV vorhanden

Erdgas

Kein Zubau

Mineralöl

Kein Zubau

Pumpspeicher

Zubau wenn Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV vorhanden

Abfall

Zubau aller in Planung befindlicher Kraftwerke

Sonstige

Zubau aller in Planung befindlicher Kraftwerke

Tabelle 13: Kriterien zum Zubau von in Planung befindlichen Kraftwerken in Szenario A 2030 Für in Planung befindliche Braunkohlekraftwerke wird kein Zubau angenommen. Für mit Steinkohle befeuerte Kraftwerke wird ein Zubau für in Planung befindliche Kraftwerke dann angenommen, wenn ein Antrag oder eine Zusage nach § 9 KraftNAV vorliegt. Es wird kein Zubau bei in Planung befindlichen Gaskraftwerken angenommen. In Planung befindliche Pumpspeicherkraftwerke werden mit Antrag oder Zusage nach § 9 KraftNAV als Zubau angenommen. Für Abfallkraftwerke und Kraftwerke der Kategorie „Sonstige“ werden alle in Planung befindlichen Kraftwerke als Zubau angenommen.

BUNDESNETZAGENTUR | 125

Unter Anwendung der in Kapitel II B 3.4.2 und oben beschriebenen Methodik ergibt sich aus der Kraftwerksliste (vgl. Anlage 1) die angenommene Kraftwerksleistung in Szenario A 2030. Diese setzt sich entsprechend der Tabelle 14 zusammen.

Entwicklung [GW]

Steinkohle

21,1

28,6

30,3

4,2

9,4

2,3

In Bestand 2015

Erdgas

Pump­ speicher

Braunkohle

Öl

Sonstige

-

Rechnerische oder geplante Außerbetriebnahme bis 2030

9,6

8,7

6,2

3,0

0,0

0,6

+

In Bau

0,0

1,1

6,4

0,0

0,4

0,0

+

In Planung

0,0

0,7

0,0

0,0

2,1

0,1

=

Bestand 2030

11,5

21,7

30,5

1,2

11,9

1,8

Tabelle 14: Entwicklung konventioneller Kapazitäten in Szenario A 2030

Zusammenfassung der Änderungen in Szenario A 2030 zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber – konventionelle Energieträger • • • • • •

Erhöhung der installierten Leistung Braunkohle von 11,3 GW auf 11,5 GW Senkung der installierten Leistung Steinkohle von 23,2 GW auf 21,7 GW Erhöhung der installierten Leistung Erdgas von 29,4 GW auf 30,5 GW Keine Änderung der installierten Leistung Öl Erhöhung der installierten Leistung Pumpspeicher von 10,6 GW auf 11,9 GW Senkung der installierten Leistung sonstige konventionelle Erzeugung von 2,8 GW auf 1,8 GW

126 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Abbildung 6: Konventioneller Kraftwerkspark in Szenario A 2030 Wichtiger Hinweis: Die Skalierung der Balken weicht zwischen den einzelnen Szenarien ab (siehe Legende).

BUNDESNETZAGENTUR | 127

4.3.5 Szenario B 2030 4.3.5.1 Annahmen zur regenerativen Erzeugung Im Hinblick auf das Szenario B 2030 werden die von den Übertragungsnetzbetreibern beantragten jährlichen Zubauraten von der Bundesnetzagentur modifiziert bestätigt. Die Annahmen zur installierten regenerativen Erzeugungsleistung sind in Szenario B 2030 im Vergleich zu Szenario A 2030, das eine zurückhaltende Einschätzung der Entwicklung der Erneuerbaren Energien beinhaltet, ambitionierter. Im Gesamtbild der Szenarien zeigt Szenario B 2030 eine mittlere Geschwindigkeit beim Ausbau der Erneuerbaren Energien. Für Wind Onshore ist eine installierte Leistung in Höhe von 58,5 GW anzunehmen. Diese Annahme ergibt sich aus der installierten Kapazität im Jahr 2015 in Höhe von 41,2 GW zuzüglich eines durchschnittlichen jährlichen Bruttozubaus von 2,87 GW, der sich aus einem Zubau in Höhe von 2,8 GW von 2017 bis 2019 und von 2,9 GW ab 2020 ableitet. Aufgrund veränderter Vorgaben im Kabinettbeschluss der Bundesregierung vom 08.06.2016 zum EEG 2016 liegt dieser Wert unterhalb des Wertes von 2,5 GW Nettozubau, der im Szenariorahmen 2025 angenommen wurde. Der Bruttowert als Vorgabe federt den über die prognostizierten Jahre stark schwankenden Rückbau im Gegensatz zum Nettowert nicht ab. Wie im Kapitel II B 4.2.1 beschrieben, wird der Rückbau auf Grundlage einer pauschalen Betriebsdauer der Windenergieanlagen von 20 Jahren angenommen. Diese Ausbaurate erfüllt in Verbindung mit dem angenommenen Bruttostromverbrauch und den anderen Erneuerbaren Energien den Zielkorridor des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016 für das Jahr 2030. Die Ausbaurate liegt auf gleicher Höhe des jährlichen Ausbaupfads nach § 4 Nr. 1 EEG-E 2016, den die Bundesnetzagentur grundsätzlich als Maximalwert betrachtet. Für Wind Offshore ist entsprechend dem Antrag der Übertragungsnetzbetreiber eine installierte Leistung in Höhe von 15 GW anzunehmen. Diese ergibt sich vor dem Hintergrund der Umstellung des Zubaus der Offshore-Windenergie auf ein Ausschreibungssystem entsprechend WindSeeG-E. Nach § 1 Abs. 2 Satz 1 WindSeeG-E ist Ziel des Gesetzes ein Ausbau von 15 GW Offshore-Windenergie bis zum Jahre 2030. Ausgehend von einem Ausbaustand der Offshore-Windenergie von 7,7 GW in 2020 erfolgen in den Jahren 2021 bis 2030 gem. § 17 Nr. 1 WindSeeG-E kalenderjährlich Ausschreibungen mit einem Volumen von nicht mehr als durchschnittlich 730 MW. Das Szenario B 2030 unterstellt dabei, dass die Zubaugrenze exakt erreicht wird. Ein Konsultationsteilnehmer fordert im Rahmen der aktuellen EEG-Novelle 2016 eine Anhebung der Ausbauziele bei Wind Offshore. Die Prognose der Offshore Windenergie sei daher zu eng. Die politischen Ausbauziele dürften sich mit den neuen Rahmenbedingungen in den kommenden Jahren deutlich nach oben verändern. Entgegen dieser Bedenken kann die Zubaubegrenzung der Offshore-Windenergie durch die klaren Vorgaben hinsichtlich der maximal zu vergebenden Kapazität bis 2020 und der danach maximal zu vergebenden jährlichen Kapazität im Rahmen des Szenariorahmens nicht ausgeblendet werden. Denn ein höheres Ausschreibungsvolumen kann in den Jahren 2021 bis 2030 bei der derzeit geplanten Rechtslage nicht unterstellt werden. Ob die vorgebrachten Erwägungen in der Sache gegen die derzeitige gesetzliche Regelung sprechen, kann nicht im Rahmen des Szenariorahmens geklärt werden, da dieser grundsätzlich die bestehende bzw. geplante Rechtslage berücksichtigen muss.

128 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Die Gründe, die gegen eine Loslösung der Szenarien vom gesetzlichen Ausbaupfad mit dem Ziel eines höheren Offshore-Windenergieausbaus sprechen, stehen letztlich auch einer Loslösung vom gesetzlichen Ausbaupfad mit dem Ziel eines niedrigeren Offshore-Windenergieausbaus entgegen, wie dies seitens eines anderen Konsultationsteilnehmers gefordert wurde. Auch eine derartige Betrachtung widerspräche dem gegenwärtigen Rechtsrahmen. Für Photovoltaik ist eine installierte Leistung in Höhe von 66,3 GW anzunehmen. Diese ergibt sich aus der installierten Kapazität im Jahr 2015 in Höhe von 39,3 GW zuzüglich einer durchschnittlichen jährlichen Zubaurate in Höhe von 1,8 GW. Dieser durchschnittliche Zubau besteht zu 0,6 GW aus Anlagen > 0,75 MW, welche über die Ausschreibungsmodalitäten des EEG 2016 zugebaut werden. Die restlichen 1,2 GW bestehen aus Anlagen ≤ 0,75 MW und werden wie bisher über den „atmenden Deckel“ gesteuert. In den letzten Jahren war der Zubau von PV-Anlagen trotz dieses atmenden Deckels zu gering. Daher soll dieser Mechanismus mit der Novellierung des EEG 2016 verbessert werden und schneller reagieren, wenn der jährliche Bruttozubau den Wert von 2,5 GW unterschreitet. In Szenario B 2030 wird angenommen, dass zwar eine Beschleunigung des Ausbaus von Anlagen ≤ 0,75 MW erfolgt, der im § 4 Nr. 3 EEG-E 2016 vorgegebene Wert von 2,5 GW jedoch nicht vollständig erreicht wird. Neben dem „atmenden Deckel“ gibt es auch im EEG 2016 einen Förderdeckel für solare Strahlungsenergie in Höhe von 52 GW installierter Gesamtleistung. Wird dieser Wert erreicht, so wird die EEG-Förderung für Anlagen ≤ 0,75 MW eingestellt. Die Ausschreibungen für Anlagen > 0,75 MW werden jedoch weitergeführt, so dass eine im Jahr 2030 installierte Leistung von über 52 GW als sachgerecht gilt. Diese Ausbaurate ist als mittlerer Bereich der wahrscheinlichen Entwicklung zu verstehen und erfüllt nach Berechnungen der Bundesnetzagentur in Verbindung mit dem angenommenen Bruttostromverbrauch und den anderen Erneuerbaren Energien den Zielkorridor des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016. Für Biomasse ist eine installierte Leistung in Höhe von 6,2 GW anzunehmen. Dieser Wert ergibt sich aus dem Referenzwert 2015 in Höhe von 7,0 GW zuzüglich eines durchschnittlichen Nettorückbaus in Höhe von 0,05 GW pro Jahr. Aufgrund eines angenommen Rückbaus von Biomasseanlagen ergibt sich trotz eines Bruttozubaus von durchschnittlich 0,15 GW pro Jahr in Summe ein Nettorückbau. Diese Ausbaurate erfüllt nach Berechnungen der Bundesnetzagentur in Verbindung mit den anderen Erneuerbaren Energien und den Annahmen zum Bruttostromverbrauch, den Zielkorridor des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016. Die Ausbaurate liegt leicht unterhalb des jährlichen Ausbaupfads nach § 4 Nr. 4 EEG-E 2016, den die Bundesnetzagentur als Maximalwert betrachtet. Für Wasserkraft ist eine installierte Leistung in Höhe von 5,6 GW anzunehmen. Diese ergibt sich aus der installierten Kapazität im Jahr 2015 in Höhe von 5,6 GW, wobei kein Zu- oder Rückbau bis 2030 angenommen wird. Unter dem Begriff Wasserkraft werden Laufwasser- sowie Speicherwasserkraftwerke geführt. Zusätzlich zu den geographisch in Deutschland installierten Leistungen, werden Wasserkraftwerke einbezogen, die an der Grenze zu Deutschland und der Regelzone der Übertragungsnetzbetreiber stehen und einen direkten Anschluss an das deutsche Stromnetz haben. Diese Vorgehensweise entspricht der Vorgehensweise für ausländische grenznahe Pumpspeicherkraftwerke, welche unter den konventionellen Kraftwerken des Szenariorahmens aufgeführt sind. Die installierte Leistung in Höhe von 1,3 GW für sonstige regenerative Erzeugung ergibt sich aus der installierten Kapazität im Jahr 2015 in Höhe von 1,3 GW, wobei kein Zu- oder Rückbau bis 2030 angenommen wird. Unter sonstiger regenerativer Erzeugung wird die Leistung von Deponiegas-, Klärgas-, Geothermie- und hälftig von Abfallkraftwerken geführt Abfallkraftwerke werden weiterhin mit ihrer kompletten

BUNDESNETZAGENTUR | 129

Erzeugungsleistung in der konventionellen Kraftwerksliste geführt. Aufgrund der Annahme, dass ca. 50 % des Abfalls biogenen Ursprungs ist, wird die Hälfte der Leistung von Abfallkraftwerken jedoch bilanziell zu den Erneuerbaren Energien gezählt.

Entwicklung [GW]

Wind Onshore

Wind Offshore

Photovoltaik

Biomasse

Wasserkraft

Sonstige

Referenzwert

41,2

3,4

39,3

7,0

5,6

1,3

Nettozubau bis 2030

17,3

11,6

27,0

-0,8

0,0

0,0

∑ Genehmigung

58,5

15,0

66,3

6,2

5,6

1,3

Tabelle 15: Entwicklung regenerativer Kapazitäten in Szenario B 2030

Zusammenfassung der Änderungen in Szenario B 2030 zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber – Erneuerbare Energieträger • • • • • •

Senkung der installierten Leistung Wind Onshore von 73,8 GW auf 58,5 GW Keine Änderung der installierten Leistung Wind Offshore Erhöhung der installierten Leistung Photovoltaik von 56,3 GW auf 66,3 GW Senkung der installierten Leistung Biomasse von 7,4 GW auf 6,2 GW Erhöhung der installierten Leistung Wasserkraft von 4,3 GW auf 5,6 GW Erhöhung der installierten Leistung sonstiger regenerativer Erzeugung von 0,6 GW auf 1,3 GW

4.3.5.2 Annahmen zur konventionellen Erzeugung Die technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer der einzelnen Energieträger wird in Szenario B 2030 entsprechend folgender Tabelle 16 angenommen. Erzeugungstyp

Szenario B 2030

Braunkohle

45 Jahre

Steinkohle

45 Jahre

Erdgas

40 Jahre

Mineralöl

40 Jahre

Pumpspeicher

unbegrenzt

Abfall

unbegrenzt

Sonstige

40 Jahre

Tabelle 16: Technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer konventioneller Kraftwerke in Szenario B 2030 Für das Szenario B 2030 wird die technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer der meisten Energieträger um fünf Jahre verkürzt. Braun- und Steinkohlekraftwerke werden mit einer technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer von 45 Jahren angenommen. Erdgas, Mineralöl und Kraftwerke der Kategorie „Sonstige“ werden mit 40 Jahren technisch-wirtschaftlicher Betriebsdauer angenommen. Die Betriebsdauer von Abfall- und Pumpspeicherkraftwerken ist - wie in Szenario A 2030 - unbegrenzt.

130 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Die Verkürzung der Betriebsdauer der konventionellen Kraftwerke entsteht aufgrund angenommener erschwerter wirtschaftlicher Bedingungen. Der stärkere Ausbau der Erneuerbaren Energien erhöht den Preisdruck auf die konventionellen Kraftwerke, wodurch die Wirtschaftlichkeit schon vor dem Erreichen der technischen Betriebsdauer nicht mehr gegeben sein kann. Die bereits gegenwärtig erschwerte wirtschaftliche Situation wird auch durch die berücksichtigten Stilllegungen von Kraftwerken belegt. Angesichts der gesteigerten politischen Anstrengungen, die gesetzten Klimaziele auch tatsächlich zu erreichen, ist nicht davon auszugehen, dass sich die Situation für die betroffenen Kraftwerke entspannen wird. Im Gegenteil, es dürften typischerweise die älteren Kraftwerke mit einem in der Regel niedrigeren Wirkungsgrad und entsprechend höheren CO2-Emissionen bei gleichzeitig vergleichsweise schlechter Kosteneffizienz sein, die unter zusätzlichen Druck geraten. Die Annahmen zum Zubau von in Planung befindlichen Kraftwerken werden entsprechend folgender Tabelle 17 angenommen. Erzeugungstyp

Szenario B 2030

Braunkohle

Kein Zubau

Steinkohle

Kein Zubau

Erdgas

Zubau wenn Antrag/Zusage nach §§ 38-39 GasNZV vorhanden und geplante Inbetriebnahme vor 2020

Mineralöl

Kein Zubau

Pumpspeicher

Zubau wenn Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV vorhanden

Abfall

Zubau aller in Planung befindlicher Kraftwerke

Sonstige

Zubau aller in Planung befindlicher Kraftwerke

Tabelle 17: Kriterien zum Zubau von in Planung befindlichen Kraftwerken in Szenario B 2030 In Szenario B 2030 werden keine Braunkohle-, Steinkohle- und Mineralölkraftwerke über die aktuellen Zubauten hinaus errichtet. Bei Gaskraftwerken werden im Gegensatz zur Genehmigung des Szenariorahmens 2025 auch Kraftwerke angenommen, welche nur eine Kapazitätsreservierungsanfrage nach § 38 GasNZV oder ein Ausbaubegehren nach § 39 GasNZV gestellt haben. Diese Kraftwerke müssen dabei kein Netzanschlussbegehren nach § 9 KraftNAV gestellt haben oder über eine Netzanschlusszusage nach § 9 KraftNAV verfügen. Als Einschränkung gilt dies nur, wenn die geplante Inbetriebnahme dieser Kraftwerke vor dem Jahr 2020 liegt. Diese Kriterien bilden eine starke Lockerung im Gegensatz zur Genehmigung des Szenariorahmen 2025. Die Übertragungsnetzbetreiber haben im Rahmen der Anhörung den Wegfall des Kriteriums nach KraftNAV zur Berücksichtigung von geplanten Gaskraftwerken kritisiert. Es habe hier offensichtlich ein Methodenwechsel stattgefunden, den die Übertragungsnetzbetreiber ohne weitere Erläuterung nicht nachvollziehen könnten. Die impliziten getroffenen Annahmen der Bundesnetzagentur zur Wirtschaftlichkeit von geplanten Gaskraftwerken im künftigen Energiemarkt seien zumindest zu hinterfragen.

BUNDESNETZAGENTUR | 131

Die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur erscheint jedoch adäquat, denn die Bundesregierung hat ein klares politisches Bekenntnis zum Energy-Only-Markt 2.0 und damit insbesondere zu Gunsten von zukünftigen Gaskraftwerken abgegeben. Dieses politische Bekenntnis wird durch die Einschätzung der zukünftigen wirtschaftlichen Lage ergänzt, in der Gaskraftwerke als weniger kapitalintensive Kraftwerke, die auf vergleichsweise kurze Betriebsdauern ausgelegt sind und darüber hinaus vergleichsweise wenig CO2 ausstoßen, bevorzugt werden. Ferner wird die Nähe zu den Annahmen des Szenariorahmens zum Netzentwicklungsplan Gas 2016 erhöht. Dort werden diese Kriterien ebenfalls bei der Bestätigung des Netzentwicklungsplans Gas 2016 in analoger Form angewendet. Geplante Pumpspeicherkraftwerke werden als Zubau angenommen, wenn sie über ein Netzanschlussbegehren oder eine Netzanschlusszusage nach § 9 KraftNAV verfügen. Abfallkraftwerke und Kraftwerke mit sonstigen Brennstoffen in Planung werden alle als Zubau angenommen. Unter Anwendung der in Kapitel II B 3.4.2 und der oben beschriebenen Methodik ergibt sich aus der Kraftwerksliste (vgl. Anlage 1) die angenommene Kraftwerksleistung in Szenario B 2030. Diese setzt sich entsprechend der Tabelle 18 zusammen.

Entwicklung [GW]

Erdgas

Pump­ speicher

Braunkohle

Steinkohle

Öl

Sonstige

In Bestand 2015

21,1

28,6

30,3

4,2

9,4

2,3

-

Rechnerische oder geplante Außerbetriebnahme bis 2030

11,6

14,9

6,3

3,0

0,0

0,6

+

In Bau

0,0

1,1

6,4

0,0

0,4

0,0

+

In Planung

0,0

0,0

7,4

0,0

2,1

0,1

=

Bestand 2030

9,5

14,8

37,8

1,2

11,9

1,8

Tabelle 18: Entwicklung konventioneller Kapazitäten in Szenario B 2030

Zusammenfassung der Änderungen in Szenario B 2030 zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber – konventionelle Energieträger • • • • • •

Erhöhung der installierten Leistung Braunkohle von 9,4 GW auf 9,5 GW Erhöhung der installierten Leistung Steinkohle von 14,7 GW auf 14,8 GW Erhöhung der installierten Leistung Erdgas von 29,1 GW auf 37,8 GW Keine Änderung der installierten Leistung Öl Keine Änderung der installierten Leistung Pumpspeicher Senkung der installierten Leistung sonstige konventionelle Erzeugung von 2,7 GW auf 1,8 GW

132 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Abbildung 7: Konventioneller Kraftwerkspark in Szenario B 2030 Wichtiger Hinweis: Die Skalierung der Balken weicht zwischen den einzelnen Szenarien ab (siehe Legende).

BUNDESNETZAGENTUR | 133

4.3.6 Szenario B 2035 4.3.6.1 Annahmen zur regenerativen Erzeugung Im Hinblick auf das Szenario B2035 werden die von den Übertragungsnetzbetreibern beantragten jährlichen Zubauraten von der Bundesnetzagentur modifiziert bestätigt. Die Annahmen zur installierten regenerativen Erzeugungsleistung sind in Szenario B 2035 zum Großteil auf Grundlage der Werte aus Szenario B 2030 fortgeschrieben. Die Annahmen zu jährlichen Zubauraten stimmen somit im Großteil mit den Annahmen zur Entwicklung in Szenario B 2030 überein. Eine Ausnahme gilt für den zu erwartenden Ausbau von Wind Onhore aufgrund des sehr hohen Rückbaupotenzials von 2030 bis 2035. Um die Mitte des Zielkorridors nach § 1 Abs. 2 Nr. 2 EEG-E 2016 in Höhe von 57,5 % einzuhalten, ist ein Überschreiten des jährlichen Zubaupfades nach § 4 Nr. 1 b) EEG-E 2016 von 0,8 GW von Wind Onshore ab 2030 notwendig. Für Wind Onshore ist eine installierte Leistung in Höhe von 61,6 GW anzunehmen, die sich aus einem jährlichen Zubau von 2,8 GW bis 2019, von 2,9 GW von 2020 bis 2030 und 3,7 GW von 2031 bis 2035 ergibt. Diese Annahme ergibt sich aus der installierten Kapazität im Jahr 2015 in Höhe von 41,2 GW zuzüglich eines durchschnittlichen jährlichen Bruttozubaus von 3,08 GW. Aufgrund veränderter Vorgaben im aktuellen Kabinettsbeschluss der Bundesregierung zum EEG 2016 liegt dieser Wert unterhalb des Wertes von 2,5 GW Nettozubau des EEG 2014, der im Szenariorahmen 2025 angenommen wurde. Der Bruttowert als Vorgabe federt den über die prognostizierten Jahre stark schwankenden Rückbau im Gegensatz zum Nettowert nicht ab. Wie im Kapitel II B 4.2.1 beschrieben, wird der Rückbau auf Grundlage einer pauschalen Betriebsdauer der Windenergieanlagen von 20 Jahren angenommen. Der Zubau in den Jahren 2010-2015, der bei dieser Annahme zwischen 2030-2035 zurückgebaut wird, liegt teilweise deutlich über dem Bruttowert von 2,9 GW, weshalb es de facto ab 2030 zu einem signifikanten Nettorückbau kommen würde. Unter dieser Annahme würde der im § 1 Abs. 2 EEG-E 2016 vorgegebene Ausbaukorridor nicht mehr eingehalten. Die Bundesnetzagentur sieht jedoch die Vorgaben des Anteils der Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch von 55-60 % aus § 1 Abs. 2 Nr. 2 EEG-E 2016 als das primäre Kriterium an, das ein Überschreiten der maximalen jährlichen Ausbaurate gemäß § 4 Nr. 1 b) EEG-E 2016 rechtfertigt. Somit wird angenommen, dass in den Jahren von 2031 bis 2035 ein Bruttozubau in Höhe von 3,7 GW pro Jahr erfolgen muss. Anders als bei anderen Erneuerbaren Energien sieht sich die Bundesnetzagentur gerade bei Wind Onshore zu eigenständigen Annahmen über den derzeitigen jährlichen Zubauwert von 2,9 GW hinaus als legitimiert an. Denn Wind Onshore hat in der politischen Diskussion des EEG die Funktion einer Supplementärgröße, die unter Berücksichtigung der als gesetzt betrachteten anderen Erneuerbaren Energien die Einhaltung der Ziele des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016 sicherstellen soll. Für Wind Offshore ist eine dem Antrag der Übertragungsnetzbetreiber entsprechende installierte Leistung in Höhe von 19 GW für das Jahr 2035 anzunehmen. Dieser Wert ergibt sich aus dem Zubauziel von 800 MW pro Jahr. Nach § 1 Abs. 2 Satz 1 WindSeeG-E ist Ziel des Gesetzes ein Ausbau von 15 GW Offshore-Windenergie bis zum Jahre 2030. Die Zielgröße von 15 GW Offshore-Windenergie für das Jahr 2030 stellt in seiner derzeit geplanten Ausformung keine zeitliche Begrenzung, d.h. keinen Endpunkt für den Ausbau der OffshoreWindenergie dar. Insofern ist auch nach dem Jahr 2030 mit einem jährlichen Zubau von 800 MW zu rechnen. Ursprünglich war für das Jahr 2020 ein Ausbauziel von 6,5 GW vorgesehen, das jedoch aufgrund einer Übergangsregelung in § 118 Abs. 14 EnWG auf bis zu 7,7 GW überschritten werden darf. Ausgehend von einem Ausbaustand der Offshore-Windenergie von 7,7 GW in 2020 erfolgen ab dem Jahr 2021 gem. § 17 Nr. 1

134 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

WindSeeG-E kalenderjährlich Ausschreibungen mit einem Volumen von nicht mehr als durchschnittlich 730 MW. Die Begrenzung des Ausschreibungsvolumens auf 730 MW pro Jahr erfolgt mit dem Ziel, die Zielgröße von 15 GW im Jahr 2030 nicht zu überschreiten. Anhand der Reduzierung der jährlichen Zubaumenge auf 730 MW zwischen 2021 und 2030 ist nicht der Wille des Gesetzgebers erkennbar, die Offshore-Windenergie dauerhaft auf 730 weiter zu begrenzen, sondern lediglich das Ausbauziel von 15 GW in 2030 exakt zu treffen. Folglich ist ab 2030 wieder mit einem jährlichen Zubau von 800 MW zu rechnen, da für den Zeitraum nach 2030 vom Gesetzgeber kein exaktes Ausbauziel vorgegeben ist. Für Photovoltaik ist eine installierte Leistung in Höhe von 75,3 GW anzunehmen. Diese ergibt sich aus der installierten Kapazität im Jahr 2015 in Höhe von 39,3 GW zuzüglich einer durchschnittlichen jährlichen Zubaurate in Höhe von 1,8 GW. Dieser durchschnittliche Zubau besteht zu 0,6 GW aus Anlagen > 0,75 MW, welche über die Ausschreibungsmodalitäten des neuen EEG 2016 zugebaut werden. Die restlichen 1,2 GW bestehen aus Anlagen ≤ 0,75 MW und werden wie bisher über den „atmenden Deckel“ gesteuert. In den letzten Jahren war der Zubau von PV-Anlagen trotz dieses atmenden Deckels zu gering. Daher soll dieser Mechanismus mit der Novellierung des EEG 2016 verbessert werden und schneller reagieren, wenn der annualisierte Bruttozubau den Wert von 2,5 GW unterschreitet. In Szenario B 2035 wird angenommen, dass zwar eine Beschleunigung des Ausbaus von Anlagen ≤ 0,75 MW erfolgt, der im § 4 Nr. 3 EEG-E 2016 vorgegebene Wert von 2,5 GW jedoch nicht erreicht wird. Neben dem „atmenden Deckel“ gibt es auch im EEG 2016 einen Förderdeckel für solare Strahlungsenergie in Höhe von 52 GW installierter Gesamtleistung. Wird dieser Wert erreicht, so wird die EEG-Förderung für Anlagen ≤ 0,75 MW eingestellt. Die Ausschreibungen für Anlagen > 0,75 MW werden jedoch weitergeführt, so dass eine im Jahr 2030 installierte Leistung von über 52 GW als sachgerecht gilt. Neben den weitergeführten Ausschreibungen ist ebenfalls anzunehmen, dass die Wirtschaftlichkeit von Photovoltaikanlagen, insbesondere in Verbindung mit Stromspeichern, bis zum Jahr 2035 auch außerhalb des EEG-Förderregimes gegeben sein kann. Diese PV-Ausbaurate ist als mittlerer Bereich der wahrscheinlichen Entwicklung zu verstehen und erfüllt nach Berechnungen der Bundesnetzagentur in Verbindung mit dem angenommenen Bruttostromverbrauch und den anderen Erneuerbaren Energien den Zielkorridor des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016. Die Ausbaurate liegt unterhalb des jährlichen Ausbaupfads nach § 4 Nr. 3 EEG-E 2016, den die Bundesnetzagentur als Maximalwert betrachtet. Für Biomasse ist eine installierte Leistung in Höhe von 6,0 GW anzunehmen. Dieser Wert ergibt sich aus dem Referenzwert 2015 in Höhe von 7,0 GW zuzüglich eines durchschnittlichen Nettorückbaus in Höhe von 0,05 GW pro Jahr. Aufgrund eines angenommen Rückbaus von Biomasseanlagen ergibt sich trotz eines Bruttozubaus von durchschnittlich 0,15 GW pro Jahr in Summe ein Nettorückbau. Diese Ausbaurate erfüllt nach Berechnungen der Bundesnetzagentur in Verbindung mit den anderen Erneuerbaren Energien und den Annahmen zum Bruttostromverbrauch den Zielkorridor des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016. Die Ausbaurate liegt leicht unterhalb des jährlichen Ausbaupfads nach § 4 Nr. 4 EEG-E 2016, den die Bundesnetzagentur als Maximalwert betrachtet. Für Wasserkraft ist eine installierte Leistung in Höhe von 5,6 GW anzunehmen. Diese ergibt sich aus der installierten Kapazität im Jahr 2015 in Höhe von 5,6 GW, wobei kein Zu- oder Rückbau bis 2035 angenommen wird. Unter dem Begriff Wasserkraft werden Laufwasser- sowie Speicherwasserkraftwerke geführt. Zusätzlich zu den geographisch in Deutschland installierten Leistungen werden Wasserkraftwerke einbezogen, die an der Grenze zu Deutschland und in der Regelzone der Übertragungsnetzbetreiber stehen und einen direkten Anschluss an das deutsche Stromnetz haben. Diese Vorgehensweise entspricht der Vorgehensweise für

BUNDESNETZAGENTUR | 135

grenznahe ausländische Pumpspeicherkraftwerke, welche unter den konventionellen Kraftwerken des Szenariorahmens aufgeführt sind. Die installierte Leistung in Höhe von 1,3 GW für sonstige regenerative Erzeugung ergibt sich aus der installierten Kapazität im Jahr 2015 in Höhe von 1,3 GW, wobei kein Zu- oder Rückbau bis 2035 angenommen wird. Unter sonstiger regenerativer Erzeugung wird die Leistung von Deponiegas-, Klärgas-, Geothermie- und hälftig von Abfallkraftwerken geführt. Abfallkraftwerke werden weiterhin mit ihrer kompletten Erzeugungsleistung in der konventionellen Kraftwerksliste geführt. Aufgrund der Annahme, dass ca. 50 % des Abfalls biogenen Ursprungs ist, wird die Hälfte der Leistung von Abfallkraftwerken jedoch bilanziell zu den Erneuerbaren Energien gezählt.

Entwicklung [GW]

Wind Onshore

Wind Offshore

Photovoltaik

Biomasse

Wasserkraft

Sonstige

Referenzwert

41,2

3,4

39,3

7,0

5,6

1,3

Nettozubau bis 2035

20,4

15,6

36,0

-1,0

0,0

0,0

∑ Genehmigung

61,6

19,0

75,3

6,0

5,6

1,3

Tabelle 19: Entwicklung regenerativer Kapazitäten in Szenario B 2035

Zusammenfassung der Änderungen in Szenario B 2035 zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber – Erneuerbare Energieträger • • • • • •

Senkung der installierten Leistung Wind Onshore von 85,0 GW auf 61,6 GW Keine Änderung der installierten Leistung Wind Offshore Erhöhung der installierten Leistung Photovoltaik von 58,8, GW auf 75,3 GW Senkung der installierten Leistung Biomasse von 7,7 GW auf 6,0 GW Erhöhung der installierten Leistung Wasserkraft von 4,3 GW auf 5,6 GW Erhöhung der installierten Leistung sonstiger regenerativer Erzeugung von 0,6 GW auf 1,3 GW

4.3.6.2 Annahmen zur konventionellen Erzeugung Die technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer der einzelnen Energieträger wird in Szenario und B 2035 entsprechend folgender Tabelle 20 angenommen. Erzeugungstyp

Szenario B 2035

Braunkohle

45 Jahre

Steinkohle

45 Jahre

Erdgas

40 Jahre

Mineralöl

40 Jahre

Pumpspeicher

unbegrenzt

Abfall

unbegrenzt

Sonstige

40 Jahre

Tabelle 20: Technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer konventioneller Kraftwerke in Szenario B 2035

136 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Für das Szenario B 2035 wird die technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer der meisten Energieträger um fünf Jahre verkürzt. Braun- und Steinkohlekraftwerke werden mit einer technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer von 45 Jahren angenommen. Erdgas, Mineralöl und Kraftwerke der Kategorie „Sonstige“ werden mit 40 Jahren technisch-wirtschaftlicher Betriebsdauer angenommen. Die Betriebsdauer von Abfall- und Pumpspeicherkraftwerken ist - wie in Szenario A 2030 - unbegrenzt. Die Verkürzung der Betriebsdauer der konventionellen Kraftwerke entsteht aufgrund angenommener erschwerter wirtschaftlicher Bedingungen. Der stärkere Ausbau der Erneuerbaren Energien erhöht den Preisdruck auf die konventionellen Kraftwerke, wodurch die Wirtschaftlichkeit schon vor dem Erreichen der technischen Betriebsdauer nicht mehr gegeben sein kann. Die bereits gegenwärtig erschwerte wirtschaftliche Situation wird auch durch die berücksichtigten Stilllegungen von Kraftwerken belegt. Angesichts der gesteigerten politischen Anstrengungen, die gesetzten Klimaziele auch tatsächlich zu erreichen, ist nicht davon auszugehen, dass sich die Situation für die betroffenen Kraftwerke entspannen wird. Im Gegenteil, es dürften typischerweise die älteren Kraftwerke mit einem in der Regel niedrigeren Wirkungsgrad und entsprechend höheren CO2-Emissionen bei gleichzeitig vergleichsweise schlechter Kosteneffizienz sein, die unter zusätzlichen Druck geraten. Die Annahmen zum Zubau von in Planung befindlichen Kraftwerken werden entsprechend folgender Tabelle 21 angenommen. Erzeugungstyp

Szenario B 2035

Braunkohle

Kein Zubau

Steinkohle

Kein Zubau

Erdgas

Zubau wenn Antrag/Zusage nach §§ 38-39 GasNZV vorhanden

Mineralöl

Kein Zubau

Pumpspeicher

Zubau wenn Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV vorhanden

Abfall

Zubau aller in Planung befindlicher Kraftwerke

Sonstige

Zubau aller in Planung befindlicher Kraftwerke

Tabelle 21: Kriterien zum Zubau von in Planung befindlichen Kraftwerken in Szenario B 2035 In Szenario B 2035 werden keine Braunkohle-, Steinkohle- und Mineralölkraftwerke über die aktuellen Zubauten hinaus errichtet. Bei Gaskraftwerken werden im Gegensatz zur Genehmigung des Szenariorahmens 2025 auch Kraftwerke angenommen, welche nur eine Kapazitätsreservierungsanfrage nach § 38 GasNZV oder ein Ausbaubegehren nach § 39 GasNZV gestellt haben. Diese Kraftwerke müssen dabei kein Netzanschlussbegehren nach § 9 KraftNAV gestellt haben oder über eine Netzanschlusszusage nach § 9 KraftNAV verfügen. Die in Szenario B 2030 vorhandene Einschränkung des Inbetriebnahmezeitpunkts vor 2020 entfällt in Szenario B 2035. Diese Kriterien bilden eine starke Lockerung im Gegensatz zur Genehmigung des Szenariorahmen 2025. Die Übertragungsnetzbetreiber haben im Rahmen der Anhörung den Wegfall des Kriteriums nach KraftNAV zur Berücksichtigung von geplanten Gaskraftwerken kritisiert. Es habe hier offensichtlich ein Methodenwechsel stattgefunden, den die Übertragungsnetzbetreiber ohne weitere Erläuterung nicht

BUNDESNETZAGENTUR | 137

nachvollziehen könnten. Die impliziten getroffenen Annahmen der Bundesnetzagentur zur Wirtschaftlichkeit von geplanten Gaskraftwerken im künftigen Energiemarkt seien zumindest zu hinterfragen. Die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur erscheint jedoch adäquat, denn die Bundesregierung hat ein klares politisches Bekenntnis zum Energy-Only-Markt 2.0 und damit insbesondere zu Gunsten von zukünftigen Gaskraftwerken abgegeben. Dieses politische Bekenntnis wird durch die Einschätzung der zukünftigen wirtschaftlichen Lage ergänzt, in der Gaskraftwerke als weniger kapitalintensive Kraftwerke, die auf vergleichsweise kurze Betriebsdauern ausgelegt sind und darüber hinaus vergleichsweise wenig CO2 ausstoßen, bevorzugt werden. Ferner wird die Nähe zu den Annahmen des Szenariorahmens zum Netzentwicklungsplan Gas 2016 erhöht. Dort werden diese Kriterien ebenfalls bei der Bestätigung des Netzentwicklungsplans Gas 2016 in analoger Form angewendet. Geplante Pumpspeicherkraftwerke werden als Zubau angenommen, wenn sie über ein Netzanschlussbegehren oder eine Netzanschlusszusage nach § 9 KraftNAV verfügen. Abfallkraftwerke und Kraftwerke mit sonstigen Brennstoffen in Planung werden alle als Zubau angenommen. Unter Anwendung der in Kapitel II B 3.4.2 und der oben beschriebenen Methodik ergibt sich aus der Kraftwerksliste (vgl. Anlage 1) die angenommene Kraftwerksleistung in Szenario B 2035. Diese setzt sich entsprechend der Tabelle 22 zusammen.

Entwicklung [GW]

Erdgas

Pump­ speicher

Braunkohle

Steinkohle

Öl

Sonstige

In Bestand 2015

21,1

28,6

30,3

4,2

9,4

2,3

-

Rechnerische oder geplante Außerbetriebnahme bis 2035

11,8

18,9

6,5

3,3

0,0

0,6

+

In Bau

0,0

1,1

7,9

0,0

0,4

0,0

+

In Planung

0,0

0,0

9,8

0,0

3,2

0,1

=

Bestand 2035

9,3

10,8

41,5

0,9

13,0

1,8

Tabelle 22: Entwicklung konventioneller Kapazitäten in Szenario B 2035

Zusammenfassung der Änderungen in Szenario B 2035 zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber – konventionelle Energieträger • • • • • •

Erhöhung der installierten Leistung Braunkohle von 9,2 GW auf 9,3 GW Senkung der installierten Leistung Steinkohle von 11,0 GW auf 10,8 GW Erhöhung der installierten Leistung Erdgas von 32,9 GW auf 41,5 GW Keine Änderung der installierten Leistung Öl Senkung der installierten Leistung Pumpspeicher von 14,6 GW auf 13,0 GW Senkung der installierten Leistung sonstige konventionelle Erzeugung von 2,7 GW auf 1,8 GW

138 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Abbildung 8: Konventioneller Kraftwerkspark in Szenario B 2035 Wichtiger Hinweis: Die Skalierung der Balken weicht zwischen den einzelnen Szenarien ab (siehe Legende).

BUNDESNETZAGENTUR | 139

4.3.7 Szenario C 2030 4.3.7.1 Annahmen zur regenerativen Erzeugung Im Hinblick auf das Szenario C 2030 werden die von Übertragungsnetzbetreibern beantragten jährlichen Zubauraten von der Bundesnetzagentur modifiziert bestätigt. Die Annahmen zur installierten regenerativen Erzeugungsleistung orientieren sich in Szenario C 2030 im Wesentlichen an den Maximalwerten der im Referentenentwurf des EEG 2016 vorgegebenen energieträgerspezifischen Zubauraten nach § 4 EEG-E 2016, gehen aber im Bereich Wind Onshore noch darüber hinaus. Damit wird ein ambitionierter Ausbau angenommen, der darüber hinaus eine sehr hohe Realisierungswahrscheinlichkeit der ausgeschriebenen Leistungen der verschiedenen Energieträger in Höhe von 100 % unterstellt. Die Annahme eines ambitionierten Pfades mit hohen Realisierungswahrscheinlichkeiten begründet sich daraus, dass in diesem Szenario von einem steigenden Stromverbrauch ausgegangen wird. Dieser steigende Stromverbrauch entsteht durch einen steigenden Verbrauch bei der Sektorenkopplung (siehe Kapitel II B 4.1). Die Annahme eines beschleunigten Ausbaus Erneuerbarer Energien in Kombination mit einem steigenden Stromverbrauch durch Sektorenkopplung erscheint konsequent und stimmig. Da die steigende Sektorenkopplung sich aus den energiepolitischen Zielen der Bundesregierung zur Reduktion des CO2 Ausstoßes herleitet, macht diese nur dann Sinn, wenn die verstärkte Nutzung des Energieträgers Strom mit einer Erhöhung des Anteils Erneuerbarer Energien einhergeht. Andernfalls würde sich keine vernünftige Sektorenkopplung einstellen. Deshalb ist es sinnvoll und notwendig, eine ambitionierte Sektorenkopplung und das Erreichen des oberen Rands der EE-Ausbauziele des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016 zu kombinieren. Die Annahme, dass alle ausgeschriebenen und bezuschlagten Anlagen errichtet werden, erscheint adäquat. Für Wind Onshore ist eine installierte Leistung in Höhe von 62,1 GW anzunehmen. Diese ergibt sich aus der installierten Kapazität im Jahr 2015 in Höhe von 41,2 GW zuzüglich eines durchschnittlichen jährlichen Bruttozubaus in Höhe von 3,11 GW. Diese Ausbaurate ist als maximaler Bereich der wahrscheinlichen Entwicklung zu verstehen und erfüllt nach Berechnungen der Bundesnetzagentur in Verbindung mit dem angenommenen Bruttostromverbrauch und den anderen Erneuerbaren Energien den oberen Bereich des Zielkorridors des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016. Die Ausbaurate von Wind Onshore liegt ab 2025 um 0,6 GW oberhalb des maximalen jährlichen Ausbaupfads nach § 4 Nr. 1 b) EEG-E 2016. Dies folgt der Annahme, dass der jährliche Bruttozubau ab 2025 von 2.900 MW auf 3.500 MW steigt. Aufgrund der prognostizierten sehr hohen Sektorenkopplung im Innovationsszenario C 2030 steigt der Stromverbrauch gegenüber Szenario A 2030 bzw. B 2030 deutlich um 10,5 % bzw. 5 %. Darüber hinaus soll das innovative und grüne Szenario C 2030 den maximal möglichen Ausbaupfad von 52,5% Anteil Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch in 2030 einhalten. Dies ist nur mit einer teilweisen Erhöhung der Erneuerbaren Energien der jährlichen Zubauraten des § 4 EEG-E 2016 ab 2025 möglich. Die Bundesnetzagentur hat sich für eine ausschließliche Erhöhung der Zubauprognose von Wind Onshore von 2,9 GW auf 3,5 GW ab 2025 entschieden, weil Wind Onshore typischerweise die Supplementär-Energiequelle ist, um bei Veränderungen der Rahmenbedingungen die Zielvorstellungen der EEG-Quote des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016 zu erreichen. Aus Sicht der Bundesnetzagentur wird so das innovative und ökologische Potenzial des Szenarios C 2030, wie übrigens von sehr vielen Konsultationsteilnehmern gefordert, am besten verwirklicht. Für Wind Offshore ist entsprechend dem Antrag der Übertragungsnetzbetreiber eine installierte Leistung in Höhe von 15 GW anzunehmen. Diese ergibt sich vor dem Hintergrund der Umstellung des Zubaus der

140 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Offshore-Windenergie auf ein Ausschreibungssystem entsprechend WindSeeG-E. Nach § 1 Abs. 2 Satz 1 WindSeeG-E ist Ziel des Gesetzes ein Ausbau von 15 GW Offshore-Windenergie bis zum Jahre 2030. Ausgehend von einem Ausbaustand der Offshore-Windenergie von 7,7 GW in 2020 erfolgen in den Jahren 2021 bis 2030 gem. § 17 Nr. 1 WindSeeG-E kalenderjährlich Ausschreibungen mit einem Volumen von nicht mehr als durchschnittlich 730 MW. Das Szenario C 2030 unterstellt dabei ebenso wie das Szenario B 2030, dass die Zubaugrenze exakt erreicht wird. Ein Überschreiten der gesetzlichen Zubaugrenze von 15 GW für das Jahr 2030 ist sowohl nach derzeitiger als auch geplanter Rechtslage nicht möglich. Für Photovoltaik ist eine installierte Leistung in Höhe von 76,8 GW anzunehmen. Dieser ergibt sich aus der installierten Kapazität im Jahr 2015 in Höhe von 39,3 GW zuzüglich einer durchschnittlichen jährlichen Zubaurate in Höhe von 2,5 GW. Dieser durchschnittliche Zubau besteht zu 0,6 GE aus Anlagen > 0,75 MW, welche über die Ausschreibungsmodalitäten des neuen EEG 2016 zugebaut werden. Die restlichen 1,9 GW bestehen aus Anlagen ≤ 0,75 MW und werden wie bisher über den „atmenden Deckel“ gesteuert. In den letzten Jahren war der Zubau von PV-Anlagen trotz dieses atmenden Deckels zu gering. Daher soll dieser Mechanismus mit der Novellierung des EEG 2016 verbessert werden und schneller reagieren, wenn der annualisierte Bruttozubau den Wert von 2,5 GW unterschreitet. In Szenario C 2030 wird angenommen, dass eine Beschleunigung des Ausbaus von Anlagen ≤ 0,75 MW erfolgt und der im § 4 Nr. 3 EEG-E vorgegebene Wert erreicht wird. Zwar gilt auch in Szenario C 2030 der Förderdeckel für solare Strahlungsenergie in Höhe von 52 GW installierter Leistung, jedoch wird angenommen, dass neben den weiterhin ausgeschriebene Anlagen mit einer Leistung > 0,75 MW auch kleinere Anlagen über das Erreichen des Deckels hinaus errichtet werden. Diese Anlagen haben zwar keinen Anspruch auf eine Förderung nach EEG 2016. Aufgrund der zu Beginn des Kapitels beschriebenen Verbesserungen bei Wirtschaftlichkeit und Effektivität, insbesondere bei Verbindung von Photovoltaikanlagen mit einem Stromspeicher, wird allerdings angenommen, dass sich diese Anlagen auch außerhalb des EEG 2016 Förderregimes wirtschaftlich errichten und betreiben lassen. Für Biomasse ist eine installierte Leistung in Höhe von 7,0 GW anzunehmen. Dieser Wert ergibt sich aus dem Referenzwert 2015 in Höhe von 7,0 GW und einem stagnierenden Nettozubau. Aufgrund eines angenommen Rückbaus von Biomasseanlagen in Höhe von durchschnittlich 0,2 GW ergibt sich trotz eines Bruttozubaus von durchschnittlich 0,2 GW pro Jahr in Summe ein stagnierender Leistungswert installierter Biomasseanlagen. Diese Ausbaurate erfüllt nach Berechnungen der Bundesnetzagentur in Verbindung mit den anderen Erneuerbaren Energien den Zielkorridor des § 1 Abs. 2 EEG-E 2016. Die Ausbaurate liegt auf gleicher Höhe des jährlichen Ausbaupfads nach § 4 Nr. 4 EEG-E 2016, den die Bundesnetzagentur als Maximalwert betrachtet. Für Wasserkraft ist eine installierte Leistung in Höhe von 6,2 GW anzunehmen. Diese ergibt sich aus der installierten Kapazität im Jahr 2015 in Höhe von 5,6 GW, wobei eine Erhöhung der Leistung auf 6,2 GW durch Effizienzsteigerungen bis 2030 angenommen wird. Unter dem Begriff Wasserkraft werden Laufwasser- sowie Speicherwasserkraftwerke geführt. Zusätzlich zu den geographisch in Deutschland installierten Leistungen werden Wasserkraftwerke einbezogen, die an der Grenze zu Deutschland und in der Regelzone der Übertragungsnetzbetreiber stehen und einen direkten Anschluss an das deutsche Stromnetz haben. Diese Vorgehensweise entspricht der Vorgehensweise für grenznahe ausländische Pumpspeicherkraftwerke, welche unter den konventionellen Kraftwerken des Szenariorahmens aufgeführt sind. Die installierte Leistung in Höhe von 1,3 GW für sonstige regenerative Erzeugung ergibt sich aus der installierten Kapazität im Jahr 2015 in Höhe von 1,3 GW, wobei kein Zu- oder Rückbau bis 2030 angenommen

BUNDESNETZAGENTUR | 141

wird. Unter sonstiger regenerativer Erzeugung wird die Leistung von Deponiegas-, Klärgas-, Geothermie- und hälftig von Abfallkraftwerken geführt. Abfallkraftwerke werden weiterhin mit ihrer kompletten Erzeugungsleistung in der konventionellen Kraftwerksliste geführt. Aufgrund der Annahme, dass ca. 50 % des Abfalls biogenen Ursprungs ist, wird die Hälfte der Leistung von Abfallkraftwerken jedoch bilanziell zu den Erneuerbaren Energien gezählt. Entwicklung [GW]

Wind Onshore

Wind Offshore

Photovoltaik

Biomasse

Wasserkraft

Sonstige

Referenzwert

41,2

3,4

39,3

7,0

5,6

1,3

Nettozubau bis 2030

20,9

11,6

37,5

0,0

0,6

0,0

∑ Genehmigung

62,1

15,0

76,8

7,0

6,2

1,3

Tabelle 23: Entwicklung regenerativer Kapazitäten in Szenario C 2030

Zusammenfassung der Änderungen in Szenario C 2030 zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber – Erneuerbare Energieträger • • • • • •

Senkung der installierten Leistung Wind Onshore von 77,8 GW auf 62,1 GW Keine Änderung der installierten Leistung Wind Offshore Erhöhung der installierten Leistung Photovoltaik von 65,9 GW auf 76,8 GW Senkung der installierten Leistung Biomasse von 8,3 GW auf 7,0 GW Erhöhung der installierten Leistung Wasserkraft von 4,3 GW auf 6,2 GW Erhöhung der installierten Leistung sonstiger regenerativer Erzeugung von 0,6 GW auf 1,3 GW

4.3.7.2 Annahmen zur konventionellen Erzeugung Die technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauern der einzelnen Energieträger werden in Szenario C 2030 unverändert aus dem Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber übernommen und in folgender Tabelle 24 dargestellt. Erzeugungstyp

Szenario C 2030

Braunkohle

40 Jahre

Steinkohle

40 Jahre

Erdgas

40 Jahre

Mineralöl

35 Jahre

Pumpspeicher

unbegrenzt

Abfall

unbegrenzt

Sonstige

35 Jahre

Tabelle 24: Technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer konventioneller Kraftwerke in Szenario C 2030 Im Szenario C 2030 wird gegenüber Szenario A 2030, außer bei Gaskraftwerken, eine um 10 Jahre verkürzte technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer angenommen. Damit beträgt die technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer im Szenario C 2030 für Braun-, Steinkohle- und Gaskraftwerke 40 Jahre. Für Kraftwerke, die mit

142 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Mineralölprodukten betrieben werden, wird eine Betriebsdauer von 35 Jahren und für Pumpspeicherkraftwerke eine unendliche Betriebsdauer angenommen. Die gegenüber den Szenarien B 2030 um weitere 5 Jahre reduzierte technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer begründet sich mit der in Szenario C 2030 angenommenen Steigerung des Ausbaus und der Flexibilisierung der Erneuerbaren Energien. Die ohnehin erschwerte wirtschaftliche Situation konventioneller Kraftwerke wird so weiter verstärkt. Die Verkürzung der Betriebsdauer der konventionellen Kraftwerke entsteht aufgrund angenommener erschwerter wirtschaftlicher Bedingungen. Der stärkere Ausbau der Erneuerbaren Energien erhöht den Preisdruck auf die konventionellen Kraftwerke, wodurch die Wirtschaftlichkeit schon vor dem Erreichen der technischen Betriebsdauer nicht mehr gegeben sein kann. Die Annahme einer technisch-wirtschaftlichen Betriebsdauer von 40 Jahren für Braunkohlekraftwerke liegt noch oberhalb einzelner Forderungen von Konsultationsteilnehmer, die eine noch stärkere Reduktion fordern. Diese Reduktion soll eine Herausnahme von Braunkohlekraftwerken, teilweise bis zum kompletten Ausstieg aus der Braunkohleverstromung, bewirken. Die Annahme eines Kohleausstiegs bis 2030 erscheint der Bundesnetzagentur jedoch als nicht sachgerecht. Die momentane politische Situation sieht über die im Szenariorahmen 2017-2030 getroffenen Annahmen keine Verschärfung der Regularien für Braunkohlekraftwerke vor, weshalb die Bundesnetzagentur keine Handhabe für eine weitere Verkürzung der Laufzeiten sieht. Die Kriterien zum Zubau von in Planung befindlichen Kraftwerken werden entsprechend folgender Tabelle 25 angenommen. Erzeugungstyp

Szenario C 2030

Braunkohle

Kein Zubau

Steinkohle

Kein Zubau

Erdgas

Zubau wenn Antrag/Zusage nach §§ 38-39 GasNZV vorhanden und geplante Inbetriebnahme vor 2020

Mineralöl

Kein Zubau

Pumpspeicher

Zubau wenn Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV vorhanden

Abfall

Zubau aller in Planung befindlicher Kraftwerke

Sonstige

Zubau aller in Planung befindlicher Kraftwerke

Tabelle 25: Kriterien zum Zubau von in Planung befindlichen Kraftwerken in Szenario C 2030 Analog zu Szenario B 2030 werden im Szenario C 2030 keine Braunkohle-, Steinkohle- und Mineralölkraftwerke über die aktuellen Zubauten hinaus errichtet. Bei Gaskraftwerken werden, wie in Szenario B 2030, auch Kraftwerke angenommen, welche nur eine Kapazitätsreservierungsanfrage nach § 38 GasNZV oder ein Ausbaubegehren nach § 39 GasNZV gestellt haben. Diese Kraftwerke müssen dabei kein Netzanschlussbegehren nach § 9 KraftNAV gestellt haben oder über eine Netzanschlusszusage nach § 9 KraftNAV verfügen. Als Einschränkung gilt dies nur, wenn die geplante Inbetriebnahme dieser Kraftwerke vor dem Jahr 2020 liegt. Diese Kriterien bilden eine starke Lockerung im Gegensatz zur Genehmigung des Szenariorahmen 2025.

BUNDESNETZAGENTUR | 143

Die Übertragungsnetzbetreiber haben im Rahmen der Anhörung den Wegfall des Kriteriums nach KraftNAV zur Berücksichtigung von geplanten Gaskraftwerken kritisiert. Es habe hier offensichtlich ein Methodenwechsel stattgefunden, den die Übertragungsnetzbetreiber ohne weitere Erläuterung nicht nachvollziehen könnten. Die impliziten getroffenen Annahmen der Bundesnetzagentur zur Wirtschaftlichkeit von geplanten Gaskraftwerken im künftigen Energiemarkt seien zumindest zu hinterfragen. Die Vorgehensweise der Bundesnetzagentur erscheint jedoch adäquat, denn die Bundesregierung hat ein klares politisches Bekenntnis zum Energy-Only-Markt 2.0 und damit insbesondere zu Gunsten von zukünftigen Gaskraftwerken abgebeben. Dieses politische Bekenntnis wird durch die Einschätzung der zukünftigen wirtschaftlichen Lage ergänzt, in der Gaskraftwerke als weniger kapitalintensive Kraftwerke, die auf vergleichsweise kurze Betriebsdauern ausgelegt sind und darüber hinaus vergleichsweise wenig CO2 ausstoßen, bevorzugt werden. Ferner wird die Nähe zu den Annahmen des Szenariorahmens zum Netzentwicklungsplan Gas 2016 erhöht. Dort werden diese Kriterien ebenfalls bei der Bestätigung des Szenariorahmens zum Netzentwicklungsplan Gas 2016 in analoger Form angewendet. Bei Pumpspeicherkraftwerken entscheidet, wie in Szenario B 2030, ob ein Netzanschlussbegehren oder eine Netzanschlusszusage nach § 9 KraftNAV vorhanden ist. Bei Abfallkraftwerken und Kraftwerken mit sonstigen Brennstoffen wird angenommen, dass alle in Planung befindlichen Kraftwerke zugebaut werden. Unter Anwendung der in den Kapitel II B 3.4.2 und der oben beschriebenen Methodik ergibt sich aus der Kraftwerksliste (vgl. Anlage 1) die angenommene Kraftwerksleistung in Szenario B 2035. Diese setzt sich entsprechend der Tabelle 26 zusammen.

Entwicklung [GW]

Erdgas

Pump­ speicher

Braunkohle

Steinkohle

Öl

Sonstige

In Bestand 2015

21,1

28,6

30,3

4,2

9,4

2,3

-

Rechnerische oder geplante Außerbetriebnahme bis 2030

11,8

18,9

6,3

3,3

0,0

0,6

+

In Bau

0,0

1,1

6,4

0,0

0,4

0,0

+

In Planung

0,0

0,0

7,4

0,0

2,1

0,1

=

Bestand 2030

9,3

10,8

37,8

0,9

11,9

1,8

Tabelle 26: Entwicklung konventioneller Kapazitäten in Szenario C 2030

Zusammenfassung der Änderungen in Szenario C 2030 zum Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber – konventionelle Energieträger • • • • • •

Erhöhung der installierten Leistung Braunkohle von 9,2 GW auf 9,3 GW Senkung der installierten Leistung Steinkohle von 11,0 GW auf 10,8 GW Erhöhung der installierten Leistung Erdgas von 29,1 GW auf 37,8 GW Keine Änderung der installierten Leistung von Öl Keine Änderung der installierten Leistung von Pumpspeicher Senkung der installierten Leistung sonstige konventionelle Erzeugung von 2,7 GW auf 1,8 GW

144 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Abbildung 9: Konventioneller Kraftwerkspark in Szenario C 2030 Wichtiger Hinweis: Die Skalierung der Balken weicht zwischen den einzelnen Szenarien ab (siehe Legende).

BUNDESNETZAGENTUR | 145

5.

Mittel- und langfristige energiepolitische Ziele der Bundesregierung

Die genehmigten Szenarien erfüllen – soweit eine Aussage hierzu methodisch bereits möglich ist – zum größten Teil die mittel- und langfristigen energiepolitischen Ziele der Bundesregierung. Die mittel- und langfristigen energiepolitischen Ziele der Bundesregierung werden im Wesentlichen durch das Energiekonzept der Bundesregierung vom 28.09.2010 definiert. Ergänzt werden diese Ziele durch das sog. Energiepaket der Bundesregierung vom 06.06.2011 und gesetzlich verankerte Ziele. Darüber hinaus wurden diese Ziele im Aktionsprogramm Klimaschutz am 03.12.2014 seitens der Bundesregierung nochmals bekräftigt und im EEG 2014 für den Bereich Wind Offshore modifiziert. Im am 01.01.2016 in Kraft getreten KWKG wurden die neuen KWK-Ziele der Bundesregierung festgelegt. Es handelt sich um folgende energiepolitische Ziele, die im Rahmen der Genehmigung des Szenariorahmens berücksichtigt werden:

– Reduktion der Treibhausgasemissionen gegenüber 1990 bis 2020 um 40 %, bis 2030 um 55 %, bis 2040 um 70 % und bis 2050 um 80 bis 95 %

– Erhöhung des Anteils des aus Erneuerbaren Energien erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch bis 2025 auf 40 bis 45 %, bis 2035 auf 55 bis 60 % und bis 2050 auf mindestens 80 %

– Senkung des Primärenergieverbrauchs gegenüber 2008 bis 2020 um 20 % und bis 2050 um 50 % – Steigerung der Offshore-Windleistung auf 15 GW im Jahr 2030 – Erhöhung der Strommenge aus Kraft-Wärme-Kopplung auf 120 TWh bis 2025 – Minderung des Stromverbrauchs gegenüber 2008 bis 2020 um 10 % und bis 2050 um 25 % – Ausstieg aus der Nutzung der Kernenergie bis 2022 Ohne die Ergebnisse der Marktsimulation und der Netzberechnung zu kennen, die auf der Genehmigung des Szenariorahmens 2017-2030 beruhen, kann eine erste Einschätzung getroffen werden, welche Szenarien die angeführten energiepolitischen Ziele der Bundesregierung erreichen.

5.1

Einhaltung der CO2-Ziele

Auf Grund der CO2-Emissionsgrenze, die in den Szenarien B 2030, B 2035 und C 2030 als Nebenbestimmung eingeführt wird, ist sicher davon auszugehen, dass die genannten Szenarien die Emissionsgrenzen einhalten werden. Das Szenario A 2030 hingegen stellt eine Ausnahme dar. Es unterliegt keiner solchen CO2-Restriktion im Marktmodell und verfügt über den größten konventionellen Kraftwerkspark mit einem vergleichsweise hohen Anteil an CO2-intensiven Braunkohlekraftwerken. Weiterhin wird ein Ausbau der Erneuerbaren Energien am unteren Rand des EE-Ausbaukorridors unterstellt. Daher besteht in Szenario A 2030 eine nicht geringe Wahrscheinlichkeit, dass die von der Bundesregierung definierte Reduktion der Treibhausgase nicht vollständig erreicht wird. Dies erscheint sinnvoll, da trotz aller Bemühungen derzeit nicht ausgeschlossen werden kann, dass die Klimaschutzziele in einem konservativen Szenario auch aus konjunkturellen Gründen nicht in vollem Umfang erreicht werden.

146 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

5.2

Einhaltung der EE-Anteile am Bruttostromverbrauch

Der Anteil des aus Erneuerbaren Energien erzeugten Stroms am Bruttostromverbrauch liegt in allen Szenarien im Korridor des 2016 novellierten EEG, womit dieses Ziel in allen Szenarien erreicht wird. Da sich der Anteil der Erneuerbaren Energien in den Szenarien in Übereinstimmung mit § 1 Abs. 2 EEG-E 2016 nach dem Bruttostromverbrauch richtet, ist dieser für den Szenariorahmen 2017-2030 zu prognostizieren. Die Prognose des Bruttostromverbrauchs ist dabei lediglich als Basis für die Ermittlung des Anteils der Erneuerbaren Energien ausschlaggebend und ist nicht mit dem Wert zu verwechseln, welcher sich nach Marktsimulation und Netzberechnung für den Bruttostromverbrauch letztlich ergibt. Dies ist dem Umstand geschuldet, dass einzelne Komponenten des Bruttostromverbrauchs Ergebnis der Marktsimulation und der Netzberechnung sind und folglich zum Zeitpunkt der Genehmigung des Szenariorahmens noch nicht bekannt sind. Wie in Kapitel II B 4.1 dargestellt, sind z. B. die Übertragungsnetzverluste als Folge des Energietransports das Ergebnis der Netzberechnung. Ähnlich verhält es sich mit der von Pumpspeicherkraftwerken genutzten Energie und dem Kraftwerkseigenverbrauch, die sich erst nach der Simulation des Kraftwerkeinsatzes in der Marktsimulation ergeben. Die Verluste des Übertragungsnetzes, die von Pumpspeicherkraftwerken genutzte Energie und der Kraftwerkseigenbedarf müssen daher zur Prognose des Bruttostromverbrauchs abgeschätzt werden. Zur Abschätzung des Referenzwertes des Bruttostromverbrauchs in 2015 bezieht sich die Bundesnetzagentur auf die Daten des Monitoringberichts 2015 der Bundesnetzagentur. Für die Angaben zum Kraftwerkseigenverbrauch sind die Angaben des Jahresberichtes 2015 der AGEB (AG Energiebilanzen EV) maßgeblich. Tabelle 27 zeigt, wie sich der Bruttostromverbrauch näherungsweise bestimmen lässt. Verbrauchstyp

Energieverbrauch [TWh]

Nettostromverbrauch 2015

532,1

+

Übertragungsnetzverluste

+

Pumpspeicherenergie

10,3

+

Kraftwerkseigenverbauch

36,1

=

Bruttostromverbrauch 2015

6,4

584,9

Tabelle 27: Ermittlung des Bruttostromverbrauchs 2015 Ausgangsgröße zur Ermittlung des Bruttostromverbrauchs in 2015 ist der in Kapitel II B 4 berechnete Nettostromverbrauch von 532,1 TWh in 2015. Hinzu kommen Energieverluste des Übertragungsnetzes von 6,4 TWh und die Energiemenge von 10,3 TWh zum Betrieb der Pumpspeicherkraftwerke. Ferner ist der Eigenverbrauch der Kraftwerke von 36,1 TWh zu berücksichtigen. Aufsummiert ergibt sich ein Bruttostromverbrauch von 584,9 TWh für das Jahr 2015. Zur Prognose des Bruttostromverbrauchs in den Szenarien sind ferner die in Kapitel II B 4.1 angenommenen Verbrauchseinsparungen durch Effizienzsteigerung sowie der Mehrverbrauch durch Sektorenkopplung (Verkehrssektor und Wärmesektor), wie in Tabelle 28 dargestellt, zu berücksichtigen.

BUNDESNETZAGENTUR | 147

Bruttostromverbrauch 2015

Szenario A 2030

Szenario B 2030

Szenario B 2035

Szenario C 2035

584,9 TWh

584,9 TWh

584,9 TWh

584,9 TWh

-

Effizienzsteigerung

27,5 TWh

32,5 TWh

42,3 TWh

55,0 TWh

+

Sektorenkopplung

12,5 TWh

47,5 TWh

57,3 TWh

100,0 TWh

599,9 TWh

629,9 TWh

Bruttostromverbrauch in 569,9 TWh 599,9 TWh den Szenarien Tabelle 28: Prognose des Bruttostromverbrauchs in den Szenarien =

In Szenario A 2030 berechnet sich nach Abzug der durch Effizienzgewinn eingesparten Energie und Addition des zusätzlichen Verbrauchs durch Sektorenkopplung ein Bruttostromverbrauch von gerundet 570 TWh. In Szenario B 2030 und B 2035 ergibt sich analog ein Saldo von 600 TWh. In Szenario C 2030 wird anhand genannter Methodik mit 630 TWh der höchste Bruttostromverbrauch prognostiziert. Für die Prognose der EE-Anteile am Bruttostromverbrauch werden zusätzlich in allen Szenarien die nachfolgenden Volllastbetriebsstunden zu Grunde gelegt: Volllastbetriebsstunden [h/a] Wind Onshore installiert vor dem 31.12.2015

1.700

Wind Onshore installiert nach dem 31.12.2015

2.300

Wind Offshore

4.300

Photovoltaik installiert vor dem 31.12.2015

920

Photovoltaik installiert nach dem 31.12.2015

950

Photovoltaik >750 kW installiert nach dem 31.12.2015

1.000

Biomasse vor dem 31.12.2015

6.200

Biomasse nach dem 31.12.2015

5.000

Wasserkraft

4.000

sonstige regenerative Erzeugung

3.460

Tabelle 29: Volllastbetriebsstunden der Erneuerbaren Erzeugungsanlagen Die Volllastbetriebsstunden in Tabelle 29 (außer Wind Onshore alt/neu) beruhen auf Abschätzungen des Zentrums für Sonnenenergie- und Wasserstoff-Forschung Baden-Württemberg (ZSW). Als Datenbasis verwendet das ZSW kein einzelnes Wetterjahr, sondern bildet auf Grundlage historischer Messungen Durchschnittswerte. Dabei wurde bei einzelnen Energieträgern leicht von den Abschätzungen des ZSW abgewichen. Die Volllaststunden der Wasserkraft wurden von 4500 auf 4000 herabgesetzt. Dies hängt damit zusammen, dass in diesem Szenariorahmen grenznahe Speicherwasserkraftwerke im Ausland berücksichtigt werden. Diese Speicherwasserkraftwerke haben verglichen mit Laufwasserkraftwerken viel geringere Volllaststunden. Um diesem Umstand Rechnung zu tragen, wurden die Volllaststunden aller Wasserkraftwerke pauschal um 500 reduziert. In Szenario C 2030 wurden die Volllaststunden nur auf 4.400 reduziert, da von einer Effizienzsteigerung bereits bestehender Wasserkraftwerke ausgegangen wird.

148 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Die Volllaststunden neuer Biomasseanlagen, die in der Ausschreibung den Zuschlag erhalten haben, wurden dagegen von 4.000 auf 5.000 erhöht. Die Volllaststunden sind ein gewichteter Durchschnitt des erwarteten Zubauportfolios. Zu diesem Portfolio zählen zuvorderst Biogasanlagen, die aufgrund von Flexibilitätsanforderung im EEG zukünftig für maximal 4.400 h/a eine Vergütung erhalten. Von dieser Anforderung sind kleine Gülleanlagen ausgenommen. Es wird angenommen, dass sie weiterhin Volllaststunden zwischen 7000 bis 8000 h/a realisieren werden. Daneben werden Holzkraftwerke zugebaut, die zwischen 6000 und 7000 Stunden im Jahr unter Nennlast Strom erzeugen. Die Förderung der energetischen Verwertung von Altholz durch das EEG ist mit der EEG-Novelle 2016 beendet worden. Für Altholz besteht eine abfallrechtliche Verwertungspflicht nach dem Kreislaufwirtschaftsgesetz. Es ist deshalb davon auszugehen, dass die Stromerzeugung in Altholzkraftwerken auch nach Auslaufen der EEG-Förderung größtenteils erhalten bleibt. Die Stromerzeugung aus Schwarzlauge wird ebenfalls aufgrund der thermischen Verwertungspflicht als konstant angenommen. Um den soeben genannten Umständen Rechnung zu tragen, wurden die Volllaststunden aller Biomassekraftwerke pauschal um 1000 erhöht. Zu Prognosezwecken für die Abschätzung des voraussichtlichen EE-Anteils am Bruttostromverbrauch ist die Hochrechnung auf Basis von historischen Durchschnittswerten sachgerecht. In Abgrenzung dazu ist im Rahmen der Marktmodellierung zur Netzberechnung die Verwendung eines historischen Wetterjahres mit daraus folgenden höheren Volllaststunden sachgerechter. Die spezifischen Volllaststunden der Windenergie an Land hängen von den Windbedingungen am jeweiligen Standort sowie der verwendeten Anlagentechnologie (Nabenhöhe, Rotordurchmesser, installierte Leistung) ab. Die durchschnittlich unterstellten Volllaststunden ergeben sich aus den in Deutschland verfügbaren Flächen und deren Windbedingungen. Im Zeitraum der letzten zehn Jahre lagen die Volllaststunden für den Gesamtbestand aller Anlagen in Abhängigkeit des jeweiligen Windjahres zwischen 1.450 und 1.850 Stunden pro Jahr. Der Hauptzubau aller Windenergieanlagen in Deutschland (Stand 2014) lag mit fast 85 Prozent im Bereich von Standortqualitäten zwischen 65 und 90 Prozent. Damit hat dieses Segment den mit Abstand größten Einfluss auf die durchschnittlichen Volllaststunden in Deutschland. Den für den Zubau unterstellten durchschnittlichen Volllaststunden von 2.300 liegen moderne Windenergieanlagen und deren Volllaststunden zugrunde. Die Übertragungsnetzbetreiber haben im Rahmen der Anhörung Zweifel bezüglich der aus ihrer Sicht zu ambitionierten Annahmen der Volllaststunden für Wind Onhore geäußert. Der konkrete Wert der Bundesnetzagentur stützt sich auf den EEGErfahrungsbericht, der von IE Leipzig erstellt und im Sommer 2014 veröffentlicht wurde. Dabei wurden die angenommenen Volllaststunden von 2.200 auf 2.300 erhöht, da davon auszugehen ist, dass die Nabenhöhe von zukünftigen Anlagen weiter steigt und sich so auch die Volllaststunden weiter erhöhen können. Diese Annahmen werden auch durch die Studien des Umweltbundesamtes (Potenzial der Windenergie an Land, 2013) und der Agora (Entwicklung der Windenergie in Deutschland, 2013) gestützt, die für Neuanlagen deutschlandweit 2.440 Volllaststunden bzw. ca. 4.500 Volllaststunden im Norden und ca. 2750 Volllaststunden im Süden vorhersehen. Die Standortgüte des weiteren Zubaus orientiert sich am Bestand der Windenergieanlagen. Es wird daher angenommen, dass auch mit Einführung der Ausschreibungen der Zubau vor allem im Bereich zwischen 70 bis 90 Prozent Referenzertrag erfolgen wird. Entsprechend der gegenwärtigen Genehmigungspraxis ist darüber hinaus ein Abschlag vorgenommen worden, der die zunehmenden Abschaltzeiten von Windenergieanlagen aufgrund von Schallschutz, Schattenwurf, Radaranlagen und naturschutzrechtliche Vorgaben berücksichtigt.

BUNDESNETZAGENTUR | 149

In allen Szenarien ist die wegen der Spitzenkappung (vgl. Kapitel II B 3.3) nicht eingespeiste Energiemenge in Abzug zu bringen. Die Berücksichtigung der Spitzenkappung führt zu niedrigeren EE-Anteilen am Bruttostromverbrauch, da die nicht eingespeiste EE-Energiemenge abgezogen wird. Unter Berücksichtigung des in den Kapiteln II B 4.3.4, II B 4.3.6 und II B 4.3.7 dargestellten Erneuerbaren Energien Kraftwerksparks, der in Tabelle 29 dargestellten Volllaststunden, der Spitzenkappung sowie des prognostizierten Bruttostromverbrauchs, werden voraussichtlich alle Szenarien des Szenariorahmen 2017­ 2030 einen EE-Anteil zwischen 47,5 % und 52,5 % in 2030 bzw. zwischen 55 % und 60 % in 2035 am Bruttostromverbrauch einhalten. Die genaue Verteilung in den Szenarien wird in der nachfolgenden Tabelle 30 dargestellt. Szenario A 2030

Szenario B 2030

Szenario B 2035

Szenario C 2030

Anteil Erneuerbarer Energien 49,2% 50,9% 57,5% am Bruttostromverbrauch Tabelle 30: Anteil Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch in den Szenarien

5.3

52,5%

Einhaltung der weiteren Ziele

Für das Erreichen des Ziels der Senkung des Primärenergieverbrauchs kann ohne das Ergebnis der Marktsimulation keine abschließende Aussage gemacht werden. Auf Grund der Erfahrungen aus den letzten Netzentwicklungsplänen kann die Bundesnetzagentur für die meisten Szenarien eine optimistische Einschätzung abgeben. Es ist wahrscheinlich, dass das von der Bundesregierung formulierte Ziel zur Senkung des Primärenergieverbrauchs in keinem Szenario eindeutig verfehlt wird. Die Steigerung der Offshore Windleistung auf 15 GW bis 2030 wird im Szenario A 2030 nahezu und in allen anderen Szenarien vollständig erreicht. Die von der Bundesregierung angestrebte Strommenge aus Kraft-Wärme-Kopplung von 120 TWh bis 2025 wird in Szenario A 2030 mit hoher Wahrscheinlichkeit erreicht. Die Ermittlung des Anteils von Strom aus Kraftwärmekopplung kann in den Szenarien B 2030, B 2035 und C 2030 nicht wie in Szenario A 2030 ermittelt werden. Denn auf Grund der angenommenen Flexibilisierung der KWK-Anlagen und der Reduzierung von Mindesteinsatzbedingungen kann die Erzeugung einer prinzipiell KWK-fähigen Anlage nicht mehr pauschal einem exklusiv „wärmegeführten“ Prozess zugeordnet werden. Es ist daher nicht mehr ersichtlich, ob die so produzierte Energiemenge zur Erreichung der KWK-Ziele der Bundesregierung hinzugerechnet werden kann. Auf diese Schwierigkeiten bei der Ermittlung des Anteils von Strom aus Kraftwärmekopplung haben die Übertragungsnetzbetreiber im Rahmen der Anhörung noch einmal ausdrücklich hingewiesen. Die Bundesnetzagentur ist sich der Schwierigkeit einer Überprüfung in den Szenarien B 2030, B 2035 und C 2030 bewusst. Gleichwohl sind alle Szenarien des Szenariorahmens 2017-2030 auf die Zielerreichung hin zu überprüfen und – sofern nicht exakt bestimmbar – von den Übertragungsnetzbetreibern begründet abzuschätzen, ob die Ziele erreicht werden. Das Ziel einer Senkung des Stromverbrauchs um 10 % bis 2020 gegenüber dem Jahr 2008 (618 TWh), wird in allen Szenarien vollständig erreicht. Werden vom in Tabelle 27 dargestellten Bruttostromverbrauch des Jahres 2015 die spezifischen Effizienzeinsparungen der Szenarien des Szenariorahmens 2017-2030 abgezogen, ergeben sich für die Szenarien Stromeinsparungen gegenüber dem Referenzjahr 2008 zwischen 10 % und 14 %. Diese Effizienzeinsparungen werden durch den zusätzlichen Verbrauch auf Grund von

150 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Sektorenkopplung in Szenario A 2030 teilweise, in den Szenarien B 2030 und B 2035 leicht und in Szenario C 2030 deutlich überkompensiert. Für das Ziel einer Senkung des Stromverbrauchs um 25 % bis 2050 sind allerdings weitere Bemühungen erforderlich, die über die bisherigen Anstrengungen hinausgehen. Der Ausstieg aus der Nutzung der Kernenergie bis 2022 wird in allen Szenarien berücksichtigt.

BUNDESNETZAGENTUR | 151

6.

Europäischer Rahmen

Neben den oben beschriebenen Annahmen für die Entwicklung der Erzeugung und den Verbrauch auf nationaler Ebene sind auch Annahmen für die umliegenden europäischen Länder zwecks Marktmodellierung und Netzberechnungen zu treffen. Die Annahmen für die Erzeugung und den Verbrauch in den europäischen Ländern beeinflussen maßgeblich die Ergebnisse der dem Szenariorahmen folgenden Marktsimulation, insbesondere den Stromaustausch zwischen Deutschland und den angrenzenden Staaten. Der Stromaustausch mit den Nachbarstaaten ist wiederum auch maßgeblich für den innerdeutschen Lastfluss und hat somit Auswirkungen auf die dem Szenariorahmen folgenden nationalen Netzberechnungen. Die Bundesnetzagentur bekennt sich zu einem möglichst freizügigen Energiebinnenmarkt innerhalb Europas, der den Wettbewerb stärken soll, um so für alle Verbraucher den Zugang zu möglichst kostengünstiger Energie zu fördern. Dabei spielen die Handelsaktivitäten auf dem Binnenmarkt zwischen den einzelnen Marktgebieten eine wichtige Rolle. Deutschland ist in diesem Zusammenhang eines der wichtigsten Transitländer in Europa, d. h. der nationale Stromnetzausbau dient auch diesem Zweck. Zudem kann durch ein eng vermaschtes Übertragungsnetz im europäischen Verbund auch die nationale Versorgungssicherheit durch Ausgleichseffekte weiter entfernt liegender Erzeugungskapazitäten, z. B. aus regenerativen Energien oder Speicher, deutlich erhöht werden. Im Jahr 2014 betrug die in einer Stunde auftretende maximale Handelskapazität (Day-Ahead), die den Stromimport und -export in Deutschland umfasste, 19,1 GW. Dem genehmigten Szenariorahmen liegen angemessene Annahmen zur Austauschkapazität mit anderen Ländern unter Berücksichtigung geplanter Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur zu Grunde. Für die im Szenariorahmen zu treffenden Annahmen zum Stromaustausch mit anderen Ländern sind dabei der Verbrauch und die installierte regenerative und konventionelle Erzeugungsleistung im europäischen Ausland, aber nicht die tatsächlich geflossene Energie entscheidend. Zur Bestimmung der Austauschstrommengen bedarf es einer (europäischen) Marktsimulation, die nicht Gegenstand der Genehmigung des Szenariorahmens ist. Die Annahmen betreffen auch Übertragungskapazitäten zwischen den europäischen Märkten unter Berücksichtigung geplanter Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur (sog. „Net Transfer Capacity“). Die Annahmen zum Verbrauch und zur installierten regenerativen und konventionellen Erzeugungsleistung im europäischen Ausland ergaben sich in der letzten Genehmigung des Szenariorahmens 2025 aus dem SO&AF 2014-2030 vom 03.06.2014. In der vorliegenden Genehmigung wird hingegen auf den Scenario Development Report (SDR) des TYNDP 2016 zurückgegriffen, der am 03.11.2015 von ENTSO-E veröffentlicht wurde. Der SDR enthält vier sogenannte „Visions“ für 2030, die als Brücke zwischen den EU-Energiezielen für 2020 und 2050 fungieren sollen. ENTSO-E hat weiterhin ein Best Estimate Scenario 2020 eingeführt, welches die wahrscheinliche Entwicklung bis zum Jahr 2020 abbildet und als Startpunkt der Visionen dient. Bei den „Visions“ handelt es sich hingegen um Randszenarien, welche einen großen Trichter möglicher Entwicklungen darstellen. Der SDR erscheint im zweijahres-Rhythmus und bildet die Grundlage des im jeweils darauf folgenden Jahr erscheinenden TYNDP. Dem Szenario A 2030 wird, wie im Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber vorgeschlagen, die Vision 2 des SDR 2015 zugeordnet. Vision 2 zeichnet sich durch ein moderates Transformationstempo aus. Es gibt erste Ansätze von Innovationen und Flexibilisierung sowie eine leichte Steigerung der Elektromobilität. Die

152 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

konventionellen Anlagen haben einen hohen Anteil an der Stromerzeugung bei einem moderaten Ausbau der Erneuerbaren Energien. Der Stromverbrauch stagniert auf Grund verstärkter Maßnahmen zur Energieeffizienz. Bei Vision 2 handelt es sich um ein Top-Down-Szenario mit europäischem Fokus. Die Zuordnung des Szenarios A 2030 zu Vision 2 lässt sich damit begründen, dass beide Prognosen den geringsten Fortschritt beim Ausbau der Erneuerbaren Energien darstellen, also das geringste Transformationstempo innerhalb des vom Gesetzgeber vorgegeben Korridors zum Ausbau der Erneuerbaren Energien vorweisen. Darüber hinaus wird in Szenario A 2030 und in Vision 2 ein geringerer Grad an Innovation und Flexibilisierung unterstellt. Beim Stromverbrauch wird zudem in beiden Prognosen ein im Vergleich zu den übrigen Szenarien und Visionen eher geringer Verbrauch angenommen. Dem Szenario B 2030 wird, wie im Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber vorgeschlagen, ein Mittelwert aus den Visionen 2 und 3 des SDR 2015 zugeordnet. Vision 3 zeichnet sich gegenüber Vision 2 durch ein höheres Innovations- und Transformationstempo aus. Die Flexibilisierung der Last sowie die Elektrifizierung des Transport- und Wärmesektors werden vorangetrieben. Eine verstärkte Förderung der Energieeffizienz führt zudem zu einem stagnierenden bis sinkenden Stromverbrauch. Bei einem starken Ausbau Erneuerbarer Energien nimmt gleichzeitig die installierte Leistung von Gaskraftwerken zu. Bei Vision 3 handelt es sich um ein Bottom-Up-Szenario mit nationalem Fokus. Die vorgeschlagene Zuordnung eines Mittelwertes der moderaten Vision 2 und der ambitionierten Vision 3 des SDR 2015 zum Szenario B 2030 ist sachgerecht. Dem Langfristszenario B 2035 wird, wie im Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber vorgeschlagen, die Vision 3 des SDR 2015 zugeordnet. Die Vision 3 bildet, wie oben beschrieben, ein schnelles Transformationstempo mit vielen Innovationen und starkem Ausbau der Erneuerbaren Energien ab. Da das Szenario B 2035 einen längeren Zeithorizont betrachtet als das Szenario B 2030, ist eine Zuordnung zur Vision 3 sachgerecht. Dem Szenario C 2030 wird ebenfalls Vision 3 des SDR 2015 zugeordnet. Da es sich bei dem Szenario C 2030 um das nationale Innovationsszenario handelt, ist eine Zuordnung zur Vision 3 sachgerecht, weil beide Szenarien ambitionierte Ziele im Rahmen der Energiewende verfolgen. Die Annahmen zu den Übertragungskapazitäten zwischen den europäischen Märkten ergeben sich aus den bestehenden Grenzkuppelkapazitäten sowie dem ersten Entwurf des TYNDP 2016 vom 23.06.2016, der die geplanten Investitionsvorhaben der europäischen Netzinfrastruktur abbildet. ENTSO-E klassifiziert die TYNDP Projekte basierend auf ihrem Planungsstatus sowie dem Inbetriebnahmedatum in drei Kategorien. Die Mid-term Projects sind in Planung („planning“) befindliche Projekte mit einer Inbetriebnahme bis 2022. Long-term Projects befinden sich ebenfalls in Planung („planning“), werden jedoch zwischen 2022 und 2030 in Betrieb genommen. Als Future Projects („under consideration“) werden die restlichen Projekte klassifiziert, welche den Planungsstatus zum Zeitpunkt der Veröffentlichung des TYNDP 2016 noch nicht erreicht hatten. Nach dem Verständnis der Bundesnetzagentur ist eine Realisierung dieser Projekte bis 2030 eher unwahrscheinlich. Für die Auslegung der Referenzkapazitäten des TYNDP 2016 mit dem Zieljahr 2030 werden von ENTSO-E lediglich die Mid-term und Long-term Projects betrachtet. Future Projects fließen ausdrücklich nicht in die Auslegung dieser Referenz-Übertragungskapazitäten ein. Das Zieljahr 2035 wird zwar im TYNDP 2016 nicht ausdrücklich betrachtet, dennoch werden für 2035 zusätzlich zu den Referenzkapazitäten einige von der Bundesnetzagentur als sinnvoll erachtete Future Projects berücksichtigt. Die sich daraus ergebenden

BUNDESNETZAGENTUR | 153

genehmigten Handelskapazitäten in Tabelle 31 weichen in den markierten Bereichen von den vorgeschlagenen Werten der Übertragungsnetzbetreiber ab. NTC [MW]

2030

2035

AT

BE

CH

CZ

DK-O

DK-W

FR

LU

NL

NO

PL

SE



nach DE

7.500

2.000

5.700

2.600

1.000

3.000

4.800

2.300

5.000

1.400

3.000

1.315

39.615

von DE

7.500

2.000

4.300

2.000

1.000

3.000

4.800

2.300

5.000

1.400

2.000

1.315

36.615

nach DE

7.500

2.000

6.400

2.600

1.600

3.000

4.800

2.300

6.000

1.400

3.000

2.000

42.600

von DE

7.500

2.000

5.986

2.000

1.600

3.000

4.800

2.300

6.000

1.400

2.000

2.015

40.601

Tabelle 31: Handelskapazitäten zwischen Deutschland und den Anrainerstaaten Im Rahmen der Anhörung haben die Übertragungsnetzbetreiber gegenüber ihrem Szenariorahmenentwurf eine Erhöhung der Handelskapazitäten mit der Schweiz um jeweils 1.000 MW für das Zieljahr 2030 beantragt. Diese Erhöhung resultiert aus dem Fortschritt des TYNDP-Projektes 231.1282 aus dem Betrachtungs- („under consideration“) in den Planungsstatus („planning“). Das Projekt entspricht dem Netzentwicklungsplan Projekt P221 in Kombination mit internen Netzausbaumaßnahmen in der Schweiz. Die beantragte Erhöhung der Handelskapazität für die Schweiz folgt der oben beschriebenen Methodik zur Ermittlung der Referenzkapazitäten und wird daher genehmigt. Weiterhin haben die Übertragungsnetzbetreiber im Rahmen der Anhörung die Beibehaltung der in ihrem Szenariorahmenentwurf beantragten Austauschkapazitäten an der Grenze zu Schweden gefordert. Begründet wird dies mit der von 50Hertz geplanten vollständigen Realisierung der HansaPowerBridge bis 2030 (TYNDPProjekte 176.995 und 267.1262). Da die zweite Ausbaustufe der HansaPowerBridge (TYNDP-Projekt 267.1262) jedoch noch nicht den Planungsstatus („planning“) erreicht hat und lediglich im Betrachtungsstatus („under consideration“) verharrt, werden die von den Übertragungsnetzbetreibern beantragten Austauschkapazitäten von 2.000 MW nicht genehmigt. Für das Zieljahr 2035 hingegen werden die von den Übertragungsnetzbetreibern beantragten Austauschkapazitäten für die Auslegung der Handelskapazität übernommen. Wie im Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber dargestellt, gibt es derzeit noch eine gemeinsame Preiszone mit Österreich sowie mit Luxemburg, so dass hier noch keine Handelskapazitäten im eigentlichen Sinne existieren. Sowohl für die Marktmodellierung, die aus mathematischen Gründen nicht mit einer beliebig hohen Transportkapazität rechnen kann, als auch zur Ermittlung eines realistischen Netzausbaus ist es notwendig, im Marktmodell eine Beschränkung der Übertragungskapazität von und nach Österreich sowie von und nach Luxemburg einzuführen. Ansonsten könnten modellbedingte extreme Handelsflüsse zu einem stark überdimensionierten Netzausbaubedarf führen. Die Bundesnetzagentur geht derzeit davon aus, dass bis 2018/2019 ein Engpassmanagementverfahren an der deutsch-österreichischen Grenze etabliert werden könnte. Die Einführung eines Engpassmanagementverfahrens wurde durch die Bundesnetzagentur bereits im Bericht zur Feststellung des Bedarfs an Netzreserve für den Winter 2016/2017 sowie das Jahr 2018/2019 vom 19.04.2016 diskutiert. Der von den Übertragungsnetzbetreibern angenommene Wert von 7,5 GW für das Jahr 2030 sowie für 2035 stimmt mit den Referenzkapazitäten des TYNDP 2016 überein und ist angemessen. Damit werden die heutige Größe

154 | II B ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

der Kuppelkapazitäten und weitere Ausbauvorhaben ausreichend berücksichtigt. Folglich ist sichergestellt, dass aufgrund unrealistisch hoher Werte kein zu starker Stromexport nach Österreich netzdimensionierend ist und der zukünftige Handel nicht zu stark im Vergleich zum heute tatsächlich stattfindenden Handel eingeschränkt wird. Die 2,3 GW nach Luxemburg entsprechen der heutigen Übertragungskapazität. Der TYNDP sieht darüber hinaus keine weiteren Ausbauvorhaben nach Luxemburg vor. Der Europäische Rat hat im März 2002 in Barcelona das sogenannte Verbundgradziel erlassen, nach welchem alle Mitgliedsstaaten bis 2020 eine Importkapazität von 10 % der gesamten installierten Erzeugerleistung aufweisen sollen. Die Bundesnetzagentur geht davon aus, dass Deutschland, basierend auf den Inbetriebnahmedaten der geplanten Interkonnektoren des TYNDP 2016 sowie des Entwurfs der Übertragungsnetzbetreiber zum Netzentwicklungsplan 2025, dieses Ziel im Jahr 2020 erreichen wird. In der Mitteilung der Kommission „Strategie für eine sichere europäische Energieversorgung“ wurde weiterhin vorgeschlagen, das derzeitige Stromverbundziel von 10 % unter Berücksichtigung der Kostenaspekte und des Handelspotenzials bis 2030 auf eine Importkapazität von 15 % der gesamten installierten Erzeugerleistung anzuheben. Basierend auf den Prognoseannahmen des Szenarios B 2030 und unter Berücksichtigung der oben aufgeführten Handelskapazitäten wird Deutschland auch dieses Ziel im Jahr 2030 erreichen.

BUNDESNETZAGENTUR | 155

C Regionalisierung 1.

Regionale Zuordnung von Wind Offshore in Nord- und Ostsee

Die regionale Verteilung der installierten Leistung Wind Offshore stellt sich wie folgt dar: Gebiet

Szenario A 2030

Nordsee

Szenario B 2030

Szenario B2035

Szenario C 2030

11,2 GW

11,7 GW

14,4 GW

11,7 GW

Ostsee

3,1 GW

3,3 GW

4,6 GW

3,3 GW

Gesamt

14,3 GW

15,0 GW

19,0 GW

15,0 GW

Tabelle 32: Regionale Zuordnung von Wind Offshore in Nord- und Ostsee Die Ermittlung der Regionalisierung wird entgegen dem Entwurf des Szenariorahmens 2017-2030 der Übertragungsnetzbetreiber anhand des Potenzials der in den Bundesfachplänen Offshore für die Nord- und Ostsee ausgewiesenen Flächen ermittelt. Lagen seitens des Bundesamtes für Seeschifffahrt und Hydrographie aktuellere Werte zu den Flächen vor, wurden diese berücksichtigt. Auf Nachfrage der Bundesnetzagentur führten die Übertragungsnetzbetreiber mit Schreiben vom 21.03.2016 aus, dass sich die Berechnung der Regionalisierung an der Realisierungsdauer der Anbindungssysteme orientiert. Die Berechnung wurde für die Szenarien wie folgt vorgenommen:



Berechnungsformel der Übertragungsnetzbetreiber für die Ostsee Szenario B 2030: 𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍 2021 𝑏𝑏𝑍𝑍𝑏𝑏 2030 𝑍𝑍𝑖𝑖 𝐽𝐽𝑍𝑍ℎ𝑍𝑍𝑍𝑍𝑖𝑖 ∙ Ü𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑅𝑅𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅𝑏𝑏𝑏𝑏𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍ä𝑍𝑍 𝐴𝐴𝑖𝑖𝑏𝑏𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅𝑏𝑏𝑏𝑏𝐴𝐴𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍 𝑅𝑅𝑍𝑍𝑍𝑍𝑅𝑅𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅𝑏𝑏𝑅𝑅𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍 𝐴𝐴𝑖𝑖𝑏𝑏𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅𝑏𝑏𝑏𝑏𝐴𝐴𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍 𝑣𝑣𝑣𝑣𝑖𝑖 3,5 𝐽𝐽𝑍𝑍ℎ𝑍𝑍𝑍𝑍𝑖𝑖 + Ü𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑅𝑅𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅𝑏𝑏𝑏𝑏𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍ä𝑍𝑍 𝑆𝑆𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑖𝑖𝑍𝑍𝑍𝑍𝑏𝑏 = 𝐿𝐿𝑍𝑍𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 𝑊𝑊𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑏𝑏ℎ𝑣𝑣𝑍𝑍𝑍𝑍 𝑂𝑂𝑏𝑏𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍 2030

d. h. in installierter Gesamtkapazität: 2,5 ∙ 500 MW + 1.088,6 MW = 2338,6 MW (2,3 GW)

Da die Anbindungssysteme stets am Ende der Realisierungsdauer in Betrieb gehen, haben die Übertragungsnetzbetreiber das Ergebnis abgerundet, d.h. die Fertigstellung der Hälfte des letzten nach dieser Formel erforderlichen Anbindungssystems wurde von den Übertragungsnetzbetreibern erst in 2031 angenommen.



Berechnungsformel der Übertragungsnetzbetreiber für die Ostsee B 2035: 𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍 2021 𝑏𝑏𝑍𝑍𝑏𝑏 2030 𝑍𝑍𝑖𝑖 𝐽𝐽𝑍𝑍ℎ𝑍𝑍𝑍𝑍𝑖𝑖 ∙ Ü𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑅𝑅𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅𝑏𝑏𝑏𝑏𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍ä𝑍𝑍 𝐴𝐴𝑖𝑖𝑏𝑏𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅𝑏𝑏𝑏𝑏𝐴𝐴𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍 𝑅𝑅𝑍𝑍𝑍𝑍𝑅𝑅𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅𝑏𝑏𝑅𝑅𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍 𝐴𝐴𝑖𝑖𝑏𝑏𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅𝑏𝑏𝑏𝑏𝐴𝐴𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍 𝑣𝑣𝑣𝑣𝑖𝑖 3,5 𝐽𝐽𝑍𝑍ℎ𝑍𝑍𝑍𝑍𝑖𝑖 + Ü𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑅𝑅𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅𝑏𝑏𝑏𝑏𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍ä𝑍𝑍 𝑆𝑆𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑖𝑖𝑍𝑍𝑍𝑍𝑏𝑏 = 𝐿𝐿𝑍𝑍𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 𝑊𝑊𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑏𝑏ℎ𝑣𝑣𝑍𝑍𝑍𝑍 𝑂𝑂𝑏𝑏𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍 2030

d. h. in installierter Gesamtkapazität: 4 ∙ 500 MW + 1.088,6 MW = 3.088,6 MW (3,1 GW)

156 | II C ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Da die Anbindungssysteme stets am Ende der Realisierungsdauer in Betrieb gehen, haben die Übertragungsnetzbetreiber das Ergebnis abgerundet, d.h. die Fertigstellung des letzten nach dieser Formel erforderlichen Anbindungssystems wurde von den Übertragungsnetzbetreibern erst nach 2035 angenommen. Für die Szenarien A 2030 und C 2030 haben die Übertragungsnetzbetreiber in der Ostsee gegenüber Szenario B 2030 die Realisierung eines Anbindungssystems mit 500 MW mehr bzw. weniger unterstellt (1,8 GW in Szenario A 2030 und 2,8 GW in Szenario C 2030). Die regionalisierte Leistung für die Nordsee wurde von den Übertragungsnetzbetreibern in allen Szenarien anhand der Gesamtleistung und der regionalisierten Leistung für die Ostsee ermittelt. Diese Regionalisierungsmethodik ist jedoch nicht sachgerecht, da sie die eigentlichen Ausbaupotenziale in Nord- und Ostsee unberücksichtigt lässt und sich lediglich an der Realisierungsdauer der Anbindungssysteme orientiert. Dies birgt die Gefahr von Fehlallokationen, d.h. der Ausbedarf könnte dann in Nord- oder Ostsee sowohl unter als auch über den jeweiligen Potenzialen liegen. Zwar wird sich die Regionalisierung gem. § 5 Abs. 1 und 3 Nr. 7 WindSeeG-E ab 2025 nach dem Flächenentwicklungsplan richten, allerdings wird dieser entsprechend § 6 Abs. 8 WindSeeG-E voraussichtlich erstmalig Ende 2018 vorgelegt werden. Daher ist im Rahmen des Szenariorahmens 2017-2030 bereits eine Vorabschätzung erforderlich, die das Potenzial der in dem Bundesfachplan Offshore Nordsee und Bundesfachplan Offshore Ostsee ausgewiesenen Flächen zugrunde legt, soweit diese nicht bereits durch das Startnetz erschlossen wurden. Auf die Genehmigungslage kommt es hingegen nicht mehr an, da die Flächen zukünftig nicht mehr durch Unternehmen vorentwickelt, sondern vielmehr durch den Staat voruntersucht werden. Auf diesen Flächen werden dann entsprechend §§ 16 ff. WindSeeG-E Ausschreibungen durchgeführt, an welchen alle interessierten Bieter unter den Voraussetzungen der §§ 20 ff. WindSeeG-E teilnehmen können. Aus dem gleichen Grund kommt auch eine Berücksichtigung sonstiger Realisierungsfortschritte bestehender Projekte nicht mehr in Betracht, zumal dies auch die Gefahr willkürlicher und schwer objektiv überprüfbarer Ergebnisse birgt. Da die Küstenentfernung gem. § 5 Abs. 3 Nr. 3 WindSeeG-E auch im Rahmen des Flächenentwicklungsplan ein maßgebliches Kriterium bei der Auswahl der geeigneten Flächen darstellt und die Flächen in den Zonen 1 und 2 von Nord- und Ostsee nahezu ausreichend sind, um das Ziel von 15 GW in 2030 zu erreichen, werden zunächst lediglich die Potenziale der nicht durch das Startnetz erschlossenen Flächen in Zone 1 und 2 von Nord- und Ostsee betrachtet. Hierzu wurde folgende Berechnungsformel der Bundesnetzagentur angewandt: 𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑂𝑏𝑏ℎ𝑣𝑣𝑍𝑍𝑍𝑍 𝐺𝐺𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑅𝑅𝑍𝑍𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 𝑍𝑍𝑍𝑍 𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑅𝑅𝑍𝑍𝑍𝑍ℎ𝑍𝑍 − 𝐺𝐺𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑅𝑅𝑍𝑍𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 𝑅𝑅𝑍𝑍𝑍𝑍 𝑅𝑅𝑍𝑍𝑍𝑍𝑑𝑑ℎ 𝑅𝑅𝑍𝑍𝑏𝑏 𝑆𝑆𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑖𝑖𝑍𝑍𝑍𝑍𝑏𝑏 𝑍𝑍𝑍𝑍𝑏𝑏𝑑𝑑ℎ𝑅𝑅𝑣𝑣𝑏𝑏𝑏𝑏𝑍𝑍𝑖𝑖𝑍𝑍𝑖𝑖 𝐹𝐹𝑅𝑅ä𝑑𝑑ℎ𝑍𝑍𝑖𝑖 𝑅𝑅𝑍𝑍𝑍𝑍𝑑𝑑ℎ 𝑅𝑅𝑍𝑍𝑏𝑏 𝑆𝑆𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑖𝑖𝑍𝑍𝑍𝑍𝑏𝑏 𝑖𝑖𝑍𝑍𝑑𝑑ℎ𝑍𝑍 𝑍𝑍𝑍𝑍𝑏𝑏𝑑𝑑ℎ𝑅𝑅𝑣𝑣𝑏𝑏𝑏𝑏𝑍𝑍𝑖𝑖𝑍𝑍 𝐺𝐺𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑂𝑂𝑅𝑅ä𝑑𝑑ℎ𝑍𝑍 ∙ 𝑅𝑅𝑍𝑍𝑍𝑍𝑑𝑑ℎ 𝑅𝑅𝑍𝑍𝑏𝑏 𝑆𝑆𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑖𝑖𝑍𝑍𝑍𝑍𝑏𝑏 𝑖𝑖𝑍𝑍𝑑𝑑ℎ𝑍𝑍 𝑍𝑍𝑍𝑍𝑏𝑏𝑑𝑑ℎ𝑅𝑅𝑣𝑣𝑏𝑏𝑏𝑏𝑍𝑍𝑖𝑖𝑍𝑍𝑖𝑖 𝑇𝑇𝑍𝑍𝑍𝑍𝑅𝑅𝑂𝑂𝑅𝑅ä𝑑𝑑ℎ𝑍𝑍𝑖𝑖 𝑁𝑁𝑣𝑣𝑍𝑍𝑅𝑅𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍/𝑂𝑂𝑏𝑏𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍

+ 𝑇𝑇𝑍𝑍𝑍𝑍𝑅𝑅𝑅𝑅𝑍𝑍𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 𝑅𝑅𝑍𝑍𝑍𝑍 𝑅𝑅𝑍𝑍𝑍𝑍𝑑𝑑ℎ 𝑅𝑅𝑍𝑍𝑏𝑏 𝑆𝑆𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑖𝑖𝑍𝑍𝑍𝑍𝑏𝑏 𝑍𝑍𝑍𝑍𝑏𝑏𝑑𝑑ℎ𝑅𝑅𝑣𝑣𝑏𝑏𝑏𝑏𝑍𝑍𝑖𝑖𝑍𝑍𝑖𝑖 𝐹𝐹𝑅𝑅ä𝑑𝑑ℎ𝑍𝑍𝑖𝑖 𝑁𝑁𝑣𝑣𝑍𝑍𝑅𝑅𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍/𝑂𝑂𝑏𝑏𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍 = 𝑍𝑍𝑍𝑍𝑅𝑅𝑍𝑍𝑣𝑣𝑖𝑖𝑍𝑍𝑅𝑅𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍𝑍 𝑇𝑇𝑍𝑍𝑍𝑍𝑅𝑅𝑅𝑅𝑍𝑍𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 𝑁𝑁𝑣𝑣𝑍𝑍𝑅𝑅𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍/𝑂𝑂𝑏𝑏𝑍𝑍𝑏𝑏𝑍𝑍𝑍𝑍

Die Regionalisierung wird für alle Szenarien in drei Schritten vollzogen: Im ersten Schritt wird die Gesamtleistung der durch das Startnetz erschlossenen Flächen in Nord- und Ostsee von der OffshoreGesamtleistung bzw. der genehmigten Offshore-Mantelzahl abgezogen, da die erschlossene Leistung keine Anhaltspunkte für das weitere Ausbaupotenzial und die weitere Realisierungsgeschwindigkeit im Verhältnis

BUNDESNETZAGENTUR | 157

zwischen Nord- und Ostsee gibt. Die danach noch verbleibende Offshore-Gesamtleistung wird dann im zweiten Schritt pro rata anhand der Größe der nicht erschlossenen Flächen auf Nord- und Ostsee verteilt. Die Summe der Größe der durch das Startnetz erschlossenen Flächen je Seegebiet und des anhand des Flächenpotenzials pro rata ermittelten Zubaus je Seegebiet ergibt in einem dritten Schritt die regionalisierte Offshore-Leistung je Seegebiet. Die Leistung der durch das Startnetz erschlossenen Flächen richtet sich nach der Leistung der Windparks, die über unbedingte Netzanschlusszusagen der Übertragungsnetzbetreiber gem. § 17 Abs. 2a EnWG alter Rechtslage und über durch die Bundesnetzagentur nach § 17d EnWG noch gültiger Rechtslage zugewiesene Kapazität verfügen. Die Abschätzung des Potenzials der nicht durch das Startnetz erschlossenen Flächen richtet sich nach den Angaben des Bundesamtes für Seeschifffahrt und Hydrographie im Rahmen des Bundesfachplans Offshore Nordsee und Bundesfachplans Offshore Ostsee sowie einer Stellungnahme dieser Behörde vom 26.05.2016. Hiernach ergeben sich folgende Ausgangswerte: Leistung durch Startnetz erschlossene Flächen [MW] Cluster

Nordsee

Ostsee

0

224,4

1

0,0

2

Durch Startnetz nicht erschlossene Flächen [km2] Cluster

Ostsee

0

0



735,0

1

60

27

1673,2

0,0

2

0

86

3

916,2

338,6

3

126

39

4

879,0

0,0

4

17

29

5

864,0

0,0

5

61

12

6

1052,0



6

47



7

0,0



7

122



8

1016,8



8

0



Gesamt

6625,6

Summe



Nordsee

1073,6

7699,2

Gesamt

433

Summe

193

626

Tabelle 33: Offshore Flächen in Nord- und Ostsee Für die Nordsee wurde die regionalisierte Leistung in Szenario B 2030 von der Bundesnetzagentur wie folgt berechnet: 15.000 𝑀𝑀𝑊𝑊 − 7.699,2 𝑀𝑀𝑊𝑊 ∙ 433 𝑏𝑏𝑍𝑍2 + 6.625,6 𝑀𝑀𝑊𝑊 = 11.675,5 𝑀𝑀𝑊𝑊 (11,7 𝐺𝐺𝑊𝑊) 626 𝑏𝑏𝑍𝑍2

Für die Ostsee wurde die regionalisierte Leistung in Szenario B 2030 von der Bundesnetzagentur wie folgt berechnet: 15.000 𝑀𝑀𝑊𝑊 − 7.699,2 𝑀𝑀𝑊𝑊 ∙ 193 𝑏𝑏𝑍𝑍2 + 1.073,6 𝑀𝑀𝑊𝑊 = 3.324,5 𝑀𝑀𝑊𝑊 (3,3 𝐺𝐺𝑊𝑊) 626 𝑏𝑏𝑍𝑍2

158 | II C ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Die regionalisierte Leistung wurde für die übrigen Szenarien A 2030, B 2035, C 2030 entsprechend geschlüsselt. In Rahmen der Konsultation wurde noch eine Regionalisierung für Küstenmeer und Außenwirtschaftszone angedacht. Dies würde jedoch keinen sinnvollen Mehrwert für die Planung der Anbindungssysteme bedeuten, da der einzig relevante Unterschied zwischen Küstenmeer und Außenwirtschaftszone die Küstenentfernung ist. Die Küstenentfernung wird jedoch bereits ausreichend im Offshore Netzentwicklungsplan und zukünftig im Flächenentwicklungsplan im Rahmen der zeitlichen Reihung der Anbindungssysteme bzw. zukünftig der vorher zu untersuchenden Flächen berücksichtigt. In der Ostsee spielt die Küstenentfernung zudem keine entscheidende Rolle, da zwischen Küstenmeer und Außenwirtschaftszone keine wesentlichen Unterschiede in der Entfernung zur Küste existieren (vgl. Bestätigung O-NEP 2024, Entscheidung vom 04.09.2015, S. 30.) Zudem wird von einem Konsultationsteilnehmer gefordert, im Rahmen der Regionalisierung in Höhe von 500 MW über den gesetzlichen Deckel hinauszugehen. Dies ist jedoch nicht erforderlich, da der Flächenentwicklungsplan dezidierte Angaben über die Größe und Reihenfolge der vorher zu untersuchenden und auszuschreibenden Flächen enthalten wird. Sollten sich hieraus etwaige Änderungen gegenüber den Annahmen des Szenariorahmens 2017-2030 zur regionalisierten Offshore-Leistung ergeben, können diese grundsätzlich noch rechtzeitig in zukünftigen Szenariorahmen und Netzentwicklungsplänen berücksichtigt werden. Seitens eines anderen Konsultationsteilnehmers wird vorgebracht, dass naturschutzfachliche Aspekte eine stärkere Verlagerung des Offshore-Ausbaus in die Nordsee gebieten. Die naturschutzfachliche Abwägung obliegt jedoch den Bundesfachplänen Offshore und zukünftig dem Flächenentwicklungsplan. Sollten umweltrechtliche Erwägungen im Rahmen der Fortschreibung des Bundesfachplans Offshore oder Erstellung des Flächenentwicklungsplans zu einer Veränderung der ausgewiesenen Flächen bzw. deren Potenzials führen, könnte dies in zukünftigen Szenariorahmen entsprechend Berücksichtigung finden.

BUNDESNETZAGENTUR | 159

2. Regionale Zuordnung der übrigen regenerativen Erzeugungsleistungen Die regionale Verteilung des Ausbaus der Erneuerbaren Energien hat wesentlichen Einfluss auf das Ergebnis der Netzausbauplanung. Vor diesem Hintergrund ist eine belastbare Methodik bei der Regionalisierung des Ausbaus der Erneuerbaren Energien von besonderer Bedeutung. In den vergangenen Netzentwicklungsplänen kamen mehrere unterschiedliche Methoden zur Regionalisierung des Zubaus der Erneuerbaren Energien zur Anwendung (vgl. dazu Szenariorahmen 2025, Entscheidung vom 19.12.2014, S. 118 f.) Die Bundenetzagentur stellt erneut fest, dass die von den Übertragungsnetzbetreibern im letzten Szenariorahmen 2025 vorgeschlagene Methode der Regionalisierung des Zubaus der Erneuerbaren Energien grundsätzlich eine angemessene Herangehensweise für die durch die Übertragungsnetzbetreiber durchzuführende Marktmodellierung zur Ermittlung des Transportbedarfs darstellt.

2.1

Methodik für die Regionalisierung Wind Onshore

Die Bundesnetzagentur hat bei dieser Entscheidung auch die in den Stellungnahmen mehrheitlich vertretene Ansicht berücksichtigt, dass in Bezug auf Wind Onshore die Existenz von nutzbaren Flächen für die Windenergie maßgeblich sei und nicht die Windhöffigkeit. Denn gemäß den meisten Experten aus Bundesländern, Umweltverbänden, Windparkprojektierern würden Windenergieanlagen in ganz Deutschland überall dort errichtet werden, in denen entsprechende Flächen ausgewiesen seien. Eine solche Verteilung der Windenergieanlagen lässt sich nach Ansicht der Bundesnetzagentur auch von dem gegenwärtigen Bestand der Windenergieanlagen ableiten, die gerade nicht ausschließlich in den windhöffigsten Regionen Deutschlands errichtet wurden. Auch die Mehrheit der dazu eingegangenen Stellungnahmen begrüßt eine solche regional gleichmäßige Verteilung des Windenergieanlagenzubaus. Begünstigt wird nach Ansicht der Bundesnetzagentur eine solche Entwicklung auch durch das aktuell gültige zweistufige bzw. geplante einstufige Referenzertragsmodell, das als Förderungsinstrument auch die Errichtung von Windenergieanlagen in windschwächeren Regionen unterstützt bzw. zukünftig unterstützen soll. Das zweistufige Referenzertragsmodell für Windenergieanlagen an Land, mit einer erhöhten Anfangsund einer niedrigeren Grundvergütung, war seit Einführung des EEG im Jahr 2000 Bestandteil der Förderung der Erneuerbaren Energien. Das zweistufige Referenzertragsmodell ermöglichte eine standortdifferenzierte Vergütung und erlaubte dadurch auch das rentable Betreiben von Windenergieanlagen auch an weniger windhöffigen Standorten, also insbesondere im Süden Deutschlands. Das Referenzertragsmodell wird im EEG 2016 gemäß § 36h EEG-E von einem zweistufigen in ein einstufiges Modell geändert. Das heißt, dass nicht mehr zwischen einer Anfangs- und einer Grundvergütung unterschieden wird, sondern dass entsprechend des anlagenindividuellen Referenzertrages ein anzulegender Wert über die gesamte Förderdauer von 20 Jahren ausgezahlt wird. Der spezifische anzulegende Wert resultiert aus dem in der Ausschreibung gebotenen Zuschlagswert (für den 100%-Referenzstandort) und dem individuellen, auf Basis eines Gutachtens ermittelten, „Gütefaktors“ des Standorts der Anlage. Die geplanten Vergütungsmechanismen des EEG 2016 werden damit so gewählt, dass weiterhin ein deutschlandweiter Ausbau unterstützt und gleichzeitig windhöffigere Standorte entsprechend angereizt werden. Das geplante einstufige Referenzertragsmodell ermöglicht letztlich, wie das noch gültige zweistufige Referenzertragsmodell, einen bundesweiten Zubau neuer Windenergieanlagen.

160 | II C ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Die regionale Zuordnung der zukünftigen Errichtung von Windenergieanlagen beruht auf einer Modellierung der Übertragungsnetzbetreiber, die zunächst die Ausschlusskriterien von Flächen bestimmt. Die verbleibenden Flächen gelten als vorrangig zu bebauende bzw. potenziell erschließbare Flächen. Der prognostizierte Ausbau der Windenergieanlagen erfolgt anlagenscharf, wobei der Zubau in den vorgenannten Flächen anhand einer Zubauwahrscheinlichkeit modelliert wird. Die Zubauwahrscheinlichkeit für einen Standort hängt von einem Mindestertrag, Abwertungsfaktoren (z. B. Wald oder Naturpark) sowie davon ab, ob sich der Standort in vorrangig zu bebauenden oder in potenziell erschließbaren Flächen befindet. Die Regionalisierung von Wind Onshore für 2030 ergibt sich aus einer Kurzfristbetrachtung für 2018 und einer Langfristbetrachtung für 2035. Während die kurzfristige Betrachtung für 2018 die bestmögliche aktuelle Datenlage des Wind Onshore Ausbaus berücksichtigt, bildet die langfristige Betrachtung für 2035 die Ausbauziele der Bundesländer und der Bundesregierung in adäquater Weise ab. Für die räumliche Bestimmung des Windenergieausbaus auf Basis der kurzfristigen Ausbaudynamik wird ein Stützpunkt durch die Übertragungsnetzbetreiber modelliert, der die zu erwartende kurzfristige Entwicklung bis in das Jahr 2018 darstellt. Dieser kurzfristige Stützpunkt ergibt sich unter Berücksichtigung des Repoweringpotenzials aus dem Mittelwert der Leistungen der nachfolgenden (ggf. wahlweise vorhandenen) drei Kriterien: die Fortschreibung der historischen Zubauraten der Bundesländer der letzten drei Jahre um drei weitere Jahre, die vorliegenden Anträge auf Errichtung von Windkraftanlagen bei den Verteilnetzbetreibern (auf Hoch- und Mittelspannungsebene) in den nächsten drei Jahren und die Landesentwicklungspläne der Bundesländer reduziert auf einen entsprechend linearen Zubau in den nächsten drei Jahren. Der kurzfristige Betrachtungszeitraum soll den über den aktuellen Bestand hinaus belastbar zu erwartenden Zubau bis 2018 abbilden. Für die räumliche Bestimmung des Windenergieausbaus auf Basis der Langfristbetrachtung für das Jahr 2035 werden sämtliche Potenzialflächen von den Übertragungsnetzbetreibern solange mit Windenergieanlagen „befüllt“ bis die in den Szenarien prognostizierten bundesweiten Ausbauziele erreicht sind (gemäß Szenario B 2035 ergibt sich für das Jahr 2035 ein Nettozubau von 20,4 GW). Die durch Raumordnungsbehörden bereits ausgewiesenen Flächen werden dabei vorrangig erschlossen. Flächen, die aktuell noch nicht als Vorbehalts-, Vorrang- und Eignungsgebiete ausgewiesen sind, werden in der Modellierung nachrangig über eine geringere Zubauwahrscheinlichkeit mit Windenergieanlagen bebaut. Die Langfristbetrachtung für 2035 erfolgt dabei für jedes Bundesland separat und betrachtet dabei auch die jeweiligen landesweiten Ausbauziele. Die Langfristbetrachtung sorgt somit dafür, dass auch Bundesländer, die gegenwärtig noch nicht über ausreichend ausgewiesene Windflächen zur Erreichung ihrer landesweiten Ausbauziele verfügen, ausreichend berücksichtigt werden. Durch lineare Interpolation zwischen der sich für jeden einzelnen Netzknoten ergebenden Leistung im Stützpunkt 2018, der die kurzfristige Dynamik nach den vorgenannten Kriterien widerspiegelt, und der Leistung im Jahr 2035 ergibt sich der Leistungswert der Regionalisierung für diesen Netzknoten für das Jahr 2030. Über eine bundesländerscharfe Aggregation aller Netzknoten in einem Bundesland ergibt sich der gesamte regionale Leistungswert je Bundesland. Eine detaillierte Beschreibung durch die Bundesnetzagentur der Berechnungsformel der Übertragungsnetzbetreiber für die Regionalisierung von Wind Onshore für den Netzentwicklungsplan 2017-2030 findet sich in der Anlage 3.

BUNDESNETZAGENTUR | 161

2.2

Abfrage der Verteilnetzbetreiber für die Regionalisierung Wind Onshore

Die Bundesnetzagentur hat die Auswertungen der Abfrage auf Verteilnetzbetreiberebene (siehe Kapitel II D 1), die eine Antragslage für die voraussichtliche Errichtung von Windenergieanlagen für die nächsten drei Jahre ergibt, den Übertragungsnetzbetreibern zur Verfügung gestellt und verpflichtet die Übertragungsnetzbetreiber dazu, diese im Rahmen der Kurzfristregionalisierung der Modellierung zu berücksichtigen. Dabei konnte die Bundesnetzagentur eine gesamtdeutsche Antragslage ermitteln, die einen jährlichen Bruttozubau von ca. 4,8 GW und einen jährlichen Nettozubau von ca. 4,1 GW von 2016 bis 2018 ergibt. Allerdings wurden diese Daten auf der Grundlage des noch gültigen EEG 2014 ermittelt und nicht auf der der Basis des zukünftigen EEG 2016. Nichtsdestotrotz verpflichtet die Bundesnetzagentur die Übertragungsnetzbetreiber, die Daten aus der von der Bundesnetzagentur durchgeführten Verteilnetzbetreiberabfrage mit einem dem EEG 2016 entsprechenden skalierten Abschlag im Rahmen der kurzfristigen Ausbaudynamik der Modellierung zu verwenden.

2.3

Abfrage der Landesplanungsbehörden für die Regionalisierung Wind Onshore

Auch die Auswertungen der von der Bundesnetzagentur durchgeführten Abfrage der obersten Landesplanungsbehörden (siehe Kapitel II D 2) wurde den Übertragungsnetzbetreibern für die Erstellung des Netzentwicklungsplans 2017-2030 im Rahmen der Regionalisierung des zukünftigen Ausbaus Wind Onshore zur Verfügung gestellt. Die Bundesnetzagentur verpflichtet die Übertragungsnetzbetreiber dazu, diese im Rahmen der Langfristregionalisierung der Modellierung bei der „Befüllung“ der Potenzialflächen zu berücksichtigen. Hinsichtlich der in der Abfrage ermittelten raumordnungsrechtlich gesicherten aktuellen Festlegungen wurde von der Bundesnetzagentur eine bundesweite (Vorrang- und Eignungs-)Fläche von 422.125 ha für den Bau von Windkraftanlagen ermittelt, was 1,8 % des Bundesgebietes entspricht.

2.4

Transparentere Darstellung der Methodik für die Regionalisierung Wind Onshore

Kritisiert wurde von einigen Konsultationsteilnehmern, dass die Herleitung der Regionalisierungsmethodik in dem von den Übertragungsnetzbetreibern vorgelegten Entwurf des Szenariorahmens nicht transparent genug dargestellt wurde. Die Bundesnetzagentur teilte bei der Genehmigung des Szenariorahmens 2025 diese Auffassung und forderte für die Darstellung des Szenariorahmens 2017-2030 eine bessere Darstellung der Kernelemente der Regionalisierungsmethodik. Dieser Aufforderung sind die Übertragungsnetzbetreiber im Entwurf zum Szenariorahmen 2017-2030 zum großen Teil nachgekommen (siehe dazu Szenariorahmen 2017-2030, Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber vom 10.01.2016, S. 50 i.V.m. www.netzentwicklungsplan.de/begleitdokumente/2016), da die generelle Vorgehensweise zur Ermittlung der Regionalisierung nachvollziehbarer erklärt wird. Dabei wird ausführlicher dargestellt, welche Daten zur Ermittlung des Bestands sowie zur Ermittlung der verfügbaren Zubauflächen verwendet wurden. Es erfolgt ferner eine bessere Darstellung der Bewertung der potenziellen Standorte hinsichtlich der Zubauwahrscheinlichkeiten. Im Bereich Windenergie Onshore werden die angenommene Anlagenkonfiguration von Windparks und die gewählten Mindestabstände zwischen den Windenenergieanlagen transparenter dargelegt. Auch die Methodik zur Bestimmung der Ausbaukurve je Gemeinde für Photovoltaik-Aufdachanlagen wird nachvollziehbar erklärt. Dennoch ist der Detaillierungsgrad der Beschreibung der Methodik zur Regionalisierung an einigen Punkten noch verbesserungswürdig, insbesondere im Bereich der Windenergie Onshore. So wurde zum Beispiel von einigen Konsultationsteilnehmern kritisiert, dass nicht genau ersichtlich ist, welche Ausschlussflächen konkret in die Potenzialanalyse einbezogen wurden. Einige großflächige Ausschlussflächen, wie Verkehrs­

162 | II C ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

und Sonderlandeplätze, wurden bislang in der Regionalisierung von Onshore Windenergieanlagen nicht berücksichtigt. Weiter ist nicht klar ersichtlich, welche Referenzanlagen für Stark- und Schwachwindstandorte gewählt wurden und wie sich daraus die potenziellen Volllaststunden und der Mindestertrag an einem Standort ergeben. In der Modellierung wird der potenzielle Ertrag einer Windenergieanlage über die berechneten potenziellen Volllaststunden an dem Standort aus den Weibull-Daten des Deutschen Wetterdienstes in 80 m über Grund berechnet. Als minimale Grenze der Volllaststunden werden für Schwach- und Starkwindanlagen aus einer Studie im Auftrag des Bundesverbandes WindEnergie aus dem Jahr 2011 angenommen. Es ergibt sich, dass für 80 m über Grund Schwachwindanlagen nur an Standorten mit einer potenziellen Volllaststundenzahl von mehr als 940 [h/a] stehen und Starkwindanlagen nur an Standorten mit mehr als 1.330 [h/a]. Die Bundesnetzagentur teilt die Auffassung einiger Konsultationsteilnehmer, dass eine Angabe des Mindestertrags für Schwach- und Starkanlagen für eine einheitliche Höhe von 80 m über Grund bezüglich der angenommenen Referenzanlagen und Grenzwerte nicht ausreichend transparent ist und zu Verwirrungen führen kann. Sie fordert die Übertragungsnetzbetreiber auf, dahinter liegende Annahmen genauer zu beschreiben. Gleichzeitig sollen als Referenzanlagen eine Starkwindanlage der 3MW-Klasse mit einer Nabenhöhe von 100 m und eine Schwachwindanlage der 3MW-Klasse mit einer Nabenhöhe von 150 m gewählt werden.

2.5

Keine Berücksichtigung der Netzausbauregionen für die Regionalisierung Wind Onshore

Die Bundesnetzagentur stellt sich auch die Frage, inwieweit die Übertragungsnetzbetreiber die gemäß EEGKabinettsbeschluss der Bundesregierung vom 08.06.2016 eingeräumte Möglichkeit einer Netzausbauregion nach § 36c EEG-E mit einem entsprechend verringerten Windenergieausbau regional angemessen zu berücksichtigen haben. Weil der Ausbau der Erzeugung Erneuerbarer Energien schneller vorangeht als der dazugehörende Netzausbau für deren Abtransport, entstehen derzeit erhebliche Zusatzkosten für Redispatch Maßnahmen von gegenwärtig einer Milliarde Euro und zukünftig noch höheren Kosten. Daraus will der Gesetzgeber die Konsequenz ziehen, dass in denjenigen Regionen, in denen der Stromüberschuss aus Erneuerbaren Energien besonders hoch ist, zunächst (für die nächsten drei Jahre) weniger Windenergieanlagen zugebaut bzw. weniger ausgeschrieben werden sollen. In diesen noch nicht näher bestimmten Netzausbauregionen sollen nur noch 58 % der installierten Winderzeugungskapazitäten ausgeschrieben werden dürfen, die dort im Durchschnitt der Jahre 2013 bis 2015 zugebaut worden waren. Die restlichen Winderzeugungskapazitäten würden demnach auf die restlichen Regionen, die nicht als Netzausbaugebiete ausgewiesen werden, entfallen. Die Netzausbauregion sollen den Netzausbau jedoch nicht verhindern, sondern lediglich temporär besser mit dem Ausbau von Wind Onshore verzahnen. Dementsprechend wird beim Szenariorahmen 2017-2030 die Annahme getroffen, dass die Netzausbauregion nur für eine Übergangszeit eingerichtet wird und im Anschluss daran Nachholeffekte bis zum Jahr 2030/2035 für einen Ausgleich sorgen, der es gestattet, die Netzausbauregionen für die Dimensionierung des langfristigen Netzausbaus außer Acht zu lassen. In der Gesetzesbegründung zur EEG-Novelle 2016 heißt es dazu: „Für den weiteren Erfolg der Energiewende ist der Ausbau der Netze von zentraler Bedeutung. Langfristig ist es günstiger, die kostengünstigsten Potenziale für Windenergie an Land im Norden zu erschließen und die hierfür

BUNDESNETZAGENTUR | 163

erforderlichen Netze zu errichten, wie verschiedene Studien belegen. Deshalb sind in den vergangenen Jahren bereits erhebliche Anstrengungen des Bundes und der Länder unternommen worden, den Netzausbau voranzubringen. Trotz aller Anstrengungen wird es aber eine Übergangszeit geben, bis die erforderlichen Transportkapazitäten zur Verfügung stehen. Deshalb ist es sinnvoll, den Zubau im Norden in einer Übergangszeit zu begrenzen. Für diese Übergangszeit verfolgt das EEG 2016 das Ziel, den Ausbau der erneuerbaren Energien in der vorgeschlagenen Form besser mit dem Ausbau der Stromnetze zu verzahnen. […] Ungeachtet dessen sind Bund und Länder bestrebt, den gesamten Netzausbau bundesweit gemeinsam voranzubringen.“

2.6

Berücksichtigung der 10 H Regelung für die Regionalisierung Wind Onshore

Die Bundesnetzagentur revidiert ferner im Rahmen der Regionalisierung von Wind Onshore ihre Ansicht, dass die 10 H Reglung in Bayern gegenwärtig keine Rolle spielt (siehe Szenariorahmen 2025, Entscheidung vom 19.12.2014, S. 123 f.). Bei der 10 H Regelung handelt es sich um die Einführung eines Mindestabstandes von Windenergieanlagen zur Wohnbebauung, nach der Windenergieanlagen nur dann privilegiert im Außenbereich zulässig sind, wenn sie einen Mindestabstand vom Zehnfachen ihrer Höhe (auf Nabenhöhe) zu Wohngebäuden einhalten. Das Baugesetzbuch (BauGB) eröffnet den Bundesländern über eine Länderöffnungsklausel die Möglichkeit, solch höhenbezogene Mindestabstände für Windenergieanlagen einzuführen. Dabei hat Bayern als einziges Bundesland von dieser Möglichkeit Gebrauch gemacht, indem Art. 82 der Bayrischen Bauordnung (BayBO) um eine solche 10 H Regelung ergänzt wurde. Eine Unterschreitung dieses gesetzlichen Mindestabstandes ist nur möglich, wenn für den Windpark ein Bebauungsplan besteht, der geringere Abstände festsetzt. Diese Neuregelung in Bayern führt zu einer „Entprivilegierung“ von Windenergieanlagen im Außenbereich, soweit diese den geforderten Mindestabstand der zehnfachen Gesamthöhe zur nächstgelegenen Wohnbebauung nicht einhalten. Solche Anlagen sind nun im Außenbereich aufgrund des geänderten Art. 82 BayBO grundsätzlich nicht mehr genehmigungsfähig. Allerdings können Vorhaben mit einem geringeren Abstand immer noch umgesetzt werden, wobei allerdings zwingend ein Bebauungsplan aufgestellt werden muss. Die Bundesnetzagentur ist ihrer Ankündigung in der Genehmigung des letzten Szenariorahmens 2025 nachgekommen, die weitere Entwicklung zu beobachten. Sie ist zu dem Ergebnis gelangt, dass sich eine eindeutige Tendenz der Abnahme von Genehmigungen und Errichtungen von Windenergieanlagen auch aufgrund der 10 H Regelung ableiten lässt. Wenn der vollständige Antrag auf immissionsschutzrechtliche Genehmigung bis zum 04.02.2015 vorgelegt wurde, waren die entsprechenden Windenergieanlagen von der 10 H Regelung, die am 21.11.2014 in Kraft getreten ist, noch nicht betroffen. Entsprechend der veröffentlichten Daten des Anlagenregisters bei der Bundesnetzagentur wurden seit dem 21.11.2014 bis zum 30.12.2015 in Bayern 73 Windenergieanlagen mit einer Leistung von 200 MW genehmigt. Diese sinkende Tendenz des Windenergieausbaus in Bayern korrespondiert auch mit den Angaben des Branchenverbandes BWE Bayern, nach dem im Jahr 2013 noch 201 Genehmigungen, im Jahr 2014 noch 187 Genehmigungen und im Jahr 2015 noch 65 Genehmigungen erteilt wurden, von denen 26 Genehmigungen auf Basis der 10 H Regelung erteilt wurden. Zudem ergab eine Nachfrage des BWE Bayern bei betroffenen Windgutachtern das Ergebnis, dass 2015 in Bayern kein einziges neues Windkraftprojekt angefragt wurde. Ferner hat der bayerische Verfassungsgerichtshof in seiner Entscheidung vom 09.05.2016 die Bayerische 10 H Regelung für verfassungsgemäß erklärt.

164 | II C ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Folglich ist die Berücksichtigung der 10 H Regelung im Regionalisierungsmodell erforderlich. Das bedeutet, dass für Bayern von vorherein Ausschlussflächen – je nach Höhe der angenommenen Windenergieanlage – zwischen 96 % (150 Meter hohe Windenergieanlagen) und 98,3 % (200 Meter Windenergieanlagen) anzunehmen sind (vgl. dazu den bayerischen Verfassungsgerichtshof in seiner Entscheidung vom 09.05.2016, der sich auf eine Untersuchung für Bayern des Bundesinstituts für Bau-, Stadt- und Raumforschung im Bundesamt für Bauwesen und Raumordnung beruft). Dabei spielt es keine Rolle, dass sich in diesen Ausschlussgebieten gegebenenfalls trotzdem Windenergieanlagen (z. B. durch kommunale Bauleitplanung oder Besitzschutzregelungen) realisieren lassen. Denn dieser Effekt wird durch eine Feststellung des bayerischen Verfassungsgerichtshofs in seiner Entscheidung vom 09.05.2016 mehr als überkompensiert: Das Gericht ist nämlich der Ansicht, dass sich die verbleibenden 10 H „Bruttoflächen“ erheblich verringern, wenn von ihnen diejenigen Bereiche abgezogen werden, die aus anderen rechtlichen oder tatsächlichen Gründen als der 10 H Regelung nicht zugelassen bzw. sinnvoll betrieben werden können.

2.7

Berücksichtigung der Drehfunkfeuer für die Regionalisierung Wind Onshore

Die Bundesnetzagentur revidiert im Rahmen der Regionalisierung von Wind Onshore auch ihre Ansicht, dass die Drehfunkfeuer gegenwärtig keine Rolle spielen (siehe Szenariorahmen 2025, Entscheidung vom 19.12.2014, S. 124 f.). Ein Drehfunkfeuer ist ein Funkfeuer für die Luftfahrtnavigation, das ein spezielles Funksignal aussendet, dem ein Empfänger im Flugzeug die Richtung zum Funkfeuer entnehmen kann. Das Flugzeug benötigt damit keine Peilanlage, da die Richtungsinformation vom Sender in das Signal kodiert wird. Im Genehmigungsverfahren zur Errichtung von Windkraftanlagen muss zunächst die Behörde, die die Genehmigung gegenüber den Windenergieanlagenbetreibern erteilt, prüfen, ob im konkreten Fall eine luftverkehrsrechtliche Prüfung bzw. Zustimmung einzuholen ist. Dies bestimmt sich nach dem Anlagenschutzbereich gemäß den Richtlinien der internationalen Zivilluftfahrtorganisation (ICAO) und ist der Fall, wenn die Windkraftanlage im Radius von 15 km um eine Drehfunkanlage errichtet werden soll. Dann wird der Antrag des Windparkbetreibers an die zuständige Luftfahrtbehörde des Landes weitergeleitet und von dort an das Bundesaufsichtsamt für Flugsicherung (BAF). Gemäß § 18a LuftVG ist das BAF ermächtigt, darüber zu entscheiden, ob durch die Errichtung des konkreten Bauwerks Flugsicherungseinrichtungen gestört werden können. Diese Entscheidung basiert auf einem Gutachten der Deutschen Flugsicherung GmbH (DFS), das eine fachtechnische Analyse der möglichen Störungen darstellt. Die Bundesnetzagentur vertrat in der Genehmigung des Szenariorahmen 2025 noch die Auffassung, dass die Berücksichtigung der Auswirkungen der Drehfunkfeuer auf die Errichtung von Windenergieanlagen aufgrund der unsicheren Rechtslage nicht sachgerecht gewesen wäre (siehe Szenariorahmen 2025, Entscheidung vom 19.12.2014, S. 125). Rechtlich umstritten war beispielsweise die Frage, ob die Entscheidung des BAF gemäß § 18a LuftVG für die örtliche Genehmigungsbehörde überhaupt bindend sei. Strittig war zudem, ob die Störung von Flugsicherungseinrichtungen im Sinne des § 18a LuftVG eine durch die Verwaltungsgerichte voll überprüfbare Rechtsfrage sei oder ob der Genehmigungsbehörde insoweit ein Beurteilungsspielraum eingeräumt und die gerichtliche Überprüfbarkeit lediglich auf eine Vertretbarkeitsprüfung der Störungsanalyse reduziert werden solle. Zum damaligen Zeitpunkt gab es zu dieser Konfliktlage zwischen Windenergie und Luftverkehr weder eine einheitliche Genehmigungspraxis noch eine einheitliche Rechtsprechung.

BUNDESNETZAGENTUR | 165

Diese umstrittene Sach- und Rechtslage hat sich nun nach Auffassung der Bundesnetzagentur durch ein Grundsatzurteil des Bundesverwaltungsgerichts vom 08.04.16 weitestgehend geklärt. Erstmalig wurde nun höchstrichterlich festgestellt, dass sich das BAF bei seinen Entscheidungen, ob Windräder im Umkreis von 15 Kilometern um Drehfunkfeuer erlaubt werden dürfen, wie bisher einzig und allein auf das Urteil der DFS verlassen darf und keine anderen Expertisen zurate ziehen muss. Das Bundesverwaltungsgericht hat in seiner mündlichen Urteilsbegründung die Ansicht vertreten, dass es keine gesicherten Erkenntnisse zum Einfluss von Windrädern auf Radaranlagen gibt und deshalb vorsichtshalber eine Störung zu unterstellen ist. Der in der Regel sehr restriktiven Genehmigungspraxis der DFS maß das Gericht in seiner Urteilsbegründung dabei ein besonderes Gewicht zu, weil sie im gesetzlichen Auftrag handeln würde. Demnach sei es bundesweit einheitlich technisch zu beurteilen, ob eine Störung der Flugsicherungseinrichtung drohe. Eine Einzelfallabwägung zwischen den Belangen der Windenergie und der Flugsicherung vor Ort sei nicht erforderlich, da sich aus dem Gesetz bereits die Wertung ergebe, dass mögliche Störungen der Flugsicherungseinrichtung zu einem Bauverbot führten: Man wolle die Entscheidung des BAF und das Gutachten der DFS nicht für fehlerhaft erklären, weil ein anderer Sachverständiger mit einer anderen Untersuchungsmethodik vertretbar zu einem abweichenden oder gegenteiligen Ergebnis komme. Die vom Bundesverwaltungsgericht abgewiesene Klage hätte nur Erfolg gehabt, wenn das Gutachten der DFS zur möglichen Störung selbst fehlerhaft oder unvertretbar sei. Letztlich stoße nach Ansicht des Bundesverwaltungsgerichts in derartigen wissenschaftlichen Streitfragen die Rechtsprechung an ihre funktionalen Grenzen. Es sei nicht die Aufgabe von Gerichten, solche ungeklärten technisch‐ wissenschaftlichen Streitfragen zu entscheiden. Aufgrund der Bindungswirkung der Grundsatzentscheidung des Bundesverwaltungsgerichts geht die Bundesnetzagentur nun davon aus, dass sich Verwaltungspraxis und Rechtsprechung an den oben genannten Grundsätzen orientieren werden. Folglich erwartet die Bundesnetzagentur, dass die Übertragungsnetzbetreiber im Rahmen der Regionalisierung von Wind Onshore die restriktive Genehmigungspraxis des BAF bzw. der DFS berücksichtigen, indem pauschale Ausschlussflächen für die Errichtung von Windenergieanlagen in Form eines Radius von 15 km um jede in Deutschland errichtete Drehfunkanlage angenommen wird. Damit ist nicht gesagt, dass die Bundesnetzagentur diese Genehmigungspraxis als das Ende der Diskussion ansieht. Es geht einzig darum, die aktuelle Entscheidungspraxis der verantwortlichen Fachbehörde zu respektieren und entsprechend in der Regionalisierung des Szenariorahmens 2017-2030 zu berücksichtigen. Sollte sich die Entscheidungspraxis des BAF bzw. der DFS ändern und zum Beispiel Raum für Lösungen schaffen, die auf die Besonderheiten der konkreten lokalen Situation Rücksicht nehmen, wäre dies bei der Regionalisierung des Szenariorahmens 2017-2030 ebenfalls entsprechend zu berücksichtigen

166 | II C ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

3.

Regionale Zuordnung des Stromverbrauchs

Im Entwurf des Szenariorahmens 2030 stellen die Übertragungsnetzbetreiber eine neue und aus ihrer Sicht verbesserte Regionalisierungsmethodik des Stromverbrauchs vor. Im Szenariorahmen besteht die gesetzliche Pflicht, die Mantelzahlen für den Nettostromverbrauch des Zieljahres und dessen Jahreshöchstlast festzugelegt. Der Stromverbrauch muss für die anschließende Marktmodellierung zeitlich auf 8760 Stunden des Jahres aufgelöst sowie regional den Netzverknüpfungspunkten zugewiesen werden. Die Regionalisierung ist im Netzentwicklungsprozess somit zwischen dem Szenariorahmen und der Marktmodellierung einzuordnen. Die Übertragungsnetzbetreiber haben die neue Methodik der Regionalisierung des Stromverbrauchs bereits im Entwurf des Szenariorahmens 2030 vorgestellt, um der Öffentlichkeit die Möglichkeit zur Stellungnahme zur neuen Methodik einzuräumen und um bei der Ermittlung bestimmter Eingangsparameter die Öffentlichkeit mit einzubeziehen.

3.1

Bisheriges Vorgehen im Szenariorahmen

Bisher wurde der Stromverbrauch von den Übertragungsnetzbetreibern ausgehend von historischen regionalen Lastprofilen der Übertragungsnetzbetreiber regionalisiert. Dabei wurden die den Übertragungsnetzbetreibern bekannten historischen regionalen Lastprofile entsprechend der im Szenariorahmen angenommenen Entwicklung des nationalen Stromverbrauchs skaliert. Dadurch entwickelte sich der Stromverbrauch bis zum Zieljahr in dem gleichen Verhältnis wie der nationale Stromverbrauch. Es wurde lediglich die Höhe des regionalen Stromverbrauchs und nicht dessen zeitlicher Verlauf angepasst. Diesem Vorgehen lag noch die Annahme zu Grunde, dass neue Stromanwendungen im Zieljahr 2025 keinen signifikanten Einfluss auf den Verlauf des Stromverlaufs haben werden. Auf Grund des um fünf Jahre fortgeschrittenen Untersuchungszeitpunkts schlagen die Übertragungsnetzbetreiber im Szenariorahmen 2030 erstmalig eine Regionalisierungsmethode vor, bei der neue Stromanwendungen die Höhe und den Verlauf der regionalen Stromnachfrage beeinflussen.

3.2

Erörterung der Konsultationsergebnisse zur Regionalisierung des Stromverbrauchs

Die Bundesnetzagentur stellt fest, dass die von den Übertragungsnetzbetreibern vorgeschlagene Methode zur Regionalisierung des Stromverbrauchs grundsätzlich eine angemessene Herangehensweise für die durch die Übertragungsnetzbetreiber durchzuführende Marktmodellierung zur Ermittlung des Transportbedarfs darstellt. Die Bundesnetzagentur berücksichtigt bei dieser Entscheidung auch die in den Stellungnahmen zur Konsultation von der breiten Mehrheit vertretene positive Einschätzung zu dieser Methodik. Durch die hohe Auflösung der vorgeschlagenen Regionalisierung auf Landkreisebene werde die zukünftige Bedarfsentwicklung der Regionen sachgerecht berücksichtigt und damit die dezentrale Komponente im Netzentwicklungsprozess gestärkt. Insbesondere der Einfluss neuer Technologien und Stromanwendungen auf den regionalen Stromverbrauch führe nach Ansicht vieler Konsultationsteilnehmer zu einer exakteren Ermittlung des zukünftigen Transportbedarfs, indem regionale Potenziale tatsächlich bewertet würden statt wie bisher pauschal unterstellt. Die Bundesnetzagentur ist sich aber auch der in den Stellungnahmen vereinzelt vorgebrachten kritischen Punkte der neuen Regionalisierungsmethodik bewusst. Zwar liefere die Methodik der Übertragungsnetzbetreiber regional hoch aufgelöste Ergebnisse. Diese seien aber nur so belastbar wie die zahlreichen dazu notwendigen Eingangsparameter (z.B. Anzahl und Verteilung der Elektroautos und

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Wärmepumpen in 2030). Wie auch bei der Prognose des Zubaus und der Verteilung der Erneuerbaren Energien unterliegt die Prognose der Höhe und der Verteilung des Stromverbrauchs vielen Unsicherheiten. Dies entbindet die Übertragungsnetzbetreiber und die Bundesnetzagentur jedoch nicht davon, auf Grundlage geltender Regularien nach bestem Wissen gegebenenfalls auch komplexere Prognosen durchzuführen. Die Entwicklung einer Regionalisierung des Stromverbrauchs unter Berücksichtigung der Vielzahl von Einflussfaktoren trägt letztlich der aktuellen Entwicklung auf dem Strommarkt Rechnung, auf dem sich derzeit viele neue Technologien etablieren, die bis 2030 das Verbrauchsverhalten regional unterschiedlich beeinflussen werden.

3.3

Darstellung der Regionalisierung des Stromverbrauchs

Auf Grund der Komplexität des Verfahrens hat die Bundesnetzagentur den Übertragungsnetzbetreibern zur Bewertung der vorgeschlagenen Methodik der Regionalisierung des Stromverbrauchs am 29.02.2016 umfangreiche Fragen gestellt, die die Übertragungsnetzbetreiber am 21.03.2016 beantwortet haben. Auf Basis der Antworten und den Ausführungen der Übertragungsnetzbetreiber im Entwurf des Szenariorahmens 2030 kann die neue Regionalisierungsmethodik des Stromverbrauchs im Folgenden erläutert werden. Die von den Übertragungsnetzbetreibern vorgestellte Regionalisierung des Stromverbrauchs erfolgt nachgelagert zu der in den Kapiteln II B 4.1 und II B 4.2 vorgestellten Ermittlung des nationalen Stromverbrauchs. Basierend auf den historischen Daten der Übertragungsnetzbetreiber wird dabei der Einfluss neuer Stromanwendungen (Elektromobilität, Wärmepumpen, Power-to-Gas-Anwendungen, Kleinspeicher) auf das nationale Stromverbrauchsprofil für das zu untersuchende Zieljahr 2030 abgebildet. Daraus ergibt sich der Verlauf des nationalen Stromverbrauchs in Abhängigkeit der in den unterschiedlichen Szenarien angenommenen Entwicklungen der neuen Stromanwendungen und deren angenommener Marktdurchdringung. Ausgehend von diesem Ergebnis erfolgt die Regionalisierung des Stromverbrauchs in vier Schritten. Anhand der regionalen Datenbank des Statistischen Bundesamtes und der Raumordnungsprognose des Bundesinstituts für Bau-, Stadt- und Raumforschung für 2035 werden regionale Strukturdaten zusammengetragen. Dabei werden landkreisscharf Daten und Faktoren gesammelt, die die Entwicklung einer Region beschreiben. Unter anderen zählen hierzu die regionale Bruttowertschöpfung, die Erreichbarkeit von Ballungsgebieten, die Einwohner- und PKW-Dichte und deren Entwicklung, die Erreichbarkeit von Autobahnen und Flughäfen, das Haushaltseinkommen, die Anzahl der Erwerbstätigen, die Anzahl von Ein-, Zwei- und Mehrfamilienhäuser, die Größe der Wohnflächen sowie das Aufkommen von Gewerbe-, Handels-, Dienstleistungs- und Industrieunternehmen. Weiterhin werden die regionalen klimatischen Charakteristika zu Außentemperatur und Strahlungsdaten anhand von Daten des Deutschen Wetterdienstes erhoben. Den Übertragungsnetzbetreibern liegen zudem die regionalen Verbrauchsprofile der Landkreise aus der Vergangenheit vor. Die nationale Stromnachfrage des Zieljahres wird in unterschiedliche Verbrauchergruppen eingeteilt, die auch auf regionaler Ebene identifizierbar sind. Als Beispiele können hier der Raumwärmebedarf im Haushaltssektor, der Wärmebedarf des Industriesektors, die Stromnachfrage eines Industriesektors (Aluminium- oder Stahlwerk) sowie der Strombedarf des privaten Elektromobilität oder des öffentlichen Verkehrssektors (Bahn oder Elektrobusse) genannt werden. Bei der Einteilung der nationalen Stromnachfrage in Verbrauchergruppen handelt es sich im Prinzip um die Zerlegung des nationalen Gesamtlastverlaufs in den

168 | II C ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Lastverlauf einzelner oben genannter Verbrauchergruppen. Auf diese Weise kann das typische Lastprofil einer ausgewählten Verbrauchergruppe (zum Beispiel der des Wärmebedarfs von Einfamilienhäusern und der Strombedarf von Aluminiumhütten oder der Elektromobilität) auf nationaler Ebene isoliert betrachtet werden. Durch einen Vergleich eines Verbraucherlastprofils des Zieljahres 2030 mit dem Verbraucherlastprofil des Referenzjahres 2015 kann der Einfluss neuer Stromanwendungen auf das Stromverbrauchsverhalten der Gruppe identifiziert werden. Die erhobenen regionalen Strukturdaten werden mit den ermittelten spezifischen Verbräuchen der einzelnen Verbrauchergruppen verschnitten. Dabei werden die aus den historischen Daten bekannten regionalen Lastgänge der Verbrauchergruppen in Verlauf und Höhe entsprechend der auf nationaler Ebene zwischen Referenz- und Zieljahr identifizierten Veränderungen angepasst. Die Veränderung des Verbrauchsverhaltens einer Verbrauchergruppe auf nationaler Ebene dient damit als Maßstab für die Prognose des Verbrauchsverhaltens der Verbrauchergruppe auf regionaler Ebene. Diese Methode hat den Vorteil, dass Veränderungen im Verbrauchsverhalten einer Verbrauchergruppe nur dann einen Einfluss auf den Stromverbrauch einer Region haben, wenn die entsprechende Verbrauchergruppe auch in einem ausreichenden Maße regional vertreten ist. Wird zum Beispiel ein Zusammenhang zwischen einem steigenden Stromverbrach auf Grund einer Steigerung der Bruttowertschöpfung eines Industriesektors unterstellt, wirkt sich diese Steigerung des Stromverbrauchs nur auf solche Regionen aus, in denen der entsprechende Industriesektor ansässig ist. Würde diese Steigerung des Stromverbrauchs wie in den Vorgängerprozessen pauschal unterstellt, würde sich die Steigerung der Bruttowertschöpfung auf alle Regionen gleichmäßig auswirken. Die oben beschriebene Verschneidung wird für alle in einer Region identifizierbare Verbrauchergruppen vorgenommen. Im Anschluss werden die für das Zieljahr 2030 angepassten Verbrauchsverläufe aller Verbrauchergruppen zum Gesamtstromverbrauch der Region bzw. des Landkreises aggregiert. Wegen der hohen Auflösung der Regionalisierung wird die nationale Stromnachfrage in ihre Komponenten aus Verbrauchergruppen zerlegt und auf zahlreiche Regionen (295 Landkreise) heruntergebrochen. In jeder dieser Regionen gibt es wiederum eine Vielzahl von Verbrauchergruppen, deren Verbrauchsprofil einzeln – wie oben beschrieben – für das Zieljahr 2030 angepasst wird. Im Laufe dieses Prozess führen die Übertragungsnetzbetreiber mehrere Validierungen durch, um sicherzustellen, dass die Konsistenz der Stromnachfrage-Bilanzen gewährleistet ist. Dazu werden die regionalen Ergebnisse addiert und der Stromnachfrage der Landesbilanzen sowohl auf der Ebene der einzelnen Bundesländer als auch auf der nationalen Ebene gegenübergestellt. Die Bundesnetzagentur erwartet, dass die Konsistenz zwischen dem summierten regionalen Stromverbrauch und dem nationalen Stromverbrauch zu jeder Stunde des Zieljahres gegeben ist. Dabei haben die Übertragungsnetzbetreiber die Vorgaben der Bundesnetzagentur im Kapitel II B 4.1 zu beachten, in denen der Nettostromverbrauch für die Szenarien festgelegt wird. Weiterhin ist auch die in Kapitel II B 4.2 festgelegte Jahreshöchstlast in jedem Szenario einzuhalten.

3.4

Regionalisierung der neuen Stromanwendungen

Um die Entwicklung der Stromnachfrage in einem Landkreis beschreiben zu können, muss zunächst das regionale Potenzial klassischer und neuer Stromanwendungen identifiziert werden. Im Folgenden wird

BUNDESNETZAGENTUR | 169

dargestellt, wie die Übertragungsnetzbetreiber im neuen Regionalisierungsmodell die prognostizierte Gesamtzahl maßgeblicher Stromanwendungen auf Deutschland verteilen. Für die regionale Verteilung von Wärmepumpen wird eine landkreisspezifische Analyse des Gebäudebestandes durchgeführt, differenziert nach Gebäudetypen (z.B. Ein-, Zwei-, und Mehrfamilienhaus) und Wohnfläche. In einem darauffolgenden Schritt werden Referenzgebäudetypen definiert, denen in Abhängigkeit von der Temperatur jeweils ein Wärmebedarf zugeordnet werden kann. Für diese Referenzgebäudetypen wird dann eine Verbreitung von Wärmepumpen unterstellt, wobei die Wahrscheinlichkeit der Verbreitung je nach Referenzgebäudetyp variieren kann. In Kombination mit der für die Region angenommene Bevölkerungs- und Gebäudebestandsentwicklung sowie den im Zieljahr 2030 prognostizierten klimatischen Bedingungen kann dann der zukünftige regionale Bestand an Wärmepumpen abgeleitet werden. Die Bundesnetzagentur verweist darauf, dass die Übertragungsnetzbetreiber bei der Regionalisierung der Wärmepumpen die in Kapitel II B 3.4.3 festgelegten Mantelzahlen für Wärmepumpen zu berücksichtigen haben. Bei der Verbreitung der Elektroautos soll entgegen dem Vorschlag der Übertragungsnetzbetreiber angenommen werden, dass die Verbreitung zunächst im urbanen Raum stattfindet. Es wird unterstellt, dass in städtischen Gebieten eine höhere Akzeptanz neuer Mobilitätskonzepte, zum Beispiel Car-Sharing, vorhanden ist. So geht die Bundesnetzagentur davon aus, dass zunächst insbesondere junge Großstadtbewohner die Entwicklung der Elektromobilität vorantreiben werden. Zudem ist laut Fortschrittsbericht 2014 der Plattform Nationale Elektromobilität der größte Ausbau von Ladeinfrastruktur bisher in Ballungszentren zu verzeichnen. Mittel- bis langfristig wird es jedoch durch die hohe Dichte an privaten Ladepunkten auch zu einer stärkeren Verbreitung der Elektromobilität im ländlichen Raum kommen. Das größte Potenzial zur Nutzung der Elektromobilität bietet in diesen Regionen die Gruppe der vollzeitbeschäftigten Pendler mit eigener Garage. Daraus resultiert eine verstärkte Nutzung der privaten Elektromobilität und der öffentlichen Elektromobilität in Städten (zum Beispiel Car-Sharing und Elektrobusse) und mittel- bis langfristig auch eine verstärkte private Nutzung der Elektromobilität im ländlichen Raum (Elektroautos). Die Bundesnetzagentur verweist darauf, dass die Übertragungsnetzbetreiber bei der Regionalisierung der Elektroautos die in Kapitel II B 3.4.3 festgelegten Mantelzahlen für Elektrofahrzeuge zu berücksichtigen haben. Für die Regionalisierung von PV-Kleinspeichern wurde von den Übertragungsnetzbetreibern Wirtschaftlichkeitsrechnungen von Batteriespeichersystemen für Ein-, Zwei- und Mehrfamilienhäuser durchgeführt. Dabei konnte festgestellt werden, dass die PV-Kleinspeicher für Mehrfamilienhäuser bis 2035 nicht wirtschaftlich werden, weshalb davon auszugehen ist, dass in diesen Gebäudetypen keine Kleinspeicher installiert werden. Die Regionalisierung der Batteriespeicher findet daher ausschließlich in den Ein- und Zweifamilienhäusern statt. Die Zahlen zum Gebäudebestand werden auf Landkreisebene den Daten des Statistischen Bundesamts entnommen. Bei der Regionalisierung der PV-Kleinspeicher wird davon ausgegangen, dass ein gewisser Prozentsatz der im Zieljahr 2030 vorhandenen PV-Anlagen mit einem PVKleinspeicher ausgerüstet ist. Dieser Prozentsatz wird durch das Verhältnis der Mantelzahl der PVKleinspeicher zur Mantelzahl der PV-Anlagen ermittelt. Die Bundesnetzagentur verweist darauf, dass die Übertragungsnetzbetreiber bei der Verteilung der PV-Kleinspeicher die in Kapitel II B 3.4.3 festgelegten Mantelzahlen für PV-Batteriespeicher zu berücksichtigen haben.

170 | II D ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

D Abfragen der Bundesnetzagentur 1.

Abfrage der Verteilnetzbetreiber

Bei der folgenden Auswertung der von den Verteilernetzbetreibern übermittelten Daten handelt es sich nicht um eine Prognose des mittel- oder langfristig zu erwartenden Wind-Onshore-Zubaus, der beliebig weit in die Zukunft fortgeschrieben werden kann. Die Abfrage ermöglicht lediglich eine Einschätzung der bei den Verteilernetzbetreibern vorliegenden Antragslage auf Grundlage des EEG 2014 und bietet zusammen mit Prognosen zum Rückbau eine Abschätzung der regionalen Ausbaudynamik der kommenden drei Jahre. Im Rahmen der Verteilnetzbetreiberabfrage wurden insgesamt 193 Verteilernetzbetreiber zur vorliegenden Wind-Onshore Anschlussleistung zu Anträgen mit wahrscheinlicher Realisierung zwischen 2016 und 2018 befragt. Zu jedem Einzelantrag war eine Realisierungswahrscheinlichkeit auf Grundlage des EEG 2014 sowie das Bewilligungsdatum und das vermutete Jahr der Inbetriebnahme und der geplante Standort anzugeben. Weiterhin wurden die bei den Verteilernetzbetreibern angezeigten Rückbauten und Repowering-Maßnahmen für den Zeitraum zwischen 2016 und 2018 abgefragt. Von den 193 Verteilernetzbetreibern haben 148 auf die Anfrage geantwortet (Rücklaufquote: 77%). Ein Verteilernetzbetreiber verweigerte die Auskunft und 44 Verteilernetzbetreiber haben nicht geantwortet. Von den 148 Verteilernetzbetreibern, die geantwortet haben, liegen nur bei 68 Verteilernetzbetreibern für den Zeitraum von 2016 bis 2018 Anschlussanträge vor. Mit der Abfrage werden kilometrisch 99% des Hochspannungsnetzes, 85% des Mittelspannungsnetzes und 83% des Niederspannungsnetzes abgedeckt. Insgesamt wurden für die Jahre 2016 bis 2018 29.578 MW an Wind-Onshore-Anschlussleistung beantragt. Diese Anschlussleistung verteilt sich zu 59% auf das Hochspannungsnetz, zu 40,7% auf das Mittelspannungsnetz und zu 0,3% auf das Niederspannungsnetz. Unter Berücksichtigung der von den Verteilernetzbetreibern angegebenen Realisierungswahrscheinlichkeit der einzelnen Anlagen ergibt sich im betrachteten Zeitraum ein prognostizierter Brutto-Zubau von 18.049 MW. Wird die fehlende Netzabdeckung berücksichtigt, sind weitere 1.089 MW hinzuzuzählen. Daraus ergibt sich ein Brutto-Zubau von 19.138 MW. In der Abfrage konnten die Verteilernetzbetreiber für etwa 6.220 MW kein konkretes Inbetriebnahmejahr nennen. Nach Rückfragen bei einigen Verteilernetzbetreibern wurde festgestellt, dass es sich meist um Anlagen handelte, bei denen eine Inbetriebnahme für das Ende des abgefragten Zeitraums (also Ende 2018) geschätzt wurde. Aus diesem Grund nimmt die Bundesnetzagentur an, dass die Hälfte der fraglichen 6.220 MW noch im Abfragezeitraum installiert werden. Vom Brutto-Zubau von 19.138 MW sind daher 3.110 MW abzuziehen, womit sich ein prognostizierter Brutto-Zubau von 16.028 MW ergibt. Nach Sichtung der qualitativ erhobenen Daten und Rücksprache mit den Verteilernetzbetreibern ist dieser quantitativ ermittelte Brutto-Wert als zu hoch einzuschätzen. Einige Verteilernetzbetreiber gehen z.B. davon aus, dass ein gewisser Anteil der Antragsteller bei mehreren Verteilernetzbetreibern Anträge für dasselbe Windkraftprojekt stellt. In der Region mit dem besten Anschlusspunkt oder der schnellsten Realisierungs­ Geschwindigkeit/Wahrscheinlichkeit werde die Anlage umgesetzt, in den anderen Regionen verfalle der Antrag samt der reservierten Anschlussleistung. Eine Abschätzung des Anteils der Mehrfachanträge ist den Verteilernetzbetreibern nicht möglich.

BUNDESNETZAGENTUR | 171

Weiterhin kann es im Laufe des Realisierungsprozesses eines Windkraftprojektes zu einer Reduktion der geplanten installierten Leistung kommen. Dies ist insbesondere bei größeren Projekten mit mehreren Windkraftanlagen der Fall. Der Grund hierfür kann entweder eine Änderung der Planung durch den Projektierer sein oder aber seitens des Verteilernetzbetreibers wird wegen einer Veränderung der Situation im Verteilernetz (Auslastung, Neujustierung der Ausbauplanung) die geplante Leistung nach unten korrigiert. Aus genannten Gründen (Mehrfachanträge und Leistungsreduktion) setzt die Bundesnetzagentur einen pauschalen Abschlag von 10% auf die ermittelte Brutto-Leistung von 16.028 MW an, womit als BruttoPrognosewert 14.425 MW verbleiben. Wird diese Summe linear auf jedes der Zieljahre verteilt, ergibt die Abfrage einen jährlichen Brutto Zubau von 4.808 MW für die Jahre 2016, 2017 und 2018. Die Abfrage des Rückbaus und die Angaben zum Repowering ermöglichen eine Abschätzung des möglichen Netto-Zubaus. Insgesamt wurden etwa 330 MW an Rückbau auf Grund von Repowering gemeldet. Darüber hinaus wurden weitere etwa 300 MW an Rückbau gemeldet, für die kein Ersatz geplant ist. Der geplante Rückbau wurde von den Verteilernetzbetreibern nahezu ausschließlich für das Jahr 2016 oder das Frühjahr 2017 angezeigt. Nach Rücksprache mit einigen Verteilernetzbetreibern wurde deutlich, dass ein geplanter Rückbau den Verteilernetzbetreibern meist erst etwa ein bis eineinhalb Jahre vor Durchführung bekannt ist. Aus diesem Grund wird ein prognostizierter Rückbau von insgesamt 630 MW p.a. angesetzt. Selbst dieser Wert unterschätzt jedoch tendenziell den jährlichen Rückbau. Die Bundesnetzagentur geht davon aus, dass - wie beim Zubau - durch die nicht vollständige Netzabdeckung nicht der gesamte Rückbau erfasst wurde. Die Rücksprache mit einigen Verteilernetzbetreibern ergab, dass nicht alle Verteilernetzbetreiber die Daten zu angemeldeten Rückbauvorhaben vorliegen hatten und dass trotz möglicherweise tatsächlich vorhandenen Rückbauvorhaben eine Leermeldung erfolgte. Bei den 68 Verteilernetzbetreibern, die Wind-Onshore Anträge gemeldet haben, meldeten nur 10 Verteilernetzbetreiber geplante Rückbauvorhaben. Daher wird der aus der Abfrage ermittelte Wert von 630 MW um 15% erhöht. Der Aufschlag von 15% kann nicht allein mathematisch über eine Korrektur der fehlenden Netzabdeckung begründet werden. Auch eine Hochrechnung der Daten der zehn Verteilungsnetzbetreiber mit gemeldeten Rückbauvorhaben auf die Gesamtsumme ist methodisch nicht sinnvoll. Der aus der Beaufschlagung von 15% resultierende prognostizierte jährliche Rückbau von 725 MW liegt jedoch in der Reichweite des von der Bundesnetzagentur angenommenen Rückbaus von Wind-Onshore-Anlagen nach einer Lebenszeit von 20 Jahren. Der auf der Auswertung der VNB-Abfrage prognostizierte jährliche Netto-Zubau zwischen 2016 und 2018 beträgt damit 4.083 MW (4.808 MW – 725 MW).

172 | II D ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

2. Abfrage der obersten Landesplanungsbehörden (Raumordnungsabfrage) Bei der von der Bundesnetzagentur durchgeführten Abfrage handelte es sich um einen Fragebogen an sämtliche oberste Landesplanungsbehörden (15 Landesministerien) im Sinne eines Top-down Ansatzes mit dem Ziel, die ausgewiesenen Windflächen auf regionaler und kommunaler Ebene zu erfragen. Sinn und Zweck dieser Abfrage war es, insbesondere das Kriterium der ausgewiesenen Windflächen als Regionalisierungsmethodik für den zukünftigen Ausbau der Windenergieanlagen bis 2030/2035 zu untersuchen. Dieser Regionalisierungsansatz war bereits die Grundlage des von der Bundenetzagentur genehmigten Szenariorahmens 2025 und des von der Bundesnetzagentur bestätigten Netzentwicklungsplans 2014. Der Fragebogen an die Landesministerien gliederte sich in folgende Unterpunkte:

– Onshore Wind: Ausbauziele der einzelnen Bundesländer (Zieljahr, ausgewiesene Gesamtfläche für Windenergieanlagen und Gesamtkapazität der Windenergieanlagen)

– Aktuell ausgewiesene Flächen für Windenergieanlagen – Anteil der bestehenden Anlagen, die außerhalb der aktuell ausgewiesen Flächen installiert sind – Auslastungsgrad der aktuell ausgewiesen Windflächen – Sonstige zu berücksichtigende Umstände bei der zukünftigen Fortschreibung der ausgewiesenen Windflächen Von den 15 befragten obersten Landesplanungsbehörden (Berlin und Brandenburg haben eine gemeinsame oberste Landesplanungsbehörde) haben alle geantwortet. Die abgefragten georeferenzierten Daten konnten zudem – anders als im Szenariorahmen 2025 – mit den Raumordnungsplan-Monitor Daten des Bundesinstituts für Bau-, Stadt- und Raumforschung (Stand: Ende 2014) abgeglichen werden (ein solcher interner Abgleich bezog sich aber nur auf der Ebene der regionalen und nicht der kommunalen Planungsverbände). Baden-Württemberg gibt als politisches Ausbauziel keine Fläche, sondern einen Anteil der Energieerzeugung durch Windstrom von 10 % im Jahr 2020 an. Dies entspricht einer Leistung von 3.530 MW. 18.049 ha des Bundeslandes sind aktuell als Vorranggebiete ausgewiesen, dies entspricht ca. 0,5 % der Gesamtfläche. Vier von zwölf regionalen Planungsträgern haben Windplanungen als Satzung beschlossen. Acht regionale Planungsträger befinden sich im Aufstellungsverfahren. Die Regionalplanung steuert die Windenergienutzung nicht abschließend. 30 kommunale Planungsträger haben ihre Konzentrationszonenplanungen beschlossen. 225 kommunale Planungsträger befinden sich im Aufstellungsverfahren. Daten zu diesen kommunalen Planungen liegen nicht vor. Zum Flächenauslastungsgrad und der Gesamtkapazität von Windenergieanlagen außerhalb ausgewiesener Flächen liegen ebenfalls keine Daten vor. Geodaten liegen der Bundesnetzagentur vor. Bayern gibt als politisches Ausbauziel für das Jahr 2021 eine Anzahl von 1.000-1.500 installierten Windenergieanlagen an. Aktuell sind gemäß Regionalplanung 21.700 ha als Vorranggebiete und 11.200 ha als

BUNDESNETZAGENTUR | 173

Vorbehaltsgebiete ausgewiesen. Somit ergeben sich 32.900 ha als Fläche zur Windenergienutzung. Dies entspricht ca. 0,5 % der Gesamtfläche. Die Regionalplanung steuert die Windenergienutzung nicht abschließend. Zu den kommunalen Flächen liegen jedoch keine Daten vor. Zum Flächenauslastungsgrad und der Gesamtkapazität von Windenergieanlagen außerhalb ausgewiesener Flächen liegen ebenfalls keine Daten vor. Es wird erwartet, dass es bei einer Fortschreibung der Pläne zu Änderungen des Flächenpotenzials kommt (siehe 10-H Regelung). Geodaten liegen der Bundesnetzagentur nicht vor. Da Berlin und Brandenburg über eine gemeinsame Landesplanungsbehörde verfügen, werden diese beiden Bundesländer gemeinsam betrachtet. Berlin-Brandenburg gibt als politisches Ausbauziel an, dass im Jahr 2030 auf einer Fläche von 59.000 ha eine Windenergieanlagenleistung von 10.500 MW installiert werden soll. Davon sind bereits 55.360 ha aktuell als Eignungsgebiete ausgewiesen. Dies entspricht 1,8 % der Gesamtfläche. Die Regionalplanung steuert die Windenergienutzung abschließend, das heißt, kommunale Planungsträger müssen nicht berücksichtigt werden. Rund 40 % der installierten Leistung von Windenergieanlagen stehen außerhalb der aktuell ausgewiesenen Flächen. Grundlage dieser Berechnung sind rechtskräftige bzw. in Aufstellung befindliche Regionalpläne. Der Flächenauslastungsgrad der aktuell ausgewiesenen Eignungsgebiete mit bereits errichteten bzw. genehmigten Windenergieanlagen beträgt ca. 80 %. Geodaten liegen der Bundesnetzagentur nicht vor. Bremen gibt als politisches Ausbauziel an, dass im Jahr 2020 auf einer Fläche von 310 ha eine Windenergieanlagenleistung von bis zu 221 MW installiert werden soll. Da für Bremen keine Regionalpläne bestehen, beziehen sich die ausgewiesenen Flächen auf den Flächennutzungsplan. Aktuell sind insgesamt 337 ha zur Nutzung durch Windenergieanlagen ausgewiesen. Dies entspricht ca. 0,8 % der Gesamtfläche. Schätzungsweise stehen ca. 50 % der Windenergieanlagen außerhalb ausgewiesener Flächen. Zum Flächenauslastungsgrad sind keine Daten vorhanden. Bei einer Fortschreibung der rechtskräftigen Pläne wird nicht mit einer Veränderung des Flächenpotenzials gerechnet. Geodaten liegen der Bundesnetzagentur nicht vor. Hamburg gibt als politisches Ausbauziel eine Leistung aus Windenergieanlagen in Höhe von 120 MW vor. Aktuell sind gemäß Kommunalplanung 173 ha als Eignungsgebiet ausgewiesen. Dies entspricht ca. 0,2 % der Gesamtfläche. Da für Hamburg als Stadtstaat die Kommunalplanung die Regionalplanung ersetzt, wird die Windenergienutzung darüber abschließend gesteuert. Aktuell stehen weniger als 5 % der installierten Gesamtkapazität von Windenergieanlagen außerhalb der aktuell ausgewiesenen Flächen. Zum FlächenAuslastungsgrad liegen keine Daten vor. Da keine Fortschreibung aktuell rechtskräftiger Pläne vorgesehen ist, werden keine Änderungen des Flächenpotenzials angenommen. Geodaten liegen der Bundesnetzagentur nicht vor. Hessen gibt als politisches Ausbauziel an, dass im Jahr 2050 ca. 42.200 ha der Landesfläche für die Nutzung durch Windenergie freigegeben werden sollen. Dies entspricht 2 % der Gesamtfläche Hessens. Aktuell sind sogar 51.562 ha als Vorranggebiete mit Ausschlusswirkung festgelegt. Die Regionalplanung steuert die Windenergienutzung nicht abschließend. Über die kommunale Bauleitplanung lassen sich allerdings nach Inkrafttreten der Regionalpläne nur noch fortgeschrittene Standortplanungen innerhalb der festgelegten Gebiete durchführen. Daten zu diesen möglichen Planungen auf kommunaler Ebene liegen nicht vor. Rund 55 % der installierten Leistung von Windenergieanlagen liegt außerhalb der aktuell ausgewiesenen Flächen für den Bau von Windenergieanlagen. Geodaten liegen der Bundesnetzagentur vor.

174 | II D ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Mecklenburg-Vorpommern hat als politisches Ausbauziel für das Jahr 2030 keine Fläche, sondern eine Gesamtleistung der Windenergieanlagen von 7.400 MW festgelegt. Als Eignungsgebiet wird für die Regionen Westmecklenburg, Mecklenburgische Seenplatte und die Region Rostock eine Gesamtfläche von 8.400 ha ausgewiesen, dies entspricht ca. 0,4 % der Landesfläche. Die für Vorpommern festgelegten Eignungsgebiete mit einer Fläche von 4.700 ha sind nach einem Urteil des Bundesverwaltungsgerichts vom 18.08.2015 aufgehoben worden. Die Regionalplanung steuert die Windenergienutzung abschließend, das heißt, kommunale Planungsträger müssen nicht berücksichtigt werden. Zum Anteil der installierten Gesamtkapazität außerhalb ausgewiesener Flächen liegen keine Daten vor. Die aktuell ausgewiesenen Eignungsgebiete sind zu 85 % ausgelastet. Daher ist eine Fortschreibung des regionalen Raumentwicklungsprogramms geplant, welche ein steigendes Flächenpotenzial vorsieht. Geodaten liegen der Bundesnetzagentur nicht vor. Niedersachsen sieht für das Jahr 2050 als politisches Ausbauziel eine Gesamtfläche für Windenergieanlagen in Höhe von 66.945 ha vor. Dies entspricht 1,4 % der Gesamtfläche Niedersachsens. Auf dieser Fläche sollen Windenergieanlagen mit einer Gesamtleistung von 20.000 MW entstehen. Nach derzeit gültigen Regionalplänen sind 20.862 ha als Vorranggebiet festgelegt. Von diesen Vorranggebieten fungieren 14.850 ha als Vorranggebiet mit Ausschlusswirkung. Die Regionalplanung steuert die Windenergienutzung nicht abschließend, zu kommunaler Bauleitplanung sind allerdings keine Werte vorhanden. Von der bisher installierten Windenergieanlagenleistung stehen ca. 65 % außerhalb der ausgewiesenen Flächen. Zum Flächenauslastungsgrad sind keine Daten vorhanden. Von insgesamt 34 Regionalplänen Niedersachsens befinden sich zurzeit 28 Regionalpläne in der Fortschreibung. Es ist davon auszugehen, dass sich das Flächenpotenzial in der Fortschreibung erhöht. Geodaten liegen der Bundesnetzagentur vor. Nordrhein-Westfalen sieht für das Jahr 2025 als politisches Ausbauziel eine Gesamtfläche für Windenergieanlagen in Höhe von 54.000 ha vor. Dies entspricht ca. 1,6 % der Gesamtfläche NordrheinWestfalens. Die Stromerzeugung durch Windenergieanlagen soll bis dahin 28 TWh/a betragen. Gemäß Regionalplanung sind aktuell 28.900 ha als Vorranggebiete ausgewiesen. Dazu kommen 700 ha als Vorbehaltsgebiete. Die Regionalplanung steuert die Flächennutzung für Windenergieanlagen nicht abschließend. Zusätzlich zur Regionalplanung sind gemäß kommunaler Bauleitplanung 29.627 ha zur Nutzung durch Windenergieanlagen ausgewiesen. Auf regionaler Ebene sind keine Daten zum Flächenauslastungsgrad und zu der Gesamtkapazität von Windenergieanlagen außerhalb ausgewiesener Flächen vorhanden. Auf kommunaler Ebene befindet sich aktuell ca. 46 % der installierten Windenergieanlagenleistung außerhalb der ausgewiesenen Flächen. Der Flächenauslastungsgrad beträgt auf kommunaler Ebene ca. 80 %. Es wird erwartet, dass die freigegebenen Flächen für Windenergieanlagen sich bei der Fortschreibung von Regionalplänen vergrößern. Geodaten liegen der Bundesnetzagentur nicht vor. Von Rheinland-Pfalz wird als politisches Ausbauziel für das Jahr 2030 keine Fläche, sondern eine Gesamtleistung der Windenergieanlagen von 7.500 MW festgelegt. Aktuell sind in der Regionalplanung 14.672 ha als Vorranggebiet ausgeschrieben. Die Regionalplanung steuert die Flächen für Windenergieanlagen nicht abschließend. Zusätzlich zur Regionalplanung werden aufgrund kommunaler Bauleitplanung im Flächennutzungsplan 10.650 ha für Windenergieanlagen ausgeschrieben. Auf regionaler Ebene stehen schätzungsweise 28 % der Anlagen außerhalb der aktuell ausgewiesenen Flächen. Weiterhin sind die regional ausgewiesenen Flächen zu ca. 77% ausgelastet. Bei den kommunalen Flächen gibt es keine Daten zum Flächenauslastungsgrad und dem Anteil der Gesamtkapazität von Windenergieanlagen außerhalb

BUNDESNETZAGENTUR | 175

ausgewiesener Flächen. Da es derzeit keine Fortschreibungspläne gibt, ist nicht davon auszugehen, dass sich die Flächenpotenziale in naher Zukunft verändern werden. Geodaten liegen der Bundesnetzagentur vor. Im Saarland werden Windkraftanlagen mit einer Leistung von 100 MW als politisches Ausbauziel beschrieben. Aktuell sind gemäß Regionalplanung 849 ha als Fläche zur Windenergienutzung ausgewiesen. Die Regionalplanung steuert die Windenergienutzung nicht abschließend. Zusätzlich werden im Flächennutzungsplan auf kommunaler Ebene 3.166 ha ausgewiesen. Außerhalb der ausgewiesenen Flächen befinden sich aktuell auf regionaler Ebene ca. 54 % und auf kommunaler Ebene ca. 69 % der Windenergieanlagenkapazitäten. Der Flächenauslastungsgrad der regionalen Vorranggebiete wird mit ca. 62 % angegeben. Kommunal werden zurzeit ca. 21 % der Flächen des Flächennutzungsplans für Windenergieanlagen genutzt. Bei einer Fortschreibung der aktuellen Pläne wird keine Veränderung des Flächenpotenzials erwartet. Geodaten liegen der Bundesnetzagentur nicht vor. Sachsen sieht als politisches Ausbauziel für das Jahr 2020 eine durch Windenergieanlagen erzeugte Energiemenge in Höhe von 2,2 TWh/a vor. Gemäß Regionalplanung sind aktuell rechtskräftig folgende Werte ausgewiesen: Als Vorranggebiet 3.306 ha und davon mit Ausschlusswirkung 3.209 ha. Als Vorbehaltsgebiet sind 66 ha ausgewiesen. Insgesamt sind somit 3.372 ha für Windenergieanlagen ausgewiesen. Zu erwähnen ist in diesem Zusammenhang, dass das Bundesverwaltungsgericht mit Beschluss vom 23.10.2012 den Regionalplan Südwestsachen 2008 für die Gebiete des ehemaligen Regionalen Planungsverbandes Südwestsachsen für unwirksam erklärt hat. Für dieses Gebiet gelten rechtswirksam die Pläne des Regionalplans 2000. Zusätzlich zur Regionalplanung werden gemäß kommunaler Bauleitplanung 22 ha für Windenergieanlagen ausgewiesen. Ein Anteil von ca. 26 % der installierten Windleistung steht zurzeit außerhalb der regional ausgewiesenen Flächen. Nach Schätzung beträgt der Flächenauslastungsgrad der regional ausgewiesenen Flächen 96 %. Bei anstehenden Planänderungsverfahren wird sich das Flächenpotenzial für Windenergieanlagen erhöhen. Geodaten liegen der Bundesnetzagentur nicht vor. In Sachsen-Anhalt besteht kein politisches Ausbauziel. Gemäß Regionalplanung sind 19.149 ha als Vorranggebiet mit Ausschlusswirkung rechtskräftig ausgewiesen. Die Regionalplanung steuert die Windenergienutzung abschließend, das heißt, kommunale Planungsträger müssen nicht berücksichtigt werden. Aktuell befinden sich schätzungsweise 35 % der installierten Windenergieanlagenleistung außerhalb der in der Regionalplanung ausgewiesenen Flächen. Der Flächenauslastungsgrad der bisher regional ausgewiesenen Flächen beträgt ca. 41 %. Bei der Ermittlung wurde das Gesamtpotenzial der Leistung von Windenergieanlagen innerhalb von Vorrang- und Eignungsgebieten mit der tatsächlich installierter Leistung verglichen. Konkrete Flächenbetrachtungen wurden nicht durchgeführt. Geodaten liegen der Bundesnetzagentur nicht vor. In Schleswig-Holstein ist als politisches Ausbauziel festgelegt, dass bis 2020 dreimal so viel erneuerbarer Strom produziert werden soll, wie im Land Schleswig-Holstein verbraucht wird. Um dieses Ziel zu erreichen, kalkuliert Schleswig-Holstein mit einer Leistung von 12.000-13.000 MW. Es gibt momentan keine gültigen Regionalpläne, da alle Regionalpläne durch ein Urteil des Oberverwaltungsgerichts Schleswig-Holstein vom 20.01.2015 aufgehoben wurden. Daher besteht bis Mitte 2017 ein gesetzliches Bauverbot für raumbedeutsame Windenergieanlagen (sog. Ausbaumoratorium). Bis dahin soll eine geordnete Neuplanung aller Regionalpläne erfolgen. Wenn die neuen Regionalpläne rechtskräftig werden, können Kommunen ausschließlich innerhalb ausgewiesener Vorranggebiete mit Ausschlusswirkung in gewissen Grenzen Bauleitplanung betreiben. Gemäß der nun ungültigen Regionalplanung waren 26.931 ha als Eignungsgebiet für Windenergieanlagen

176 | II D ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

ausgewiesen. Bei der Neuaufstellung der Regionalpläne sollen mindestens 2 % der Landesfläche als Windvorrangflächen ausgewiesen werden. Dies entspräche einer Fläche von 31.599 ha. Als Flächenauslastungsgrad der ehemalig gültigen Regionalpläne wird ein Wert von ca. 74 % angegeben. Auf kommunaler Ebene sind ca. 35 % der Flächen der Bebauungspläne und nahezu alle Flächen der Flächennutzungspläne ausgelastet. Bei der ausstehenden Neuaufstellung der Regionalpläne wird mit einer Veränderung des Flächenpotenzials für Windenergieanlagen gerechnet. Geodaten liegen der Bundesnetzagentur nicht vor. In Thüringen gibt es zwei politische Ausbauziele. Einmal ist eine Stromproduktion von mindestens 5,9 TWh/a aus Erneuerbaren Energien im Jahr 2020 vorgesehen. Zum anderen soll die Energieerzeugung durch Windkraft verdreifacht werden. Das bedeutet, dass die für Windenergieanlagen genutzte Fläche von 0,3 % auf 1 % der Landesfläche steigen soll. Dieser Wert entspricht einer Fläche von 16.172 ha. Gemäß den Urteilen des Oberverwaltungsgerichts Thüringen vom 08.04.2013 sowie 28.05.2015 wurden die Regionalpläne für die Regionen Ostthüringen sowie Mittelthüringen für ungültig erklärt. Für Mittelthüringen gibt es bereits einen ersten Entwurf sowie die Freigabe der Behörden- und Öffentlichkeitsbeteiligung. Für Ostthüringen liegt noch kein konkreter Plan vor, sodass dort aktuell keine Flächen angenommen werden können. Für die Regionen Nordthüringen und Südwestthüringen sind insgesamt 5.294 ha als Vorranggebiet mit Ausschlusswirkung ausgewiesen. Die Regionalplanung steuert die Windenergienutzung, mit Ausnahme von Ostthüringen, abschließend. Aktuell stehen ca. 20-30 % der installierten Leistung von Windenergieanlagen außerhalb der regional ausgewiesenen Flächen. Der Flächenauslastungsgrad ist nach Ansicht des Thüringer Ministeriums für Infrastruktur schwer zu ermitteln, weshalb davon abgeraten wird, konkrete Werte auszuweisen. Bei einer Fortschreibung der Regionalpläne ist von einer Erhöhung der für Windenergieanlagen ausgewiesenen Flächen auszugehen. Geodaten liegen der Bundesnetzagentur vor. Im Gegensatz zu den Raumordnungsplan-Monitor Daten des Bundesinstitut für Bau-, Stadt- und Raumforschung, die nur die ausgewiesenen Flächen gemäß Regionalplanung beinhalten, wurden bei der Raumordnungsabfrage der Bundesnetzagentur auch Daten zu Flächen gemäß kommunaler Bauleitplanung erhoben. Die nachfolgende Tabelle 34 stellt die Summen der ausgewiesenen Flächen gegenüber.

BUNDESNETZAGENTUR | 177

Bundesland

Raumordnungsabfrage BNetzA [ha]

ROPLAMO-Daten BBSR [ha]

Differenz [ha]

Baden-Würtemberg

18.049

3.687

14.362

Bayern

32.900

26.705

6.195

Berlin/Brandenburg

55.360

22.122

33.238

Bremen

323

--­

--­

… mit Kommunalplanung

337

--­

--­

Hamburg

173

--­

--­

51.562

--­

--­

Hessen Mecklenburg-Vorpommern

8.400

13.087

4.687

Niedersachsen

20.862

20.460

402

Nordrhein-Westfalen

29.600

22.313

7.287

… mit Kommunalplanung

59.227

Rheinland Pfalz

14.672

… mit Kommunalplanung

25.322

Saarland

849

… mit Kommunalplanung

4.015

Sachsen

3.394

… mit Kommunalplanung

3.372

--­ 10.300

--­ 4.372

--­

--­

825

24

--­

--­

3.339

55

--­

--­

Sachsen-Anhalt

19.410

18.497

913

Schleswig Holstein

26.931

26.918

13

… mit Kommunalplanung

42.073

Thüringen

5.294

--­ 4.167

--­ 1.127

Tabelle 34: Ergebnisse der Raumordnungsabfrage im Vergleich mit Raumordnungsplan-Monitor Daten Der in der Tabelle 34 vorgenommene Vergleich der reinen Flächenangaben und der Geodaten der Bundesländer Baden-Württemberg, Niedersachsen, Rheinland-Pfalz und Thüringen wurden zur Plausibilisierung mit den Raumordnungsplan-Monitor Daten des Bundesinstitut für Bau-, Stadt- und Raumforschung abgeglichen. Im Ergebnis erwiesen sich die Flächenangaben in hohem Maße als deckungsgleich. Die größeren Flächenangaben der Abfrage der Bundesnetzagentur sind damit zu begründen, dass nicht andere sondern eher zusätzliche Flächen ausgewiesen wurden. Dies ist u. a. dadurch zu erklären, dass die Daten der Abfrage der Bundesnetzagentur auf dem Stand Ende 2015 sind, wohingegen die Raumordnungsplan-Monitor Daten des Bundesinstitut für Bau-, Stadt- und Raumforschung aus dem Jahr 2014 bzw. zum Teil aus dem Jahr 2013 stammen. Darüber hinaus konnte die Abfrage der Bundesnetzagentur teilweise die kommunalen Bauleitplanungen der Bundesländer abbilden. Die negative Abweichung von Mecklenburg-Vorpommern lässt sich durch das Urteil des Bundesverwaltungsgerichts vom 18.08.2015 begründen, nach dem ein erheblicher Teil der vormals ausgewiesenen Windflächen aufgehoben wurde.

178 | II D ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Die Qualität der gemeldeten Daten war teilweise sehr heterogen. So konnten nur wenige Bundesländer Angaben zu den kommunal ausgewiesenen Windflächen machen. Auch für die Prognose entsprechend verwertbare Geodaten wurden nur von einer Minderheit der obersten Landesplanungsbehörden zur Verfügung gestellt. Trotz der soeben genannten Unklarheiten lassen sich die von der Bundesnetzagentur abgefragten Daten der obersten Landesplanungsbehörden für die Bestimmung eines regional prognostizierten Zubaus für Wind Onshore verwenden. Zwar erscheinen die diesjährigen Angaben der obersten Landesplanungsbehörden alleine (noch) nicht als valide Ausgangsbasis zur Bestimmung belastbarer Zubauten von Windkraftanlagen in den Zieljahren 2030 und 2035. Zusammen mit den Erkenntnissen aus der Verteilnetzbetreiberabfrage sowie der Berücksichtigung der historischen Zubauentwicklung liefern diese Daten jedoch wertvolle Informationen im Rahmen der Regionalisierung von Wind Onshore.

BUNDESNETZAGENTUR | 179

E Begründung der Nebenbestimmungen Die Nebenbestimmunen sollen gem. § 36 Abs. 1 VwVfG sicherstellen, dass die gesetzlichen Voraussetzungen des § 12a EnWG erfüllt werden.

1.

Kraft-Wärme-Kopplung

Die Nebenbestimmung soll sicherstellen, dass in allen Szenarien, trotz bzw. gerade wegen der vorgenommenen Änderungen, der letztlich geleistete Beitrag zur Erfüllung des energiepolitischen Ziels der Erhöhung des Anteils von Strom aus Kraft-Wärme-Kopplung ermittelt und transparent dargestellt wird. Im Szenariorahmen selbst lassen sich zur erzeugten Strommenge aus Kraft-Wärme-Kopplung noch keine Aussagen treffen, da die Genehmigung des Szenariorahmens bzw. die der Genehmigung beigefügte Kraftwerksliste lediglich Angaben zur installierten Erzeugungsleistung und deren grundsätzlicher KWKFähigkeit enthält. Grundsätzlich KWK-fähig bedeutet nicht per se, dass die gesamte installierte Kapazität KWK-fähig ist, so dass eine pauschale Berücksichtigung von grundsätzlich KWK-fähigen Kraftwerken in der Marktsimulation, der es zur Bestimmung der erzeugten Strommenge aus Kraft-Wärme-Kopplung bedarf, nicht hinreichend ist.

2.

EE-Anteil am Bruttostromverbrauch

Die Nebenbestimmung soll sicherstellen, dass in allen Szenarien, trotz bzw. gerade wegen der vorgenommenen Änderungen, der letztlich geleistete Beitrag zur Erfüllung des energiepolitischen Ziel der Erhöhung des Anteils der Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch ermittelt und transparent dargestellt wird. Im Szenariorahmen wird nur der Nettostromverbrauch bestätigt. Für die Ermittlung des Bruttostromverbrauchs sind dem Nettostromverbrauch der Kraftwerkseigenverbrauch, die Arbeit für den Betrieb von Pumpspeicherkraftwerken und die durch den Transport bedingten Netzverluste im Übertragungsnetz hinzu zu addieren. Diese Größen können jedoch nur im Voraus abgeschätzt werden und ergeben sich erst aus der Marktsimulation und der Netzberechnung. Insoweit kann erst auf Basis des nach der Marktsimulation und der Netzberechnung errechneten Bruttostromverbrauchs der tatsächliche Anteil der Erneuerbaren Energien bestimmt werden.

3.

Treibhausgasemission und Primärenergieverbrauch

Die Nebenbestimmung soll sicherstellen, dass in allen Szenarien, trotz bzw. gerade wegen der vorgenommenen Änderungen, der letztlich geleistete Beitrag zur Erfüllung der sektorübergreifenden energiepolitischen Ziele der Reduktion der Treibhausgasemissionen und der Senkung des Primärenergieverbrauchs ermittelt und transparent dargestellt wird. Im Einzelnen bietet es sich an, den Beitrag wie folgt zu ermitteln: Von den sektorspezifischen Werten des Jahres 1990 für die Treibhausgasemissionen bzw. des Jahres 2008 für den Primärenergieverbrauch werden die für das Zieljahr 2030 ermittelten Treibhausgasemissionen bzw. der für das Zieljahr 2030 ermittelte Primärenergieverbrauch des Sektors der Stromerzeugung subtrahiert. Die Differenz wird sodann durch die

180 | II E ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

sektorübergreifenden Werte des Jahres 1990 für die Treibhausgasemissionen bzw. des Jahres 2008 für den Primärenergieverbrauch dividiert. Im Szenariorahmen selbst lassen sich für das Szenarien A 2030 keine Aussagen zu Treibhausgasemissionen und zum Primärenergieverbrauch treffen, da der Szenariorahmen insoweit lediglich Annahmen zur installierten Erzeugungsleistung enthält. Zur Bestimmung der Treibhausgasemissionen und des Primärenergieverbrauchs bedarf es einer Marktsimulation, die der Genehmigung des Szenariorahmens folgt. In den Szenarien B 2030, C 2030 und B 2035 entsprechen die Treibhausgasemissionen den Zielen der Bundesregierung, da deren Einhaltung durch eine mathematische Nebenbedingung im Rahmen der Marktmodellierung von den Übertragungsnetzbetreibern sichergestellt wird.

BUNDESNETZAGENTUR | 181

F Hinweise zu den Gebühren Die Genehmigung des Szenariorahmens 2017-2030 ist gebührenpflichtig gemäß § 91 Abs. 1 Nr. 4 EnWG. Hinsichtlich dieser Gebühren ergeht ein gesonderter Bescheid nach § 91 EnWG.

G Hinweise zu den Fristen Die Bundesnetzagentur hat bewusst die Entscheidung der Bundesregierung über den weiteren Umgang mit der Novellierung des EEG 2016 abgewartet und die Genehmigung des Szenariorahmens erst vor dem Hintergrund des Kabinettsbeschlusses der Bundesregierung vom 08.06.2016 finalisiert. Die Bundesnetzagentur hat den Szenariorahmen 2017-2030 am 30.06.2016 genehmigt und den Übertragungsnetzbetreibern zugestellt. Die Übertragungsnetzbetreiber sollen gemäß § 12b Abs. 3 S. 3 EnWG spätestens am 10.12.2016 auf der Grundlage des Szenariorahmens gemeinsam einen nationalen Netzentwicklungsplan 2017-2030 und Offshore-Netzentwicklungsplan 2017-2030 zur Konsultation vorlegen (sog. 1. Entwürfe). Die Übertragungsnetzbetreiber müssen gemäß § 12b Abs. 5 EnWG spätestens am 02.05.2017 auf der Grundlage des Szenariorahmens gemeinsam einen konsultierten und überarbeiten nationalen Netzentwicklungsplan 2017-2030 und Offshore-Netzentwicklungsplan 2017-2030 zur Bestätigung vorlegen (sog. 2. Entwürfe).

182 | II G ENTSCHEIDUNGSGRÜNDE

Gegen diesen Bescheid kann binnen einer Frist von einem Monat ab Zustellung Beschwerde erhoben werden. Die Beschwerde ist schriftlich bei der Bundesnetzagentur (Hausanschrift: Tulpenfeld 4, 53113 Bonn) einzureichen. Es genügt, wenn die Beschwerde innerhalb der Frist bei dem Oberlandesgericht Düsseldorf (Hausanschrift: Cecilienallee 3, 40474 Düsseldorf) eingeht. Die Beschwerde ist zu begründen. Die Frist für die Beschwerdebegründung beträgt einen Monat. Sie beginnt mit der Einlegung der Beschwerde und kann auf Antrag von dem oder der Vorsitzenden des Beschwerdegerichts verlängert werden. Die Beschwerdebegründung muss die Erklärung, inwieweit der Bescheid angefochten und seine Abänderung oder Aufhebung beantragt wird, und die Angabe der Tatsachen und Beweismittel, auf die sich die Beschwerde stützt, enthalten. Die Beschwerdeschrift und Beschwerdebegründung müssen durch einen Rechtsanwalt unterzeichnet sein. Die Beschwerde hat keine aufschiebende Wirkung (§ 76 Abs. 1 EnWG).

(Jochen Homann) Präsident der Bundesnetzagentur

Bonn, den 30.06.2016

BUNDESNETZAGENTUR | 183

Anlagen

184 | ANHANG

Anlage 1: Kraftwerksliste BNetzAID

Kraftwerksname

Blockname

Energieträger

KWKAus­ kopplung

PLZ

Ort

Abfall

Ja

13599

Berlin

Abfall

Ja

6406

Bundes­ land

Inbe­ trieb­ nahme­ jahr

Geplante Stilllegung

Status 10.05.2016

BE

1998

Nein

in Betrieb

36,0

36,0

36,0

36,0

36,0

Bernburg

ST

2010

Nein

in Betrieb

35,0

35,0

35,0

35,0

35,0

(Ja/Nein)

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 39 GasNZV

(Ja/Nein)

(Ja/Nein)

Falls Energieträger nicht Erdgas: Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV (Ja/Nein)

Netto­ leistung 10.05.2016

Leistung Szenario A 2030

Leistung Szenario B 2030

Leistung Szenario B 2035

Leistung Szenario C 2030

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

BNA0084

Reuter

BNA0088a

Dampfturbinenanlage der EBS-Kessel

BNA0097

MVA Bielefeld

Linien 1 - 3

Abfall

Ja

33609

Bielefeld

NW

1981

Nein

in Betrieb

34,0

34,0

34,0

34,0

34,0

BNA0117a

Heizkraftwerk Karlstraße

Heizkraft-werk Karlstraße

Abfall

Ja

53115

Bonn

NW

1991

Nein

in Betrieb

12,0

12,0

12,0

12,0

12,0

BNA0139

KW Hafen

MKK

Abfall

Nein

28237

Bremen

HB

2009

Nein

in Betrieb

33,0

33,0

33,0

33,0

33,0

BNA0223a

DT

Flingern T4

Abfall

Nein

40233

Düsseldorf

NW

1955

Nein

in Betrieb

48,9

48,9

48,9

48,9

48,9

BNA0223b

DT

Flingern T1

Abfall

Ja

40233

Düsseldorf

NW

2000

Nein

in Betrieb

53,7

53,7

53,7

53,7

53,7

BNA0287a

MHKW Frankfurt

T3

Abfall

Ja

60440

Frankfurt am Main

HE

1998

Nein

in Betrieb

26,0

26,0

26,0

26,0

26,0

BNA0287b

MHKW Frankfurt

T7

Abfall

Ja

60439

Frankfurt am Main

HE

2006

Nein

in Betrieb

46,5

46,5

46,5

46,5

46,5

BNA0380

EEW Großräschen

Abfall

Ja

1983

Großräschen

BB

2008

Nein

in Betrieb

23,3

23,3

23,3

23,3

23,3

BNA0398

MVR Müllverwertung Rugenberger Damm GmbH & Co. KG

Abfall

Ja

21129

Hamburg

HH

1999

Nein

in Betrieb

24,0

24,0

24,0

24,0

24,0

BNA0407

Enertec Hameln

Linien 1,3,4

Abfall

Ja

31789

Hameln

NI

1912

Nein

in Betrieb

14,7

14,7

14,7

14,7

14,7

BNA0417

EEW Energy from Waste Hannover GmbH

Hannover

Abfall

Nein

30659

Hannover

NI

2005

Nein

in Betrieb

22,5

22,5

22,5

22,5

22,5

BNA0438

TRV Buschhaus

Linie 1-3

Abfall

Nein

38350

Helmstedt

NI

1998

Nein

in Betrieb

37,5

37,5

37,5

37,5

37,5

BNA0519

Karnap

B

Abfall

Ja

45329

Essen

NW

1987

Nein

in Betrieb

38,0

38,0

38,0

38,0

38,0

BNA0590

TREA Leuna

Linie 1

Abfall

Nein

6237

Leuna

ST

2005

Nein

in Betrieb

16,3

16,3

16,3

16,3

16,3

BNA0591

TREA Leuna

Linie 2

Abfall

Nein

6237

Leuna

ST

2007

Nein

in Betrieb

16,3

16,3

16,3

16,3

16,3

entfällt

Abfall

Ja

51373

Leverkusen

NW

2011

Nein

in Betrieb

11,6

11,6

11,6

11,6

11,6

BNA0599

Reuter M

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 38 GasNZV

BNA0616a

Kläranlage

Z564

Abfall

Ja

67056

Ludwigshafen

RP

1992

Nein

in Betrieb

12,0

12,0

12,0

12,0

12,0

BNA0622

MHKW Rothensee

Block 1

Abfall

Ja

39126

Magdeburg

ST

2005

Nein

in Betrieb

29,2

29,2

29,2

29,2

29,2

BNA0623

MHKW Rothensee

Block 2

Abfall

Ja

39126

Magdeburg

ST

2006

Nein

in Betrieb

29,2

29,2

29,2

29,2

29,2

BNA0640

HKW Mannheim

Turbine 3

Abfall

nein

68169

Mannheim

BW

2005

Nein

in Betrieb

8,7

8,7

8,7

8,7

8,7

BNA0641a

HKW Mannheim

Turbine 60

Abfall

Ja

68169

Mannheim

BW

2009

Nein

in Betrieb

22,1

22,1

22,1

22,1

22,1

BNA0641b

HKW Mannheim

Turbine D.0

Abfall

Ja

68169

Mannheim

BW

2012

Nein

in Betrieb

8,1

8,1

8,1

8,1

8,1

BNA0641c

HKW Mannheim

Turbine E.0

Abfall

Ja

68169

Mannheim

BW

2012

Nein

in Betrieb

5,8

5,8

5,8

5,8

5,8

BNA0746

HKW Sandreuth

Abfall

Ja

90441

Nürnberg

BY

1996

Nein

in Betrieb

18,0

18,0

18,0

18,0

18,0

BNA0750

GMVA Niederrhein

Abfall

Ja

46049

Oberhausen

NW

1990

Nein

in Betrieb

40,4

40,4

40,4

40,4

40,4

BNA0751

GMVA Niederrhein

Abfall

Ja

46049

Oberhausen

NW

2006

Nein

in Betrieb

21,1

21,1

21,1

21,1

21,1

BNA0845

MHKW, WKW

Abfall

Ja

83022

Rosenheim

BY

1988

Nein

in Betrieb

9,0

9,0

9,0

9,0

9,0

BNA0855

IKW Rüdersdorf

Abfall

Nein

15562

Rüdersdorf bei Berlin

BB

2009

Nein

in Betrieb

30,0

30,0

30,0

30,0

30,0

BNA0895

GKS

entfällt

Abfall

Ja

97424

Schweinfurt

BY

1994

Nein

in Betrieb

24,4

24,4

24,4

24,4

24,4

BNA0939a

Restmüll-Heizkraftwerk Stuttgart-Münster

MÜN DT19 neu

Abfall

Ja

70376

Stuttgart

BW

2009

Nein

in Betrieb

19,5

19,5

19,5

19,5

19,5

BNA0969a

Nord 1

1

Abfall

Ja

85774

Unterföhring

BY

1992

Nein

in Betrieb

18,0

18,0

18,0

18,0

18,0

BNA0969c

Nord 3

3

Abfall

Ja

85774

Unterföhring

BY

1984

Nein

in Betrieb

22,0

22,0

22,0

22,0

22,0

BNA1020

MVA Weisweiler

MVA

Abfall

Ja

52249

Weisweiler

NW

1996

Nein

in Betrieb

24,0

24,0

24,0

24,0

24,0

BNA1108

PD energy GmbH

Abfall

Ja

6749

Bitterfeld - Wolfen

ST

2010

Nein

in Betrieb

9,9

9,9

9,9

9,9

9,9

BNA1110

Restmüllheizkraftwerk Böblingen

Abfall

Ja

71032

Böblingen

BW

1999

Nein

in Betrieb

9,5

9,5

9,5

9,5

9,5

Ausspeisung 10/110kV (Turbine 2) Ausspeisung 10/25kV (Turbine 1) T1a/b, T2

Müllverbrennung

BUNDESNETZAGENTUR | 185

BNetzAID

Kraftwerksname

Blockname

Energieträger

KWKAus­ kopplung

PLZ

Ort

Abfall

Ja

28219

Bremen

Bundes­ land

Inbe­ trieb­ nahme­ jahr

Geplante Stilllegung

Status 10.05.2016

HB

2012

Nein

in Betrieb

44,0

44,0

44,0

44,0

44,0

(Ja/Nein) MHKW

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 38 GasNZV

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 39 GasNZV

(Ja/Nein)

(Ja/Nein)

Falls Energieträger nicht Erdgas: Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV (Ja/Nein)

Netto­ leistung 10.05.2016

Leistung Szenario A 2030

Leistung Szenario B 2030

Leistung Szenario B 2035

Leistung Szenario C 2030

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

BNA1114

MHKW

BNA1116

BEG

Abfall

Ja

27570

Bremerhaven

HB

1977

Nein

in Betrieb

14,0

14,0

14,0

14,0

14,0

BNA1119

MHKW Burgkirchen

Abfall

Nein

84508

Burgkirchen

BY

1994

Nein

in Betrieb

12,5

12,5

12,5

12,5

12,5

BNA1139

TREA Breisgau

Abfall

Ja

79427

Eschbach

BW

2005

Nein

in Betrieb

13,6

13,6

13,6

13,6

13,6

BNA1144

EEW Göppingen

Abfall

Ja

73037

Göppingen

BW

2009

Nein

in Betrieb

11,0

11,0

11,0

11,0

11,0

BNA1148

MVA Hamm

Abfall

Ja

59075

Hamm

NW

1985

Nein

in Betrieb

14,6

14,6

14,6

14,6

14,6

BNA1154

RZR Herten I

RZR I

Abfall

Ja

45699

Herten

NW

1982

Nein

in Betrieb

12,5

12,5

12,5

12,5

12,5

BNA1155

RZR Herten II

RZR II

Abfall

Nein

45699

Herten

NW

2009

Nein

in Betrieb

17,1

17,1

17,1

17,1

17,1

BNA1161

MVA Ingolstadt

Müllheizkraftwerk (MHKW)

Abfall

Ja

85055

Ingolstadt

BY

1984

Nein

in Betrieb

25,5

25,5

25,5

25,5

25,5

BNA1167

Abfallentsorgungszentrum Asdonkshof

MVA

Abfall

Ja

47475

Kamp-Lintfort

NW

1997

Nein

in Betrieb

16,0

16,0

16,0

16,0

16,0

BNA1168

Müllheizkraftwerk

Abfall

Ja

34123

Kassel

HE

1985

Nein

in Betrieb

14,7

14,7

14,7

14,7

14,7

BNA1184

RMVA Köln

RMVA Köln

Abfall

Ja

50735

Köln

NW

1997

Nein

in Betrieb

45,1

45,1

45,1

45,1

45,1

BNA1186a

MKVA Krefeld

Turbine 3

Abfall

Ja

47829

Krefeld

NW

1982

Nein

in Betrieb

13,5

13,5

13,5

13,5

13,5

BNA1186b

MKVA Krefeld

Turbine 4

Abfall

Nein

47829

Krefeld

NW

2001

Nein

in Betrieb

13,8

13,8

13,8

13,8

13,8

BNA1186c

MKVA Krefeld

Turbine 2

Abfall

Ja

47829

Krefeld

NW

1976

Nein

in Betrieb

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

BNA1186d

MKVA Krefeld

Turbine 5

Abfall

Ja

47829

Krefeld

NW

1997

Nein

in Betrieb

2,8

2,8

2,8

2,8

2,8

BNA1186e

MKVA Krefeld

Turbine 1

Abfall

Ja

47829

Krefeld

NW

1976

Nein

in Betrieb

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

BNA1190

Thermische Abfallbehandlung Lauta GmbH & Co. oHG

Abfall

Ja

2991

Lauta

SN

2004

Nein

in Betrieb

15,7

15,7

15,7

15,7

15,7

BNA1197

FHKW Ludwigshafen

Abfall

Ja

67063

Ludwigshafen

RP

1967

Nein

in Betrieb

28,0

28,0

28,0

28,0

28,0

BNA1198

SITA Abfallverwertung GmbH

Abfall

Ja

6686

Lützen OT Zorbau

ST

2005

Nein

in Betrieb

25,4

25,4

25,4

25,4

25,4

BNA1199

MHKW Mainz

Abfall

Ja

55120

Mainz

RP

2009

Nein

in Betrieb

15,6

15,6

15,6

15,6

15,6

BNA1222

Müllheizkraftwerk Offenbach

Abfall

Ja

63069

Offenbach

HE

1972

Nein

in Betrieb

10,4

10,4

10,4

10,4

10,4

BNA1229

MHKW Pirmasens

Abfall

Ja

66954

Pirmasens

RP

1999

Nein

in Betrieb

15,0

15,0

15,0

15,0

15,0

BNA1232

ZWSF

ZWSF

Abfall

Nein

14727

Premnitz

BB

2002

Nein

in Betrieb

2,5

2,5

2,5

2,5

2,5

BNA1233

EVE

EVE

Abfall

Ja

14727

Premnitz

BB

2009

Nein

in Betrieb

14,5

14,5

14,5

14,5

14,5

BNA1243

EBS-HKW Rostock

Abfall

Ja

18147

Rostock

MV

2009

Nein

in Betrieb

17,0

17,0

17,0

17,0

17,0

BNA1244

AVA Velsen

Abfall

Ja

66127

Saarbrücken-Velsen

SL

1997

Nein

in Betrieb

15,8

15,8

15,8

15,8

15,8

BNA1254

Müllkraftwerk Schwandorf

Abfall

Ja

92421

Schwandorf

BY

1982

Nein

in Betrieb

54,0

54,0

54,0

54,0

54,0

BNA1255

Kraftwerk Schwedt GmbH & Co.KG

Abfall

Ja

16303

Schwedt

BB

2011

Nein

in Betrieb

28,9

28,9

28,9

28,9

28,9

Abfall

Ja

22145

Stapelfeld

SH

1978

Nein

in Betrieb

16,4

16,4

16,4

16,4

16,4

Abfall

Ja

39418

Staßfurt

ST

2008

Nein

in Betrieb

24,0

24,0

24,0

24,0

24,0

Abfall

Ja

98544

Zella-Mehlis

TH

2007

Nein

in Betrieb

11,2

11,2

11,2

11,2

11,2

Abfall

Ja

58636

Iserlohn

NW

1981

Nein

in Betrieb

12,6

12,6

12,6

12,6

12,6

Abfall

Ja

56626

Andernach

RP

2009

Nein

in Betrieb

12,5

12,5

12,5

12,5

12,5

Abfall

Ja

86167

Augsburg

BY

1993

Nein

in Betrieb

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

Turb. Neu

FHKW

BNA1261 BNA1262

REMONDIS Thermische Abfallverwertung GmbH

BNA1286

Restabfallbehandlungsanlage

BNA1289

AMK ­ Abfallentsorgungsgesellschaft des Märkischen Kreises mbH

BNA1291

IHKW Andernach

BNA1295

AVA GmbH

BNA1316

Müllheizkraftwerk

Abfall

Ja

42349

Wuppertal

NW

1976

Nein

in Betrieb

30,0

30,0

30,0

30,0

30,0

BNA1330

Steinbeis Energie

Abfall

Ja

25348

Glückstadt

SH

2010

Nein

in Betrieb

17,0

17,0

17,0

17,0

17,0 11,9

1

AHKW

BNA1447a

G2

Abfall

Ja

67547

Worms

RP

1990

Nein

in Betrieb

11,9

11,9

11,9

11,9

BNA1447b

G3/Kontu

Abfall

Nein

67547

Worms

RP

2011

Nein

in Betrieb

6,9

6,9

6,9

6,9

6,9

Linie 3 + 4

Abfall

Ja

66538

Neunkirchen

SL

1999

Nein

in Betrieb

11,6

11,6

11,6

11,6

11,6

BNA1448

AHKW Neunkirchen

BNA1449a

Turbosatz 1

Abfall

Ja

97076

Würzburg

BY

1984

Nein

in Betrieb

8,7

8,7

8,7

8,7

8,7

BNA1449b

Turbosatz 2

Abfall

Ja

97076

Würzburg

BY

1998

Nein

in Betrieb

12,0

12,0

12,0

12,0

12,0

BNA1490

EBKW Knapsack

Abfall

Ja

50354

Hürth

NW

2008

Nein

in Betrieb

33,4

33,4

33,4

33,4

33,4

BNA1510

HHer Rieger

Abfall

Ja

3130

Spremberg

BB

2013

Nein

in Betrieb

18,7

18,7

18,7

18,7

18,7

186 | ANHANG

BNetzAID

Kraftwerksname

Blockname

Energieträger

KWKAus­ kopplung

PLZ

Ort

Abfall

Ja

65205

Wiesbaden

Abfall

Ja

42349

Wuppertal

Abfall

Ja

Bundes­ land

Inbe­ trieb­ nahme­ jahr

Geplante Stilllegung

Status 10.05.2016

2014

Nein

in Betrieb

10,5

10,5

10,5

10,5

Nein

in Planung

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

2015

Nein

in Betrieb

83,4

83,4

83,4

83,4

83,4

(Ja/Nein) BNA1520

Biomasseheizkraftwerk Wiesbaden

BNAP133

HE

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 38 GasNZV

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 39 GasNZV

(Ja/Nein)

(Ja/Nein)

Falls Energieträger nicht Erdgas: Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV (Ja/Nein)

Netto­ leistung 10.05.2016

Leistung Szenario A 2030

Leistung Szenario B 2030

Leistung Szenario B 2035

Leistung Szenario C 2030

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

[MW] 10,5

n.v.

KWK-Anlagen<10MW

BNA0081

Klingenberg

Klingenberg

Braunkohle

Ja

10317

Berlin

BE

1981

Nein

in Betrieb

164,0

164,0

0,0

0,0

0,0

BNA0115

Lippendorf

R

Braunkohle

Ja

4007

Böhlen

SN

2000

Nein

in Betrieb

875,0

875,0

875,0

875,0

875,0

BNA0116

Braunkohlekraftwerk Lippendorf

LIP S

Braunkohle

Ja

4564

Böhlen

SN

1999

Nein

in Betrieb

875,0

875,0

875,0

875,0

875,0

BNA0122

Boxberg

N

Braunkohle

Ja

2943

Boxberg

SN

1979

Nein

in Betrieb

465,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0123

Boxberg

P

Braunkohle

Ja

2944

Boxberg

SN

1980

Nein

in Betrieb

465,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0124

Boxberg

Q

Braunkohle

Ja

2945

Boxberg

SN

2000

Nein

in Betrieb

857,0

857,0

857,0

857,0

857,0

BNA0177

HKW Chemnitz Nord II

Block B

Braunkohle

Ja

9115

Chemnitz

SN

1988

Nein

in Betrieb

56,8

56,8

56,8

0,0

0,0

BNA0179

HKW Chemnitz Nord II

Block C

Braunkohle

Ja

9116

Chemnitz

SN

1990

Nein

in Betrieb

90,8

90,8

90,8

0,0

0,0

BNA0183

HKW Cottbus

1

Braunkohle

Ja

3052

Cottbus

BB

1999

Nein

in Betrieb

74,0

74,0

74,0

74,0

74,0

BNA0194

Kraftwerk Dessau

Braunkohle

Ja

6842

Dessau-Roßlau

ST

1996

Nein

in Betrieb

49,0

49,0

49,0

49,0

49,0

BNA0196

Deuben

Braunkohle

Ja

6682

Teuchern

ST

1936

Nein

in Betrieb

67,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0284

Heizkraftwerk FFO

Block1-GuD-EK

Braunkohle

Ja

15236

Frankfurt Oder

BB

1997

Nein

in Betrieb

45,0

45,0

45,0

45,0

45,0

BNA0292

Frechen/Wachtberg

Frechen/Wachtberg

Braunkohle

Ja

50226

Frechen

NW

1959

Nein

in Betrieb

118,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0313

Frimmersdorf

P

Braunkohle

Ja

41517

NW

1966

Nein

in Betrieb

284,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0314

Frimmersdorf

Q

Braunkohle

Nein

41517

NW

1970

Nein

in Betrieb

278,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0439

Buschhaus

D

Braunkohle

Nein

38350

Helmstedt

NI

1985

Nein

in Betrieb

352,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0490a

Goldenberg

F

Braunkohle

Ja

50354

Hürth

NW

1993

Nein

in Betrieb

40,0

40,0

40,0

40,0

40,0

BNA0491

Ville/Berrenrath

Ville/Berrenrath

Braunkohle

Ja

50354

Hürth

NW

1991

Nein

in Betrieb

52,0

52,0

52,0

52,0

52,0

BNA0523

FKK

Braunkohle

Ja

34134

Kassel

HE

1988

Nein

in Betrieb

33,5

33,5

33,5

0,0

0,0

BNA0543

HKW Merkenich

Block 6

Braunkohle

Ja

50769

Köln

NW

2010

Nein

in Betrieb

75,3

75,3

75,3

75,3

75,3

BNA0696

Neurath

A

Braunkohle

Nein

41517

Grevenbroich-Neurath

NW

1972

Nein

in Betrieb

277,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0697

Neurath

B

Braunkohle

Nein

41517

Grevenbroich-Neurath

NW

1972

Nein

in Betrieb

288,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0698

Neurath

C

Braunkohle

Nein

41517

Grevenbroich-Neurath

NW

1973

Nein

in Betrieb

292,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0699

Neurath

D

Braunkohle

Ja

41517

Grevenbroich-Neurath

NW

1975

Nein

in Betrieb

607,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0700

Neurath

E

Braunkohle

Ja

41517

Grevenbroich-Neurath

NW

1976

Nein

in Betrieb

604,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0705

Niederaußem

D

Braunkohle

Nein

50129

bergheim

NW

1968

Nein

in Betrieb

297,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0706

Niederaußem

F

Braunkohle

Nein

50129

bergheim

NW

1971

Nein

in Betrieb

299,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0707

Niederaußem

H

Braunkohle

Nein

50129

bergheim

NW

1974

Nein

in Betrieb

648,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0708

Niederaußem

G

Braunkohle

Ja

50129

bergheim

NW

1974

Nein

in Betrieb

653,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0709

Niederaußem

K

Braunkohle

Nein

50129

bergheim

NW

2002

Nein

in Betrieb

944,0

944,0

944,0

944,0

944,0

BNA0710

Niederaußem

B

Braunkohle

Nein

50129

bergheim

NW

1963

Nein

125,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0711

Niederaußem

A

Braunkohle

Nein

50129

bergheim

NW

1963

Nein

125,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0712

Niederaußem

C

Braunkohle

Nein

50129

bergheim

NW

1965

Nein

in Betrieb

294,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0713

Niederaußem

E

Braunkohle

Nein

50129

bergheim

NW

1970

Nein

in Betrieb

295,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0714

Fortuna Nord

Fortuna Nord

Braunkohle

Ja

50129

bergheim

NW

1984

Nein

in Betrieb

15,0

15,0

0,0

0,0

0,0

BNA0785

KW Jänschwalde

A

Braunkohle

Ja

3185

Peitz

BB

1981

Nein

in Betrieb

465,0

465,0

0,0

0,0

0,0

BNA0786

KW Jänschwalde

B

Braunkohle

Ja

3185

Peitz

BB

1982

Nein

in Betrieb

465,0

465,0

0,0

0,0

0,0

BNA0787

KW Jänschwalde

C

Braunkohle

Ja

3185

Peitz

BB

1984

Nein

in Betrieb

465,0

465,0

0,0

0,0

0,0

BNA0788

KW Jänschwalde

D

Braunkohle

Ja

3185

Peitz

BB

1985

Nein

in Betrieb

465,0

465,0

0,0

0,0

0,0

BNA0789

KW Jänschwalde

E

Braunkohle

Ja

3185

Peitz

BB

1987

Nein

in Betrieb

465,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0790

KW Jänschwalde

F

Braunkohle

Ja

3185

Peitz

BB

1989

Nein

in Betrieb

465,0

0,0

0,0

0,0

0,0

GrevenbroichFrimmersdorf GrevenbroichFrimmersdorf

vorläufig stillgelegt vorläufig stillgelegt

BUNDESNETZAGENTUR | 187

BNetzAID

Kraftwerksname

Blockname

Energieträger

KWKAus­ kopplung

PLZ

Ort

Bundes­ land

Inbe­ trieb­ nahme­ jahr

Geplante Stilllegung

Status 10.05.2016

(Ja/Nein)

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 38 GasNZV

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 39 GasNZV

(Ja/Nein)

(Ja/Nein)

Falls Energieträger nicht Erdgas: Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV (Ja/Nein)

Netto­ leistung 10.05.2016

Leistung Szenario A 2030

Leistung Szenario B 2030

Leistung Szenario B 2035

Leistung Szenario C 2030

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

BNA0878

Schkopau

A

Braunkohle

Ja

6258

Schkopau

ST

1996

Nein

in Betrieb

450,0

450,0

450,0

450,0

450,0

BNA0879

Schkopau

B

Braunkohle

Ja

6258

Schkopau

ST

1996

Nein

in Betrieb

450,0

450,0

450,0

450,0

450,0

BNA0914

Schwarze Pumpe

A

Braunkohle

Ja

3130

Spremberg

BB

1997

Nein

in Betrieb

750,0

750,0

750,0

750,0

750,0

BNA0915

Schwarze Pumpe

B

Braunkohle

Ja

3131

Spremberg

BB

1998

Nein

in Betrieb

750,0

750,0

750,0

750,0

750,0

BNA1002

Wählitz

Braunkohle

Ja

6679

Wählitz

ST

1994

Nein

in Betrieb

31,0

31,0

31,0

31,0

31,0

BNA1025

Weisweiler

E

Braunkohle

Nein

52249

Eschweiler-Weisweiler

NW

1965

Nein

in Betrieb

312,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA1026

Weisweiler

F

Braunkohle

Nein

52249

Eschweiler-Weisweiler

NW

1967

Nein

in Betrieb

304,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA1027

Weisweiler

G

Braunkohle

Ja

52249

Eschweiler-Weisweiler

NW

1974

Nein

in Betrieb

592,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA1028

Weisweiler

H

Braunkohle

Ja

52249

Eschweiler-Weisweiler

NW

1975

Nein

in Betrieb

592,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA1097

Kohlekraftwerk

K06

Braunkohle

Ja

53909

Zülpich

NW

2010

Nein

in Betrieb

14,4

14,4

14,4

14,4

14,4

BNA1141

P&L Werk Euskirchen

Kessel 4 / 6

Braunkohle

Ja

53879

Euskirchen

NW

2013

Nein

in Betrieb

14,5

14,5

14,5

14,5

14,5

BNA1164

P&L Werk Jülich

Kessel 5

Braunkohle

Ja

52428

Jülich

NW

2004

Nein

in Betrieb

24,6

24,6

24,6

24,6

24,6

BNA1185

P&L Werk Könnern

Kessel 1 und 2

Braunkohle

Ja

6420

Könnern

ST

1993

Nein

in Betrieb

20,3

20,3

20,3

20,3

20,3

BNA1293a

Kraftwerk

K1/TG1

Braunkohle

Ja

50127

bergheim

NW

1995

Nein

vorläufig stillgelegt

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

BNA1293b

Kraftwerk

K2/TG2

Braunkohle

Ja

50127

bergheim

NW

1995

Nein

in Betrieb

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

BNA1400a

EZ1

WSK

Braunkohle

Ja

6712

Zeitz

ST

1993

Nein

in Betrieb

18,5

18,5

18,5

18,5

18,5

BNA1401a

BoA 2

Neurath F

Braunkohle

nein

41517

Grevenbroich

NW

2012

Nein

in Betrieb

1050,0

1050,0

1050,0

1050,0

1050,0

BNA1401b

BoA 3

Neurath G

Braunkohle

nein

41517

Grevenbroich

NW

2012

Nein

in Betrieb

1050,0

1050,0

1050,0

1050,0

1050,0

BNA1404

Boxberg

R

Braunkohle

Nein

2943

Boxberg

SN

2012

Nein

in Betrieb

640,0

640,0

640,0

640,0

640,0

BNA1451

HKW Sachtleben

Braunkohle

Ja

47198

Duisburg

NW

1962

Nein

in Betrieb

27,5

0,0

0,0

0,0

0,0

Braunkohle

Ja

6712

Zeitz

ST

2005

Nein

in Betrieb

17,5

17,5

17,5

17,5

17,5

BNA1461 BNA1486

Grubenheizkraftwerk

Braunkohle

Ja

6317

Seegebiet Mansfelder Land

ST

1979

Nein

in Betrieb

49,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA1511a

Kessel 4

Braunkohle

Ja

52355

Düren

NW

1983

Nein

in Betrieb

9,3

9,3

0,0

0,0

0,0

BNAP057

BoAplus

Braunkohle

nein

50129

Niederaußem

2020

Nein

in Planung

1100,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNAP104

KW Profen

Braunkohle

Ja

2019

Nein

in Planung

602,0

0,0

0,0

0,0

0,0

n.v.

KWK-Anlagen<10MW

Braunkohle

Ja

2015

Nein

in Betrieb

84,1

84,1

84,1

84,1

84,1

BNA0005

Ahrensfelde

GT A

Erdgas

Nein

16356

Ahrensfelde

BB

1990

Ja

in Betrieb

37,5

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0006

Ahrensfelde

GT B

Erdgas

Nein

16356

Ahrensfelde

BB

1990

Ja

in Betrieb

37,5

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0007

Ahrensfelde

GT C

Erdgas

Nein

16356

Ahrensfelde

BB

1990

Ja

in Betrieb

37,5

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0008

Ahrensfelde

GT D

Erdgas

Nein

16356

Ahrensfelde

BB

1990

Ja

in Betrieb

37,5

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0012b

Werkskraftwerk Sappi Alfeld

Gaskraftwerk

Erdgas

Ja

31061

Alfeld

NI

1947

Nein

in Betrieb

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

ALT GT E (solo)

Erdgas

Ja

73776

Altbach

BW

1997

Nein

in Betrieb

65,0

65,0

65,0

65,0

65,0

ALT GT A (Solo)

Erdgas

Nein

73776

Altbach

BW

1971

Nein

in Betrieb

50,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ALT GT B

Erdgas

Nein

73776

Altbach

BW

1973

Nein

in Betrieb

57,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ALT GT C

Erdgas

Nein

73776

Altbach

BW

1975

Nein

in Betrieb

81,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Erdgas

Ja

17389

Anklam

MV

1993

Nein

in Betrieb

15,1

15,1

15,1

15,1

15,1

BNA0015 BNA0016 BNA0017 BNA0018

Heizkraftwerk Altbach/Deizisau Heizkraftwerk Altbach/Deizisau Heizkraftwerk Altbach/Deizisau Heizkraftwerk Altbach/Deizisau

L

BNA0025

Kesselhaus Zuckerfabrik

BNA0033

Gasturbine

GT

Erdgas

Ja

86165

Augsburg

BY

2004

Nein

in Betrieb

28,8

28,8

28,8

28,8

28,8

BNA0051

KWK-Anlage Barby

-

Erdgas

Ja

39249

Barby

ST

1993

Nein

in Betrieb

18,0

18,0

18,0

18,0

18,0

BNA0059b

GuD Baunatal, VW Werksgelände

Erdgas

Ja

34225

Baunatal

HE

2013

Nein

in Betrieb

78,0

78,0

78,0

78,0

78,0

BNA0073

Mitte

GuD Mitte

Erdgas

Ja

10179

Berlin

BE

1996

Nein

in Betrieb

444,0

444,0

444,0

444,0

444,0

BNA0074

Charlottenburg

Charlottenburg

Erdgas

Ja

10589

Berlin

BE

1975

Nein

in Betrieb

211,0

211,0

211,0

211,0

211,0

BNA0075

Lichterfelde

Lichterfelde 1

Erdgas

Ja

12207

Berlin

BE

1972

Ja

in Betrieb

144,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0076

Lichterfelde

Lichterfelde 3

Erdgas

Ja

12207

Berlin

BE

1974

Ja

in Betrieb

144,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0080

Lichterfelde

Lichterfelde 2

Erdgas

Ja

12207

Berlin

BE

1973

Ja

in Betrieb

144,0

0,0

0,0

0,0

0,0

188 | ANHANG

BNetzAID

Kraftwerksname

Blockname

Energieträger

KWKAus­ kopplung

PLZ

Ort

Bundes­ land

Inbe­ trieb­ nahme­ jahr

Geplante Stilllegung

Status 10.05.2016

(Ja/Nein)

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 38 GasNZV

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 39 GasNZV

(Ja/Nein)

(Ja/Nein)

Falls Energieträger nicht Erdgas: Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV (Ja/Nein)

Netto­ leistung 10.05.2016

Leistung Szenario A 2030

Leistung Szenario B 2030

Leistung Szenario B 2035

Leistung Szenario C 2030

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

BNA0088b

Industriekraftwerk Bernburg (IKB)

Erdgas

Ja

6406

bernburg

ST

1994

Nein

in Betrieb

66,0

66,0

66,0

66,0

66,0

BNA0098

HKW Schildescher Straße

Erdgas

Ja

33611

Bielefeld

NW

1978

Nein

in Betrieb

23,0

23,0

23,0

23,0

23,0

BNA0100

GuD Kraftwerk Hillegossen

Erdgas

Ja

33697

Bielefeld

NW

2005

Nein

in Betrieb

37,5

37,5

37,5

37,5

37,5

BNA0101

HKW Schildescher Straße

Erdgas

Ja

33611

Bielefeld

NW

1966

Nein

in Betrieb

41,0

41,0

41,0

41,0

41,0

BNA0105

GuD Bitterfeld

Erdgas

Ja

6749

Bitterfeld

ST

2000

Nein

in Betrieb

106,0

106,0

106,0

106,0

106,0

BNA0110

Bochum

Erdgas

Ja

44799

Bochum

NW

2004

Nein

in Betrieb

20,7

20,7

20,7

20,7

20,7

BNA0111

HKW Hiltrop

Erdgas

Ja

44805

Bochum

NW

2014

Nein

in Betrieb

44,0

44,0

44,0

44,0

44,0

BNA0117b

Heizkraftwerk Karlstraße

Erdgas

Ja

53115

Bonn

NW

2013

Nein

in Betrieb

95,0

95,0

95,0

95,0

95,0

BNA0129

HKW

Erdgas

Ja

14772

Brandenburg

BB

1997

Nein

in Betrieb

36,0

36,0

36,0

36,0

36,0

BNA0130

Kirchmöser

Erdgas

Nein

14774

Brandenburg

BB

1994

Nein

in Betrieb

160,0

160,0

160,0

0,0

160,0

BNA0135

HKW-Mitte

Block 12

Erdgas

Ja

38106

Braunschweig

NI

1971

Nein

in Betrieb

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

BNA0136

HKW-Mitte

GuD

Erdgas

Ja

38106

Braunschweig

NI

2010

Nein

in Betrieb

74,0

74,0

74,0

74,0

74,0

BNA0137

HKW-Nord

GT

Erdgas

Ja

38112

Braunschweig

NI

1965

Nein

in Betrieb

25,0

25,0

25,0

25,0

25,0

BNA0140

KW Hastedt

Block 14

Erdgas

Ja

28207

Bremen

HB

1972

Nein

vorläufig stillgelegt

155,0

155,0

155,0

155,0

155,0

BNA0156b

Egger Kraftwerk Briilon

Gasturbinen - KWK ­ Anlage

Erdgas

Ja

59929

Brilon

NW

1996

Nein

in Betrieb

13,5

13,5

13,5

13,5

13,5

BNA0172a

Dampfkraftwerk BGH - O1

Erdgas

Ja

84489

Burghausen

BY

2001

Nein

in Betrieb

120,0

120,0

120,0

120,0

120,0

Erdgas

Ja

84489

Burghausen

BY

1977

Nein

in Betrieb

50,0

50,0

50,0

50,0

50,0

Erdgas

Ja

84508

Burgkirchen

BY

2002

Nein

in Betrieb

49,0

49,0

49,0

49,0

49,0

GuD

KBO Heizkraftwerk Karlstraße

BNA0172b BNA0174

Industriepark Werk Gendorf

BNA0178

HKW Chemnitz Nord II

Block A

Erdgas

Ja

9114

Chemnitz

SN

1986

Nein

in Betrieb

57,2

57,2

57,2

57,2

57,2

BNA0199

Dormagen

GuD

Erdgas

Ja

41539

Dormagen

NW

2000

Nein

in Betrieb

586,3

586,3

586,3

586,3

586,3

BNA0202

Dortmund

KDO

Erdgas

Ja

44143

Dortmund

NW

2004

Nein

in Betrieb

26,0

26,0

26,0

26,0

26,0

BNA0207

HKW Dresden-Nossener Brücke

HKW DresdenNossener Brücke

Erdgas

Ja

1169

Dresden

SN

1995

Nein

in Betrieb

263,0

263,0

263,0

263,0

263,0

BNA0213

HKW III/A

HKW III/A

Erdgas

Ja

47249

Duisburg

NW

2002

Nein

in Betrieb

40,0

40,0

40,0

40,0

40,0

BNA0214

HKW III/B

HKW III/B

Erdgas

Ja

47249

Duisburg

NW

2005

Nein

in Betrieb

234,0

234,0

234,0

234,0

234,0

BNA0220

GuD

AGuD

Erdgas

Ja

40221

Düsseldorf

NW

2000

Nein

in Betrieb

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

BNA0221a

GT

Block E GTE2

Erdgas

Nein

40221

Düsseldorf

NW

1974

Nein

in Betrieb

64,7

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0221b

GT

Block E GTE1

Erdgas

Nein

40221

Düsseldorf

NW

1974

Nein

in Betrieb

66,7

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0221c

Gasblock

Block E

Erdgas

Ja

40221

Düsseldorf

NW

1976

Nein

in Betrieb

293,0

293,0

293,0

293,0

293,0

BNA0232c

Werkskraftwerk Sappi Ehingen

Erdgas

Ja

89584

Ehingen

BW

1976

Nein

in Betrieb

4,0

4,0

4,0

4,0

4,0

BNA0233

Kombikraftwerk

Erdgas

Ja

4838

Eilenburg

SN

1993

Nein

in Betrieb

46,6

46,6

46,6

46,6

46,6

BNA0239

Huntorf

Erdgas

Nein

26931

Elsfleth

NI

1978

Nein

in Betrieb

321,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0243

HKW Eltmann

Erdgas

Ja

97483

Eltmann

BY

2008

Nein

in Betrieb

57,0

57,0

57,0

57,0

57,0

BNA0245a

Emden Gas

Erdgas

Nein

26725

Emden

NI

1973

Nein

in Betrieb

50,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0245b

Emden Gas

Erdgas

Nein

26725

Emden

NI

1973

Nein

vorläufig stillgelegt

380,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0255

HKW Iderhoffstraße

Erdgas

Ja

99085

Erfurt

TH

1996

Nein

in Betrieb

11,0

11,0

11,0

11,0

11,0

BNA0256a

HKW Erfurt-Ost

Erdgas

Ja

99087

Erfurt

TH

2000

Nein

in Betrieb

76,5

76,5

76,5

76,5

76,5

BNA0256b

HKW Erfurt-Ost

Linie 3

Erdgas

Ja

99087

Erfurt

TH

2014

Nein

in Betrieb

32,6

32,6

32,6

32,6

32,6

BNA0261a

HKW Erlangen

GuD I

Erdgas

Ja

91052

Erlangen

BY

2005

Nein

in Betrieb

21,6

21,6

21,6

21,6

21,6

BNA0261c

HKW Erlangen

GuD 2

Erdgas

Ja

91052

Erlangen

BY

2014

Nein

in Betrieb

6,7

6,7

6,7

6,7

6,7

BNA0285

HKW Niederrad

Block 1

Erdgas

Ja

60528

Frankfurt am Main

HE

2005

Nein

in Betrieb

70,0

70,0

70,0

70,0

70,0

BNA0286

HKW West

Block 4

Erdgas

Ja

60627

Frankfurt am Main

HE

1994

Nein

in Betrieb

99,0

99,0

99,0

99,0

99,0

BNA0288

HKW Niederrad

Block 2

Erdgas

Ja

60528

Frankfurt am Main

HE

1973

Ja

in Betrieb

56,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0293

GuD Anlage WVK

GuD Anlage

Erdgas

Ja

79108

Freiburg

BW

1998

Nein

in Betrieb

60,1

60,1

60,1

60,1

60,1

BNA0343

Heizkraftwerk Gera-Nord

Erdgas

Ja

7546

Gera

TH

1996

Nein

in Betrieb

74,0

74,0

74,0

74,0

74,0

BUNDESNETZAGENTUR | 189

BNetzAID

Kraftwerksname

Blockname

Energieträger

KWKAus­ kopplung

PLZ

Ort

Erdgas

Ja

37075

Göttingen

Erdgas

Ja

17489

Erdgas

Ja

Erdgas

Bundes­ land

Inbe­ trieb­ nahme­ jahr

Geplante Stilllegung

Status 10.05.2016

NI

1998

Nein

in Betrieb

18,8

18,8

18,8

18,8

18,8

Greifswald

MV

1996

Nein

in Betrieb

14,7

14,7

14,7

14,7

14,7

79639

Grenzach-Wyhlen

BW

2004

Nein

in Betrieb

40,0

40,0

40,0

40,0

40,0

Nein

63538

Großkrotzenburg

HE

1977

Ja, gesetzlich gehindert

in Betrieb

622,0

0,0

0,0

0,0

0,0

(Ja/Nein)

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 38 GasNZV

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 39 GasNZV

(Ja/Nein)

(Ja/Nein)

Falls Energieträger nicht Erdgas: Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV (Ja/Nein)

Netto­ leistung 10.05.2016

Leistung Szenario A 2030

Leistung Szenario B 2030

Leistung Szenario B 2035

Leistung Szenario C 2030

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

BNA0354

HKW Göttingen

BNA0360

HKW "Helmshäger Berg"

BNA0361

Kraftwerk Grenzach-Wyhlen

BNA0374

Staudinger

BNA0386

Energiezentrum Mohn Media

Erdgas

Ja

33334

Gütersloh

NW

1994

Nein

in Betrieb

22,0

22,0

22,0

22,0

22,0

BNA0389

Heizkraftwerk Hagen-Kabel

H4/5

Erdgas

Ja

58099

Hagen

NW

1980

Nein

in Betrieb

230,0

230,0

230,0

230,0

230,0

BNA0392a

HKW Halle Trotha

Block A und B

Erdgas

Ja

6130

Halle

ST

2005

Nein

in Betrieb

97,0

97,0

97,0

97,0

97,0

BNA0392b

HKW Halle Trotha

GuD

Erdgas

Ja

6130

Halle

ST

2013

Nein

in Betrieb

54,0

54,0

54,0

54,0

54,0

BNA0400

GuD Tiefstack

GuD Tiefstack

Erdgas

Ja

22113

Hamburg

HH

2009

Nein

in Betrieb

127,0

127,0

127,0

127,0

127,0

BNA0401

Heizkraftwerk

HKW

Erdgas

Ja

21107

Hamburg

HH

1992

Nein

in Betrieb

22,5

22,5

22,5

22,5

22,5

BNA0410

Trianel Gaskraftwerk

Block 10

Erdgas

Nein

59071

Hamm

NW

2008

Nein

in Betrieb

417,1

417,1

417,1

417,1

417,1

BNA0411

Trianel Gaskraftwerk

Block 20

Erdgas

Nein

59071

Hamm

NW

2008

Nein

in Betrieb

420,9

420,9

420,9

420,9

420,9

BNA0418

GKL

GKL

Erdgas

Ja

30169

Hannover

NI

2013

Nein

in Betrieb

230,0

230,0

230,0

230,0

230,0

BNA0419

KWH

B

Erdgas

Ja

30419

Hannover

NI

1975

Ja

in Betrieb

102,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0442

Cuno Heizkraftwerk Herdecke

H6

Erdgas

Nein

58313

Herdecke

NW

2007

Nein

in Betrieb

417,0

417,0

417,0

417,0

417,0

BNA0444

Wintershall

Wintershall

Erdgas

Ja

36266

Heringen

HE

1967

Nein

in Betrieb

109,5

109,5

109,5

109,5

109,5

BNA0497

ADS-Anlage

Erdgas

Ja

65926

Industriepark Höchst

HE

2012

Nein

in Betrieb

96,5

96,5

96,5

96,5

96,5

BNA0499

Heizkraftwerk

Block A

Erdgas

Ja

65926

Industriepark Höchst

HE

2003

Nein

in Betrieb

86,0

86,0

86,0

86,0

86,0

BNA0504

HKW Jena

HKW Jena

Erdgas

Ja

7749

Jena

TH

1996

Nein

in Betrieb

182,0

182,0

182,0

182,0

182,0

BNA0510a

HKW Karcherstr.

10

Erdgas

Ja

67655

Kaiserslautern

RP

1989

Nein

in Betrieb

11,6

11,6

11,6

11,6

11,6

BNA0514

Rheinhafen-Dampfkraftwerk

RDK 4S

Erdgas

Nein

76189

Karlsruhe

BW

1998

Nein

in Betrieb

353,0

353,0

353,0

353,0

353,0

BNA0515

Heizkraftwerk West

T3

Erdgas

Ja

76189

Karlsruhe

BW

1984

Nein

in Betrieb

37,0

37,0

37,0

37,0

37,0

BNA0521

Kombi-HKW

Erdgas

Ja

34134

Kassel

HE

1987

Nein

in Betrieb

50,0

50,0

50,0

50,0

50,0

BNA0527

HKW Humboldtstr.

Erdgas

Ja

24116

Kiel

SH

1970

Nein

in Betrieb

31,0

31,0

31,0

31,0

31,0

BNA0531

KW Kirchlengern

Erdgas

Nein

32278

Kirchlengern

NW

1980

Nein

in Betrieb

201,5

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0544

HKW Südstadt

GuD

Erdgas

Ja

50677

Köln

NW

1994

Nein

in Betrieb

35,0

35,0

35,0

35,0

35,0

BNA0545

HKW Niehl 2

GuD

Erdgas

Ja

50735

Köln

NW

2005

Nein

in Betrieb

413,0

413,0

413,0

413,0

413,0

BNA0546

HKW Merkenich

GuD

Erdgas

Ja

50769

Köln

NW

2004

Nein

in Betrieb

108,0

108,0

108,0

108,0

108,0

BNA0548a

Knapsack Gas I

Erdgas

Nein

50351

Hürth-Knapsack

NW

2006

Nein

in Betrieb

800,0

800,0

800,0

800,0

800,0

BNA0548b

Knapsack Gas II

Erdgas

Nein

50351

Hürth-Knapsack

NW

2013

Nein

in Betrieb

430,0

430,0

430,0

430,0

430,0

BNA0556a

KWK-Anlage Krefeld DT

Dampf-turbine

Erdgas

Ja

47809

Krefeld

NW

2004

Nein

in Betrieb

25,8

25,8

25,8

25,8

25,8

BNA0556b

KWK-Anlage Krefeld VM

Gasmotor (Diesel­ generator)

Erdgas

Ja

47809

Krefeld

NW

2004

Nein

in Betrieb

14,0

14,0

14,0

14,0

14,0

BNA0574

Landesbergen Gas

Erdgas

Nein

31628

Landesbergen

NI

1973

Nein

vorläufig stillgelegt

500,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0588

Heizkraftwerk Leipzig-Nord

Erdgas

Ja

4105

Leipzig

SN

1996

Nein

in Betrieb

167,0

167,0

167,0

167,0

167,0

BNA0592

GuD Leuna

Erdgas

Ja

6237

Leuna

ST

1998

Nein

in Betrieb

52,0

52,0

52,0

52,0

52,0

BNA0593

ILK-GuD

GT1

Erdgas

Ja

6237

Leuna

ST

1994

Nein

in Betrieb

35,0

35,0

35,0

35,0

35,0

BNA0594

ILK-GuD

GT2

Erdgas

Ja

6237

Leuna

ST

1994

Nein

in Betrieb

35,0

35,0

35,0

35,0

35,0

BNA0595

ILK-GuD

GT3

Erdgas

Ja

6237

Leuna

ST

1994

Nein

in Betrieb

37,0

37,0

37,0

37,0

37,0

BNA0600a

X-Kraftwerk

Erdgas

Ja

51368

Leverkusen

NW

1981

Nein

in Betrieb

27,0

27,0

27,0

27,0

27,0

BNA0602

Emsland

C1

Erdgas

Ja

49811

Lingen

NI

2011

Nein

in Betrieb

116,0

116,0

116,0

116,0

116,0

BNA0603

Emsland

B1

Erdgas

Ja

49811

Lingen

NI

2011

Nein

in Betrieb

116,0

116,0

116,0

116,0

116,0

BNA0604

Emsland

B2

Erdgas

Ja

49811

Lingen

NI

1973

Nein

in Betrieb

359,0

359,0

359,0

359,0

359,0

BNA0605

Emsland

C2

Erdgas

Ja

49811

Lingen

NI

1974

Nein

in Betrieb

359,0

359,0

359,0

359,0

359,0

BNA0606

Emsland

D

Erdgas

Ja

49811

Lingen

NI

2010

Nein

in Betrieb

887,0

887,0

887,0

887,0

887,0

BNA0614a

KW Mitte

GT 1

Erdgas

Ja

67056

Ludwigshafen

RP

1992

Nein

in Betrieb

43,0

43,0

43,0

43,0

43,0

Gasturbine

4

190 | ANHANG

BNetzAID

Kraftwerksname

Blockname

Energieträger

KWKAus­ kopplung

PLZ

Ort

Erdgas

Ja

67056

Ludwigshafen

Erdgas

Ja

67056

Bundes­ land

Inbe­ trieb­ nahme­ jahr

Geplante Stilllegung

Status 10.05.2016

RP

2005

Nein

in Betrieb

490,0

490,0

490,0

490,0

490,0

Ludwigshafen

RP

1997

Nein

in Betrieb

390,0

390,0

390,0

390,0

390,0

(Ja/Nein) GUD A 800 GT 11, GT 12, DT 10 GUD C 200 GT 1, GT 2, DT 1

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 38 GasNZV

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 39 GasNZV

(Ja/Nein)

(Ja/Nein)

Falls Energieträger nicht Erdgas: Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV (Ja/Nein)

Netto­ leistung 10.05.2016

Leistung Szenario A 2030

Leistung Szenario B 2030

Leistung Szenario B 2035

Leistung Szenario C 2030

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

BNA0614b

Kraftwerk Mitte

BNA0615

Kraftwerk Süd

BNA0626

Kraftwerk Mainz

KW3

Erdgas

Ja

55120

Mainz

RP

2001

Nein

in Betrieb

434,2

434,2

434,2

434,2

434,2

BNA0627

Kraftwerk Mainz

KW2

Erdgas

Ja

55120

Mainz

RP

1977

Nein

in Betrieb

79,5

79,5

79,5

79,5

79,5

BNA0658

Kraftwerk III

Block 311

Erdgas

Ja

45772

Marl

NW

1973

Nein

in Betrieb

61,1

61,1

61,1

61,1

61,1

BNA0659

Kraftwerk III

Block 312

Erdgas

Ja

45772

Marl

NW

1974

Nein

in Betrieb

77,6

77,6

77,6

77,6

77,6

BNA0683a

Süd DT1

1

Erdgas

Ja

81371

München

BY

1980

Nein

in Betrieb

79,7

79,7

79,7

79,7

79,7

BNA0683b

Süd GT3

1

Erdgas

Ja

81371

München

BY

1980

Nein

in Betrieb

97,9

97,9

97,9

97,9

97,9

BNA0683c

Süd GT2

1

Erdgas

Ja

81371

München

BY

1980

Nein

in Betrieb

97,9

97,9

97,9

97,9

97,9

BNA0684a

Süd GT 61

2

Erdgas

Ja

81371

München

BY

2004

Nein

in Betrieb

124,9

124,9

124,9

124,9

124,9

BNA0684b

Süd GT 62

2

Erdgas

Ja

81371

München

BY

2004

Nein

in Betrieb

123,9

123,9

123,9

123,9

123,9

BNA0684c

Süd DT60

2

Erdgas

Ja

81371

München

BY

2004

Nein

in Betrieb

127,6

127,6

127,6

127,6

127,6

BNA0685

Heizkraftwerk Hafen

GuD

Erdgas

Ja

48145

Münster

NW

2005

Nein

in Betrieb

100,2

100,2

100,2

100,2

100,2

BNA0688

GuD-HKW NeuBB

Erdgas

Ja

17034

NeuBrandenburg

MV

1997

Nein

in Betrieb

75,0

75,0

75,0

75,0

75,0

BNA0702

Cogeneration

Erdgas

Ja

93328

Neustadt

BY

1996

Nein

in Betrieb

25,4

25,4

25,4

25,4

25,4

BNA0734

Thyrow

GT E

Erdgas

Nein

15806

Nunsdorf

BB

1989

Ja, gesetzlich gehindert

in Betrieb

37,5

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0735

Thyrow

GT F

Erdgas

Nein

15806

Nunsdorf

BB

1989

Ja

in Betrieb

37,5

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0736

Thyrow

GT G

Erdgas

Nein

15806

Nunsdorf

BB

1989

Ja

in Betrieb

37,5

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0737

Thyrow

GT H

Erdgas

Nein

15806

Nunsdorf

BB

1989

Ja

in Betrieb

37,5

0,0

0,0

0,0

0,0

in Betrieb

36,5

0,0

0,0

0,0

0,0

in Betrieb

36,5

0,0

0,0

0,0

0,0

in Betrieb

36,5

0,0

0,0

0,0

0,0

in Betrieb

36,5

0,0

0,0

0,0

0,0

Ja, gesetzlich gehindert Ja, gesetzlich gehindert Ja, gesetzlich gehindert Ja, gesetzlich gehindert

BNA0738

Thyrow

GT A

Erdgas

Nein

15806

Nunsdorf

BB

1987

BNA0739

Thyrow

GT B

Erdgas

Nein

15806

Nunsdorf

BB

1987

BNA0740

Thyrow

GT C

Erdgas

Nein

15806

Nunsdorf

BB

1987

BNA0741

Thyrow

GT D

Erdgas

Nein

15806

Nunsdorf

BB

1987

BNA0742

HKW Sandreuth

GuD 1

Erdgas

Ja

90441

Nürnberg

BY

2005

Nein

in Betrieb

75,0

75,0

75,0

75,0

75,0

BNA0743

HKW Sandreuth

GuD 2

Erdgas

Ja

90441

Nürnberg

BY

2005

Nein

in Betrieb

75,0

75,0

75,0

75,0

75,0

BNA0744

Franken 1

1

Erdgas

Nein

90449

Nürnberg

BY

1973

Nein

in Betrieb

383,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0745

Franken 1

2

Erdgas

Nein

90449

Nürnberg

BY

1976

Nein

in Betrieb

440,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0752

HKW 1

HKW 1

Erdgas

Ja

46045

Oberhausen

NW

1972

Nein

in Betrieb

23,1

23,1

23,1

23,1

23,1

BNA0753

HKW 2

HKW 2

Erdgas

Ja

46147

Oberhausen

NW

1995

Nein

in Betrieb

24,5

24,5

24,5

24,5

24,5

BNA0755a

Obernburg

2

Erdgas

Ja

63784

Obernburg

BY

1920

Nein

in Betrieb

36,0

36,0

36,0

36,0

36,0

BNA0755b

Obernburg

1

Erdgas

Ja

63784

Obernburg

BY

1995

Nein

in Betrieb

64,0

64,0

64,0

64,0

64,0

Gaskessel-anlage

Erdgas

Ja

75175

Pforzheim

BW

1969

Nein

in Betrieb

11,3

11,3

11,3

11,3

11,3

Kombiblock/GuD

Erdgas

Ja

75175

Pforzheim

BW

1980

Nein

in Betrieb

41,2

41,2

41,2

41,2

41,2

BNA0799 BNA0800

Heizkraftwerk Pforzheim GmbH Heizkraftwerk Pforzheim GmbH

BNA0804a

Hattorf

Hattorf

Erdgas

Nein

36269

Philippsthal

HE

1962

Nein

in Betrieb

35,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0804b

Hattorf

Hattorf

Erdgas

Ja

36269

Philippsthal

HE

2013

Nein

in Betrieb

17,3

17,3

17,3

17,3

17,3

BNA0805

Kraftwerk Plattling

Erdgas

Ja

94447

Plattling

BY

2010

Nein

in Betrieb

97,9

97,9

97,9

97,9

97,9

BNA0814

HKW Potsdam-Süd

Gesamt-anlage

Erdgas

Ja

14478

Potsdam

BB

1996

Nein

in Betrieb

81,8

81,8

81,8

81,8

81,8

BNA0832

BHKW-Hauffstraße

Motoren-anlage

Erdgas

Ja

72762

Reutlingen

BW

2011

Nein

in Betrieb

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

BNA0842a

Gasmotore

Gasmotore 1-3

Erdgas

Ja

83022

Rosenheim

BY

2011

Nein

in Betrieb

9,8

9,8

9,8

9,8

9,8

BNA0842b

Gasmotor 4

Gasmotor 4

Erdgas

Ja

83022

Rosenheim

BY

2013

Nein

in Betrieb

9,2

9,2

9,2

9,2

9,2

BUNDESNETZAGENTUR | 191

BNetzAID

Kraftwerksname

Blockname

Energieträger

KWKAus­ kopplung

PLZ

Ort

Erdgas

Ja

83026

Rosenheim

Erdgas

Ja

18069

Bundes­ land

Inbe­ trieb­ nahme­ jahr

Geplante Stilllegung

Status 10.05.2016

BY

2012

Nein

in Betrieb

4,3

4,3

4,3

4,3

4,3

Rostock

MV

1996

Nein

in Betrieb

108,0

108,0

108,0

108,0

108,0

(Ja/Nein)

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 39 GasNZV

(Ja/Nein)

(Ja/Nein)

Falls Energieträger nicht Erdgas: Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV (Ja/Nein)

Netto­ leistung 10.05.2016

Leistung Szenario A 2030

Leistung Szenario B 2030

Leistung Szenario B 2035

Leistung Szenario C 2030

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

BNA0843

Gasmotor 5

BNA0848

GuD Marienehe

BNA0856

HKW Schwarza

Erdgas

Ja

7407

Rudolstadt

TH

2008

Nein

in Betrieb

26,5

26,5

26,5

26,5

26,5

BNA0857

GuD-Anlage Rüsselsheim

M120

Erdgas

Ja

65429

Rüsselheim

HE

1999

Nein

in Betrieb

112,1

112,1

112,1

112,1

112,1

BNA0861a

HKW Römerbrücke

GuD-Anlage

Erdgas

Ja

66121

Saarbrücken

SL

2012

Nein

in Betrieb

75,0

75,0

75,0

75,0

75,0

BNA0893

GuD Schwarzheide

Erdgas

Ja

1987

Schwarzheide

BB

1994

Nein

in Betrieb

122,0

122,0

122,0

122,0

122,0

BNA0896

HKW Schwerin Süd

Erdgas

Ja

19061

Schwerin

MV

1994

Nein

in Betrieb

44,9

44,9

44,9

44,9

44,9

BNA0897

HKW Schwerin Lankow

Erdgas

Ja

19057

Schwerin

MV

1994

Nein

in Betrieb

23,0

23,0

23,0

23,0

23,0

BNA0918b

Dow Stade

Erdgas

Ja

21683

Stade

NI

2014

Nein

in Betrieb

173,0

173,0

173,0

173,0

173,0

BNA0922

GuD-Ikw Staßfurt

Erdgas

Ja

39418

Staßfurt

ST

1996

Nein

in Betrieb

132,0

132,0

132,0

132,0

132,0

BNA0957

BHKW Obere Viehweide

-

Erdgas

Ja

72072

Tübingen

BW

2000

Nein

in Betrieb

13,4

13,4

13,4

13,4

13,4

BNA0993

Irsching

3

Erdgas

Nein

85088

Vohburg

BY

1974

Ja, gesetzlich gehindert

in Betrieb

415,0

0,0

0,0

0,0

0,0

5

Erdgas

Nein

85088

Vohburg

BY

2010

Nein

in Betrieb

846,0

846,0

846,0

846,0

846,0

4

Erdgas

Nein

85088

Vohburg

BY

2011

Nein

in Betrieb

545,0

545,0

545,0

545,0

545,0

272,0

272,0

272,0

272,0

272,0

272,0

272,0

272,0

272,0

272,0

BNA0994 BNA0995

Gemeinschaftskraftwerk Irsching Ulrich Hartmann (Irsching)

Gasmotor 5

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 38 GasNZV

Cogen Dow Stade

vorläufig stillgelegt vorläufig stillgelegt

BNA1023

Weisweiler

G_VGT

Erdgas

Nein

52249

Eschweiler-Weisweiler

NW

2006

Nein

BNA1024

Weisweiler

H_VGT

Erdgas

Nein

52249

Eschweiler-Weisweiler

NW

2006

Nein

BNA1039

Gersteinwerk

F1

Erdgas

Nein

59368

Werne

NW

1973

Nein

in Betrieb

55,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA1040

Gersteinwerk

G1

Erdgas

Nein

59368

Werne

NW

1973

Nein

in Betrieb

55,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA1041

Gersteinwerk

H1

Erdgas

Nein

59368

Werne

NW

1973

Nein

in Betrieb

55,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA1042

Gersteinwerk

I1

Erdgas

Nein

59368

Werne

NW

1973

Nein

in Betrieb

55,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA1043

Gersteinwerk

I2

Erdgas

Nein

59368

Werne

NW

1973

Nein

355,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA1044

Gersteinwerk

F2

Erdgas

Nein

59368

Werne

NW

1973

Nein

355,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA1045

Gersteinwerk

G2

Erdgas

Nein

59368

Werne

NW

1973

Nein

355,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA1046b

Gersteinwerk

K1

Erdgas

Nein

59368

Werne

NW

1984

Nein

in Betrieb

112,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA1056

Wi-Biebrich

Block 1

Erdgas

Ja

65203

Wiesbaden

HE

2006

Nein

in Betrieb

25,0

25,0

25,0

25,0

25,0

BNA1074

Spitzenlastkraftwerk Wolfen

Erdgas

Nein

6766

Wolfen

ST

1997

Nein

in Betrieb

40,0

40,0

40,0

40,0

40,0

BNA1078

HKW Wörth

Erdgas

Ja

76744

Wörth

RP

2008

Nein

in Betrieb

59,0

59,0

59,0

59,0

59,0

BNA1082

HKW Barmen

Block 1

Erdgas

Ja

42275

Wuppertal

NW

2005

Nein

in Betrieb

82,0

82,0

82,0

82,0

82,0

TSIII

Erdgas

Ja

97080

Würzburg

BY

1971

Nein

in Betrieb

23,0

23,0

23,0

23,0

23,0

TSII

Erdgas

Ja

97080

Würzburg

BY

1993

Nein

in Betrieb

25,0

25,0

25,0

25,0

25,0

GTII

Erdgas

Ja

97080

Würzburg

BY

2009

Nein

in Betrieb

29,5

29,5

29,5

29,5

29,5

GTI

Erdgas

Ja

97080

Würzburg

BY

2005

Nein

in Betrieb

44,5

44,5

44,5

44,5

44,5

BNA1085 BNA1086 BNA1087 BNA1088

Heizkraftwerke an der Friedensbrücke Heizkraftwerke an der Friedensbrücke Heizkraftwerke an der Friedensbrücke Heizkraftwerke an der Friedensbrücke

vorläufig stillgelegt vorläufig stillgelegt vorläufig stillgelegt

BNA1089

Zielitz

Zielitz

Erdgas

Ja

39326

Zielitz

ST

1996

Nein

in Betrieb

52,0

52,0

52,0

52,0

52,0

BNA1094

Gaskraftwerk

GKW

Erdgas

Ja

53910

Zülpich

NW

1966

Nein

in Betrieb

15,1

15,1

15,1

15,1

15,1

BNA1103

UPM Augsburg

Dampf-turbine 3

Erdgas

Ja

86153

Augsburg

BY

1966

Nein

in Betrieb

29,0

29,0

29,0

29,0

29,0

BNA1104

Heizkraftwerk

T2

Erdgas

Ja

86152

Augsburg

BY

1976

Nein

in Betrieb

18,0

18,0

18,0

18,0

18,0

BNA1105

HKW Bad Salzungen

HKW Bad Salzungen

Erdgas

Ja

36433

Bad Salzungen

TH

1994

Nein

in Betrieb

9,7

9,7

9,7

9,7

9,7

BNA1117

Industriekraftwerk Breuberg

Erdgas

Ja

64747

Breuberg

HE

1999

Nein

in Betrieb

11,4

11,4

11,4

11,4

11,4

BNA1120

Energiezentrale

Gasturbine

Erdgas

Ja

44579

Castrop-Rauxel

NW

1991

Nein

in Betrieb

10,2

10,2

10,2

10,2

10,2

BNA1121

Energiezentrale

Energie-center

Erdgas

Ja

44579

Castrop-Rauxel

NW

2005

Nein

in Betrieb

0,9

0,9

0,9

0,9

0,9

BNA1125

Heizkraftwerk

GT

Erdgas

Ja

64293

Darmstadt

HE

1999

Nein

in Betrieb

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

192 | ANHANG

BNetzAID

Kraftwerksname

Blockname

Energieträger

KWKAus­ kopplung

PLZ

Ort

Bundes­ land

Inbe­ trieb­ nahme­ jahr

Geplante Stilllegung

Status 10.05.2016

(Ja/Nein)

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 38 GasNZV

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 39 GasNZV

(Ja/Nein)

(Ja/Nein)

Falls Energieträger nicht Erdgas: Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV (Ja/Nein)

Netto­ leistung 10.05.2016

Leistung Szenario A 2030

Leistung Szenario B 2030

Leistung Szenario B 2035

Leistung Szenario C 2030

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

BNA1127

GHD

GT1

Erdgas

Ja

84130

Dingolfing

BY

1998

Nein

in Betrieb

6,7

6,7

6,7

6,7

BNA1128

GHD

GT2

Erdgas

Ja

84130

Dingolfing

BY

1998

Nein

in Betrieb

6,7

6,7

6,7

6,7

6,7

BNA1131

MT, Düren

Erdgas

Nein

52349

Düren

NW

2011

Nein

in Betrieb

14,0

14,0

14,0

14,0

14,0

BNA1138

BHKW an Klinkerweg

Erdgas

Ja

40699

Erkrath

NW

2000

Nein

in Betrieb

10,2

10,2

10,2

10,2

10,2

BNA1151

KWKK Heidelberg

Erdgas

Ja

69120

Heidelberg

BW

2002

Nein

in Betrieb

13,5

13,5

13,5

13,5

13,5

BNA1165

P&L Werk Appeldorn

Lentjes-Kessel

Erdgas

Ja

47546

Kalkar

NW

2004

Nein

in Betrieb

11,4

11,4

11,4

11,4

11,4

BNA1182

HKW Merkenich

Block 4

Erdgas

Ja

50769

Köln

NW

1965

Nein

in Betrieb

15,5

15,5

15,5

15,5

15,5

BNA1183

HKW Merheim

GuD

Erdgas

Ja

51109

Köln

NW

2001

Nein

in Betrieb

15,8

15,8

15,8

15,8

15,8

BNA1187

P&L Werk Lage

Kessel 1/2/3

Erdgas

Ja

32791

Lage

NW

1980

Nein

in Betrieb

10,2

10,2

10,2

10,2

10,2

BNA1193

HKW-West

Erdgas

Ja

32657

Lemgo

NW

2002

Nein

in Betrieb

12,8

12,8

12,8

12,8

12,8

BNA1196a

BHKW Ludwigshafen

BHKW

Erdgas

Ja

67065

Ludwigshafen

RP

2008

Nein

in Betrieb

12,5

12,5

12,5

12,5

12,5

BNA1196b

Industriekraftwerk Ludwigshafen

GuD

Erdgas

Ja

67065

Ludwigshafen

RP

2003

Nein

in Betrieb

12,0

12,0

12,0

12,0

12,0

BNA1200

GuD-Kraftwerk

Erdgas

Ja

68305

Mannheim

BW

2005

Nein

in Betrieb

17,2

17,2

17,2

17,2

17,2

BNA1225

PWG

MHKW 2

Erdgas

Ja

82380

Peißenberg

BY

1989

Nein

in Betrieb

5,3

5,3

5,3

5,3

5,3

BNA1226

PWG

MHKW 1

Erdgas

Ja

82380

Peißenberg

BY

1987

Nein

in Betrieb

5,3

5,3

5,3

5,3

5,3

BNA1238

Kraftwerk Meggle

Erdgas

Ja

83512

Reitmehring

BY

2000

Nein

in Betrieb

12,6

12,6

12,6

12,6

12,6

BNA1248a

UPM Schongau

Dampfkraft-werk

Erdgas

Ja

86956

Schongau

BY

1969

Nein

in Betrieb

82,0

82,0

82,0

82,0

82,0

BNA1248b

HKW3 UPM Schongau

HKW 3

Erdgas

Ja

86956

Schongau

BY

2015

Nein

in Betrieb

65,0

65,0

65,0

65,0

65,0

BNA1260

Heizkraftwerk Sindelfingen

Sammel-schienenHKW

Erdgas

Ja

71059

Sindelfingen

BW

2013

Nein

in Betrieb

95,0

95,0

95,0

95,0

95,0

BNA1264

HKW Bohrhügel

Erdgas

Ja

98528

Suhl

TH

1995

Nein

in Betrieb

13,5

13,5

13,5

13,5

13,5

BNA1271

Unterbreizbach

Unterbreiz-bach

Erdgas

Ja

36414

Unterbreizbach

TH

1965

Nein

in Betrieb

33,6

33,6

33,6

33,6

33,6

BNA1279

Gasturbine

D290

Erdgas

Ja

50389

Wesseling

NW

1975

Nein

in Betrieb

51,9

51,9

51,9

51,9

51,9

BNA1284

Co-Generation

-

Erdgas

Ja

67547

Worms

RP

1991

Nein

in Betrieb

11,5

11,5

11,5

11,5

11,5

BNA1285

Sigmundshall

Sigmunds-hall

Erdgas

Ja

31515

Wunstorf

NI

1974

Nein

in Betrieb

19,0

19,0

19,0

19,0

19,0

BNA1292a

IHKW Heidenheim

Kessel-Turbine

Erdgas

Ja

89522

Heidenheim

BW

1983

Nein

in Betrieb

11,1

11,1

11,1

11,1

11,1

BNA1292b

IHKW Heidenheim

BHKW-Anlage

Erdgas

Ja

89522

Heidenheim

BW

2000

Nein

in Betrieb

15,4

15,4

15,4

15,4

15,4

BNA1293c

Kraftwerk

K3+4/TG4

Erdgas

Ja

50127

bergheim

NW

1995

Nein

vorläufig stillgelegt

3,0

3,0

3,0

3,0

3,0

BNA1315

HKW

HKW

Erdgas

Ja

79106

Freiburg

BW

2001

Nein

in Betrieb

27,0

27,0

27,0

27,0

27,0

BNA1327a

Energiezentrale 1992

AGG1 ­ AGG7

Erdgas

Ja

85326

München

BY

1992

Nein

in Betrieb

11,1

11,1

11,1

11,1

11,1

BNA1327b

Erweiterung Energiezentrale 2003

AGG8 - AGG9

Erdgas

Ja

85326

München

BY

2003

Nein

in Betrieb

7,4

7,4

7,4

7,4

7,4

BNA1328

HBB

GUD

Erdgas

Ja

83064

Raubling

BY

2001

Nein

in Betrieb

24,0

24,0

24,0

24,0

24,0

BNA1329

K&N PFK AG EV

GT / GDT

Erdgas

Ja

9648

Kriebstein

SN

1993

Nein

in Betrieb

12,8

12,8

12,8

12,8

12,8

BNA1332

INEOS Kraftwerk

TG7/8

Erdgas

Ja

47443

Moers

NW

1995

Nein

in Betrieb

24,0

24,0

24,0

24,0

24,0

BNA1333a

HKW Pfaffenwald

Anlage 40

Erdgas

Ja

70569

Stuttgart

BW

1988

Nein

in Betrieb

12,2

12,2

12,2

12,2

12,2

BNA1333b

HKW Pfaffenwald

Block 50

Erdgas

Ja

70569

Stuttgart

BW

1969

Nein

in Betrieb

11,3

11,3

11,3

11,3

11,3

BNA1333c

HKW Pfaffenwald

Block 60

Erdgas

Ja

70569

Stuttgart

BW

1968

Nein

in Betrieb

11,6

11,6

11,6

11,6

11,6

BNA1334

KWK-Anlage

GT 1-3, DT

Erdgas

Ja

28237

Bremen

HB

2002

Nein

in Betrieb

14,8

14,8

14,8

14,8

14,8

BNA1335a

PKV Kraftwerk

KWK-Blöcke

Erdgas

Ja

26316

Varel

NI

1989

Nein

in Betrieb

58,1

58,1

58,1

58,1

58,1

BNA1335b

PKV Kraftwerk

Kondensationsturbine

Erdgas

Ja

26316

Varel

NI

1968

Nein

in Betrieb

0,5

0,5

0,5

0,5

0,5

BNA1336

Holthausen

Erdgas

Ja

40589

Düsseldorf

NW

1948

Nein

in Betrieb

84,0

84,0

84,0

84,0

84,0

BNA1337e

GuD-Anlage

GuD-Anlage

Erdgas

Ja

63741

Aschaffenburg

BY

2013

Nein

in Betrieb

47,0

47,0

47,0

47,0

47,0

BNA1396

EVC / GLOBALFOUNDRIES

EVC I

Erdgas

Ja

1468

Moritzburg

SN

1998

Nein

in Betrieb

34,3

34,3

34,3

34,3

34,3

BNA1402

Heizkraftwerk zur Papierfabrik

Erdgas

Ja

49638

Nortrup

NI

1995

Nein

in Betrieb

18,1

18,1

18,1

18,1

18,1

BNA1403

Steinitz

Erdgas

Ja

29416

Steinitz

ST

1995

Nein

in Betrieb

11,4

11,4

11,4

11,4

11,4

BNA1406

FS-Karton

Erdgas

Ja

41460

Neuss

NW

1992

Nein

in Betrieb

18,9

18,9

18,9

18,9

18,9

Module 1, 2 und 3

GUD

6,7

BUNDESNETZAGENTUR | 193

BNetzAID

Kraftwerksname

Blockname

Energieträger

KWKAus­ kopplung

PLZ

Ort

Bundes­ land

Inbe­ trieb­ nahme­ jahr

Geplante Stilllegung

Status 10.05.2016

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 38 GasNZV

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 39 GasNZV

(Ja/Nein)

(Ja/Nein)

(Ja/Nein)

Falls Energieträger nicht Erdgas: Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV (Ja/Nein)

Netto­ leistung 10.05.2016

Leistung Szenario A 2030

Leistung Szenario B 2030

Leistung Szenario B 2035

Leistung Szenario C 2030

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

BNA1407

STW

Erdgas

Ja

9600

Weißenborn

SN

2007

Nein

in Betrieb

13,5

13,5

13,5

13,5

13,5

BNA1408

Heizkraftwerk Evonik Rheinfelden

Erdgas

Ja

79618

Rheinfelden

BW

1980

Nein

in Betrieb

16,0

16,0

16,0

16,0

16,0

BNA1437

KWK AOS GmbH

Erdgas

Ja

21683

Stade- Bützfleth

NI

2012

Nein

in Betrieb

30,7

30,7

30,7

30,7

30,7

BNA1444a

GT1

Erdgas

Ja

90471

Nürnberg

BY

1993

Nein

in Betrieb

4,2

4,2

4,2

4,2

4,2

BNA1444b

GT2

Erdgas

Ja

90471

Nürnberg

BY

1993

Nein

in Betrieb

4,2

4,2

4,2

4,2

4,2

BNA1444c

GT3

Erdgas

Ja

90471

Nürnberg

BY

1994

Nein

in Betrieb

5,1

5,1

5,1

5,1

5,1

BNA1444d

GT4

Erdgas

Ja

90471

Nürnberg

BY

1995

Nein

in Betrieb

5,1

5,1

5,1

5,1

5,1

BNA1450

GUD-Anlage DREWSEN

Erdgas

Ja

29331

Lachendorf

NI

2000

Nein

in Betrieb

13,0

13,0

13,0

13,0

13,0

BNA1458

Erdgas

Ja

76855

Annweiler

RP

1975

Nein

in Betrieb

28,0

28,0

28,0

28,0

28,0

BNA1463

Erdgas

Ja

37412

Herzberg

NI

1978

Nein

in Betrieb

19,5

19,5

19,5

19,5

19,5

GT 1/2

BNA1464

Gas- u. Dampfturbinenanlage Südraum

Erdgas

Ja

66117

Saarbrücken

SL

2012

Nein

in Betrieb

38,6

38,6

38,6

38,6

38,6

BNA1465b

Gaskraftwerk

Erdgas

Ja

37213

Witzenhausen

HE

1975

Nein

in Betrieb

13,2

13,2

13,2

13,2

13,2

BNA1487

GTKW Darmstadt

Erdgas

Nein

64293

Darmstadt

HE

2013

Nein

in Betrieb

94,6

94,6

94,6

94,6

94,6

BNA1489

Heizkraftwerk Stendal

Erdgas

Ja

39576

Stendal

ST

1994

Nein

in Betrieb

22,0

22,0

22,0

22,0

22,0

BNA1492a

Kraftwerk 3

Erdgas

Ja

36039

Fulda

HE

1990

Nein

in Betrieb

26,2

26,2

26,2

26,2

26,2

BNA1492b

Kraftwerk 2

Erdgas

Ja

36039

Fulda

HE

2012

Nein

in Betrieb

8,0

8,0

8,0

8,0

8,0

BNA1498

Werk Nordstemmen

Erdgas

Ja

31171

Nordstemmen

NI

1953

Nein

in Betrieb

30,6

30,6

30,6

30,6

30,6

BNA1499

Werk Clauen

Erdgas

Ja

31249

Hohenhameln

NI

2000

Nein

in Betrieb

15,8

15,8

15,8

15,8

15,8

BNA1502

Heizkraftwerk Krefeld

Erdgas

Ja

47804

Krefeld

NW

2013

Nein

in Betrieb

12,6

12,6

12,6

12,6

12,6

BNA1503

BHKW H.120

Erdgas

Ja

40476

Düsseldorf

NW

2012

Nein

in Betrieb

16,9

16,9

16,9

16,9

16,9

BNA1504

BHKW

Erdgas

Ja

76742

Woerth

RP

2013

Nein

in Betrieb

13,0

13,0

13,0

13,0

13,0

BNA1505

HKW Wiesengrund

Erdgas

Ja

99817

Eisenach

TH

1993

Nein

in Betrieb

22,1

22,1

22,1

22,1

22,1

BNA1506

Werk Klein Wanzleben

Erdgas

Ja

39164

Klein Wanzleben

ST

1994

Nein

in Betrieb

23,4

23,4

23,4

23,4

23,4

Erdgas

Ja

55543

Bad Kreuznach

RP

2006

Nein

in Betrieb

10,7

10,7

10,7

10,7

10,7 66,0

BNA1507 BNA1509

BP Werk Lingen

Erdgas

Ja

49808

Lingen

NI

1996

Nein

in Betrieb

66,0

66,0

66,0

66,0

BNA1511b

Kessel 2

Erdgas

Ja

52355

Düren

NW

1967

Nein

in Betrieb

2,9

2,9

2,9

2,9

2,9

BNA1516

HKW 1 Werk Offstein

Erdgas

Ja

67283

Obrigheim

RP

1992

Nein

in Betrieb

30,0

30,0

30,0

30,0

30,0

BNA1523a

Gemeinschaftskraftwerk Weig

Erdgas

Ja

56727

Mayen

RP

1992

Nein

in Betrieb

42,0

42,0

42,0

42,0

42,0

BNA1523b

Gemeinschaftskraftwerk Weig

Erdgas

Ja

56727

Mayen

RP

2013

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA1523d

Gemeinschaftskraftwerk Weig

Erdgas

Ja

56727

Mayen

RP

1971

Nein

vorläufig stillgelegt

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA1524

Heizkraftwerk Bomlitz

Erdgas

Ja

29699

Bomlitz

NI

1912

Nein

in Betrieb

22,1

22,1

22,1

22,1

22,1

Block 1 (Kessel2, GT 1, DT 2) Block 2 (Kessel 6, GT 2, DT 3) Block 4 (Kessel 1, DT 2 und 3 anteilig)

BNA1528

Erdgas

Ja

47906

Kempen

NW

1990

Nein

in Betrieb

13,2

13,2

13,2

13,2

13,2

BNA1531

Industriekraftwerk Greifswald

Erdgas

Ja

17509

Lubmin

MV

2014

Nein

in Betrieb

37,7

37,7

37,7

37,7

37,7

BNA1541

HKW Freiberg

Erdgas

Ja

9599

Freiberg

SN

2013

Nein

in Betrieb

13,4

13,4

13,4

13,4

13,4

BNA1556

Erdgas

Ja

1454

Leppersdorf

SN

2014

Nein

in Betrieb

36,0

36,0

36,0

36,0

36,0

BNA1557

Erdgas

Ja

8056

Zwickau

SN

2014

Nein

in Betrieb

12,9

12,9

12,9

12,9

12,9

Erdgas

Ja

32657

Lemgo

NW

1980

Nein

in Betrieb

11,3

11,3

11,3

11,3

11,3

Erdgas

Ja

26954

Bremerhaven

NI

2014

Nein

in Betrieb

17,1

17,1

17,1

17,1

17,1

Erdgas

Ja

45772

Marl

NW

2016

Nein

In Betrieb

60,6

60,6

60,6

60,6

60,6 10,4

BNA1658

HKW-Mitte

BNA1671 BNA1676

Kraftwerk IV

1

BNA1677

BHKW Braunschweig

Erdgas

Ja

38436

Wolfsburg

NI

2015

Nein

In Betrieb

10,4

10,4

10,4

10,4

BNA1678

Energiezentrale 2016

Erdgas

Ja

85326

München

BY

2015

Nein

in Betrieb

17,2

17,2

17,2

17,2

17,2

BNAP001

KW Mittelsbüren

GuD MiBÜ

Erdgas

Nein

28237

Bremen

2016

Nein

in Bau

Ja

Nein

444,5

444,5

444,5

444,5

444,5

BNAP023

Kraftwerk Lausward

GuD Block F

Erdgas

Ja

40221

Düsseldorf

2016

Nein

in Bau

Nein

Nein

595,0

595,0

595,0

595,0

595,0

BNAP024

Heizkraftwerk Flensburg

GUD-Anlage K 12

Erdgas

Ja

24939

Flensburg

2016

Nein

in Bau

Nein

Ja

75,0

75,0

75,0

75,0

75,0

BNAP028

Niehl 3

Niehl 3

Erdgas

Ja

50735

Köln

2016

Nein

in Bau

Ja

Ja

446,0

446,0

446,0

446,0

446,0

194 | ANHANG

BNetzAID

Kraftwerksname

Blockname

Energieträger

KWKAus­ kopplung

PLZ

Ort

Bundes­ land

Inbe­ trieb­ nahme­ jahr

Geplante Stilllegung

Status 10.05.2016

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 38 GasNZV

(Ja/Nein)

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 39 GasNZV

(Ja/Nein)

(Ja/Nein)

Falls Energieträger nicht Erdgas: Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV (Ja/Nein)

Netto­ leistung 10.05.2016

Leistung Szenario A 2030

Leistung Szenario B 2030

Leistung Szenario B 2035

Leistung Szenario C 2030

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

BNAP033

KW Weiher

Weiher 4

Erdgas

Nein

66287

Quierschied

2022

Nein

in Planung

Nein

Nein

400,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNAP041

GuD Leverkusen

Erdgas

Erdgas

Ja

51368

Chempark Leverkusen

2018

Nein

in Planung

Ja

Nein

573,0

0,0

573,0

573,0

573,0

BNAP042

Gas-HKW Phase 1; Hasselfelde

Erdgas

Ja

24149

Kiel

2018

Nein

in Planung

Ja

Ja

190,0

0,0

190,0

190,0

190,0

BNAP043

Lichterfelde

Erdgas

Ja

12207

Berlin

2016

Nein

in Bau

300,0

300,0

300,0

300,0

300,0

BNAP050

CCPP Haiming

Erdgas

Nein

84533

Haiming

2017

Nein

in Planung

Ja

Nein

845,0

0,0

845,0

845,0

845,0

Erdgas

Ja

6729

Elsteraue-Industriepark

2018

Nein

in Planung

Nein

Nein

125,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Erdgas

Ja

Heidelberg

2020

Nein

in Planung

50,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Erdgas

Offen

59368

Werne

2018

Nein

in Planung

1200,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNAP052 BNAP053

Gasmotorenheizkraftwerk

BNAP058

Gersteinwerk

BNAP059

Marzahn

Erdgas

Ja

12681

Berlin

2019

Nein

in Planung

254,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNAP060

Wedel

Erdgas

Ja

22880

Wedel / Holstein

2022

Nein

in Planung

285,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNAP061

BHKW

Erdgas

Ja

Leipzig

2018

Nein

in Planung

Nein

Nein

20,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNAP065

Trianel Kraftwerk Krefeld Projektgesellschaft

Erdgas

Offen

47829

Krefeld

2019

Nein

in Planung

Ja

Nein

1160,0

0,0

1160,0

1160,0

1160,0

BNAP066

Blockdammweg

Erdgas

Ja

10317

Berlin

2026

Nein

in Planung

100,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNAP072

Niehl 3

Erdgas

Ja

50735

Köln

2020

Nein

in Planung

Ja

Ja

754,0

0,0

754,0

754,0

754,0

BNAP073

Energiezentrale 2020

Erdgas

Ja

85326

München

2020

Nein

in Planung

Nein

Nein

BNAP092

Rheinhafendampfkraftwerk Bl. 6

Erdgas

Nein

76189

Karlsruhe

Nein

in Planung

BNAP097

GuD Oberrhein

Erdgas

Ja

76187

Karlsruhe

Nein

in Planung

Ja

Nein

BNAP100

Kraftwerk Ensdorf

Erdgas

Ja

66806

Ensdorf

Nein

in Planung

Nein

Ja

BNAP102

Havelland

Erdgas

Nein

14727

Premnitz

Nein

BNAP103

Gasturbine

Erdgas

Ja

6842

Dessau-Roßlau

2019

Nein

BNAP113

Wilmersdorf

Erdgas

Ja

14199

Berlin

2020

BNAP114

GK Leipheim I

Erdgas

Offen

89340

Leipheim

BNAP116

GuD Wolfsburg

Erdgas

Ja

38436

BNAP122

KW Biblis

Biblis C+D

Erdgas

nein

68647

BNAP123

KW Karlstein

KW Karlstein

Erdgas

nein

BNAP124

KW Gundremmingen

Gundremmingen D+E

Erdgas

Nein

BNAP125

GuD Herne 6

Herne 6

Erdgas

BNAP126

Griesheim

BNAP127

Schweinfurt

BNAP128

Gundelfingen

GuD Werne

Niehl 32

RDK 6

VSE Block 1

BNAP129

Nein

Nein

4,3

0,0

0,0

0,0

0,0

465,0

0,0

0,0

0,0

0,0

1000,0

0,0

0,0

0,0

0,0

280,0

0,0

280,0

280,0

280,0

in Planung

450,0

0,0

0,0

0,0

0,0

in Planung

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

in Planung

75,0

0,0

0,0

0,0

0,0

2017

Nein

in Planung

600,0

0,0

600,0

600,0

600,0

Wolfsburg

2019

Nein

in Planung

120,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Biblis

2016

Nein

200,0

0,0

200,0

200,0

200,0

63791

Karlstein

2016

200,0

89355

Gundremmingen

2020

Ja

44653

Herne

Erdgas

Nein

65933

Erdgas

Nein

97424

Erdgas

Nein

2020

Ja

Ja

in Planung

Ja

Nein

Nein

in Planung

Ja

Nein

200,0

0,0

200,0

200,0

Nein

in Planung

Ja

Nein

1200,0

0,0

0,0

1200,0

0,0

2022

Nein

in Planung

Nein

Ja

735,0

0,0

735,0

735,0

735,0

Frankfurt am Main

2018

Nein

in Planung

Ja

Ja

600,0

0,0

600,0

600,0

600,0

Schweinfurt

2019

Nein

in Planung

Nein

Nein

1000,0

0,0

0,0

0,0

0,0

89423

Gundelfingen

2019

Nein

in Planung

Ja

Ja

1200,0

0,0

1200,0

1200,0

1200,0

Erdgas

Ja

66740

Saarlouis

2017

Nein

in Planung

22,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNAP132

InfraServ Gendorf

Erdgas

Offen

85435

Burgkirchen a.d.Alz

2017

Nein

in Planung

Nein

Nein

47,5

0,0

0,0

0,0

0,0

BNAP134

GuD

Erdgas

Ja

41460

Neuss

2021

Nein

in Planung

Nein

Nein

30,0

0,0

0,0

0,0

0,0

ALT GT F

Erdgas

Nein

73776

Altbach

2021

Nein

in Planung

Ja

300,0

0,0

0,0

300,0

0,0

ALT GT G

Erdgas

Nein

73776

Altbach

2021

Nein

in Planung

Ja

300,0

0,0

0,0

300,0

0,0

Nein

74076

Heilbronn

2021

Nein

in Planung

Ja

300,0

0,0

0,0

300,0

0,0

74076

Heilbronn

2021

Nein

in Planung

Ja

300,0

0,0

0,0

300,0

0,0

BNAP135 BNAP136

Heizkraftwerk Altbach/Deizisau Heizkraftwerk Altbach/Deizisau

BNAP137

Heizkraftwerk Heilbronn

HLB GT A

Erdgas

BNAP138

Heizkraftwerk Heilbronn

HLB GT B

Erdgas

n.v.

KWK-Anlagen<10MW

Erdgas

Ja

2015

Nein

in Betrieb

2732,9

2732,9

2732,9

2732,9

2732,9

n.v.

KWK-Anlagen<10MW

Erdgas

Ja

2025

Nein

in Bau

4492,8

4492,8

4492,8

4492,8

4492,8

n.v.

KWK-Anlagen<10MW

Erdgas

Ja

2035

Nein

in Bau

1497,6

0,0

0,0

1497,6

0,0

BNA0157

Brokdorf

KBR

Kernenergie

Nein

25576

Brokdorf

SH

1986

Nein

in Betrieb

1410,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0251

Grohnde

KWG

Kernenergie

Nein

31857

Emmerthal

NI

1985

Nein

in Betrieb

1360,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0263

Isar 2

KKI 2

Kernenergie

Nein

84051

Essenbach

BY

1988

Nein

in Betrieb

1410,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0381

Kernkraft Gundremmingen

B

Kernenergie

Nein

89355

Gundremmingen

BY

1984

Nein

in Betrieb

1284,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0382

Kernkraft Gundremmingen

C

Kernenergie

Nein

89355

Gundremmingen

BY

1984

Nein

in Betrieb

1288,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BUNDESNETZAGENTUR | 195

BNetzAID

Kraftwerksname

BNA0607

Kernkraftwerk Emsland

BNA0686

Gemeinschaftskernkraftwerk Neckarwestheim II

BNA0802

Blockname

Energieträger

KWKAus­ kopplung

PLZ

Ort

KKE

Kernenergie

Nein

49811

Lingen

GKN II

Kernenergie

Nein

74382

Kernkraftwerk Philippsburg 2

KKP 2

Kernenergie

Nein

BNA0142

KW Mittelsbüren

Block 4

Kuppelgas

BNA0217

Duisburg Ruhrort 2

Block 2

BNA0218

Duisburg Ruhrort 3

Block 3

BNA0219

Duisburg Ruhrort 4

Block 4

BNA0238a

IKW

BNA0238b

IKW

Block 7

BNA0395

Duisburg Hamborn 3

BNA0396

Bundes­ land

Inbe­ trieb­ nahme­ jahr

Geplante Stilllegung

Status 10.05.2016

NI

1988

Nein

in Betrieb

1336,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Neckarwestheim

BW

1989

Nein

in Betrieb

1310,0

0,0

0,0

0,0

0,0

76661

Philippsburg

BW

1985

Nein

in Betrieb

1402,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

28237

Bremen

HB

1975

Nein

in Betrieb

160,0

160,0

160,0

160,0

160,0

Kuppelgas

Ja

47166

Duisburg - Ruhrort

NW

1955

Nein

in Betrieb

60,0

60,0

60,0

60,0

60,0

Kuppelgas

Ja

47166

Duisburg - Ruhrort

NW

1963

Nein

in Betrieb

90,0

90,0

90,0

90,0

90,0

Kuppelgas

Ja

47166

Duisburg - Ruhrort

NW

1968

Nein

in Betrieb

165,0

165,0

165,0

165,0

165,0

Kuppelgas

Ja

15890

Eisenhüttenstadt

BB

1953

Nein

in Betrieb

45,0

45,0

45,0

45,0

45,0

Kuppelgas

Ja

15890

Eisenhüttenstadt

BB

2013

Nein

in Betrieb

56,0

56,0

56,0

56,0

56,0

Block 3

Kuppelgas

Ja

47166

Hamborn

NW

1958

Nein

in Betrieb

60,0

60,0

60,0

60,0

60,0

Duisburg Hamborn 4

Block 4

Kuppelgas

Ja

47166

Hamborn

NW

1976

Nein

in Betrieb

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

BNA0397

Duisburg Hamborn 5

Block 5

Kuppelgas

Ja

47166

Hamborn

NW

2003

Nein

in Betrieb

225,0

225,0

225,0

225,0

225,0

BNA0485

Huckingen

A

Kuppelgas

Ja

47259

Duisburg-Huckingen

NW

1975

Nein

in Betrieb

303,0

303,0

303,0

303,0

303,0

BNA0486

Huckingen

B

Kuppelgas

Ja

47259

Duisburg-Huckingen

NW

1976

Nein

in Betrieb

303,0

303,0

303,0

303,0

303,0

BNA0863

Kraftwerk Salzgitter

AB

Kuppelgas

Ja

38239

Salzgitter

NI

1939

Nein

in Betrieb

94,5

94,5

94,5

94,5

94,5

BNA0864

Kraftwerk Salzgitter

Block 1

Kuppelgas

Ja

38239

Salzgitter

NI

2010

Nein

in Betrieb

97,0

97,0

97,0

97,0

97,0

BNA0865b

Kraftwerk Salzgitter

Block 2

Kuppelgas

Ja

38239

Salzgitter

NI

2010

Nein

in Betrieb

97,0

97,0

97,0

97,0

97,0

BNA1115

Gichtgaskraftwerk Dillingen

Kuppelgas

Ja

66763

Dillingen/Saar

SL

2010

Nein

in Betrieb

85,0

85,0

85,0

85,0

85,0

BNA1409

DK Kraftwerk

Kuppelgas

Ja

47053

Duisburg

NW

2010

Nein

in Betrieb

21,0

21,0

21,0

21,0

21,0

BNAP034

IKWB

IKWB

Kuppelgas

Ja

46238

Bottrop

2020

Nein

in Planung

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

BNA0012d

Werkskraftwerk Sappi Alfeld

Diesel-generator

Nein

31061

Alfeld

NI

1994

Nein

vorläufig stillgelegt

2,8

2,8

2,8

0,0

0,0

BNA0083

Wilmersdorf

Wilmersdorf

Ja

14199

Berlin

BE

1977

Nein

in Betrieb

276,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0085b

Moabit

Moabit GT

Nein

13353

Berlin

BE

1971

Nein

in Betrieb

51,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0141

KW Mittelsbüren

GT 3

Nein

28237

Bremen

HB

1974

Nein

in Betrieb

88,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0161

Brunsbüttel

GT A

Nein

25541

Brunsbüttel

SH

1973

Ja

in Betrieb

63,5

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0162

Brunsbüttel

GT B

Nein

25541

Brunsbüttel

SH

1973

Ja

in Betrieb

63,5

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0163

Brunsbüttel

GT C

Nein

25541

Brunsbüttel

SH

1973

Ja

in Betrieb

63,5

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0164

Brunsbüttel

GT D

Nein

25541

Brunsbüttel

SH

1973

Ja

in Betrieb

63,5

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0222

GT

GTKW

Nein

40233

Düsseldorf

NW

1977

Nein

in Betrieb

86,2

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0318

Kraftwerk Fulda

Nein

36043

Fulda

HE

2011

Nein

in Betrieb

24,8

24,8

24,8

24,8

24,8

BNA0369

Spitzenlastkraftwerk Sermuth

Nein

4668

Großbothen

SN

1995

Nein

in Betrieb

17,0

17,0

17,0

0,0

0,0

BNA0373

Spitzenlastkraftwerk Großkayna

Nein

6242

Großkayna

ST

1994

Nein

in Betrieb

120,0

120,0

120,0

0,0

0,0

in Betrieb

386,0

0,0

0,0

0,0

0,0

in Betrieb

386,0

0,0

0,0

0,0

0,0

(Ja/Nein)

Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte

BNA0378

Ingolstadt

3

Mineralöl­ produkte

BNA0379

Ingolstadt

4

Mineralöl­ produkte

BNA0427

Kraftwerk Hausham

GT 1

BNA0428

Kraftwerk Hausham

GT 2

BNA0429

Kraftwerk Hausham

GT 3

BNA0430

Kraftwerk Hausham

GT 4

Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte

Ja, gesetzlich gehindert Ja, gesetzlich gehindert

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 38 GasNZV

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 39 GasNZV

(Ja/Nein)

(Ja/Nein)

Falls Energieträger nicht Erdgas: Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV (Ja/Nein)

Netto­ leistung 10.05.2016

Leistung Szenario A 2030

Leistung Szenario B 2030

Leistung Szenario B 2035

Leistung Szenario C 2030

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

Ja

85098

Großmehring

BY

1973

Ja

85098

Großmehring

BY

1974

Nein

83734

Hausham

BY

1982

Nein

in Betrieb

23,2

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

83734

Hausham

BY

1982

Nein

in Betrieb

23,2

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

83734

Hausham

BY

1982

Nein

in Betrieb

23,2

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

83734

Hausham

BY

1982

Nein

in Betrieb

23,2

0,0

0,0

0,0

0,0

196 | ANHANG

BNetzAID

Kraftwerksname

Blockname

Energieträger

KWKAus­ kopplung

PLZ

Ort

Bundes­ land

Inbe­ trieb­ nahme­ jahr

Geplante Stilllegung

Status 10.05.2016

(Ja/Nein) BNA0516

MiRO

Kesselhaus Werk 1

BNA0517

MiRO

Kesselhaus Werk 2

BNA0547

Raffineriekraftwerk Köln Godorf

BNA0596

Raffineriekraftwerk

BNA0647

Dampfkraftwerk Marbach am Neckar

BNA0648

Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 38 GasNZV

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 39 GasNZV

(Ja/Nein)

(Ja/Nein)

Falls Energieträger nicht Erdgas: Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV (Ja/Nein)

Netto­ leistung 10.05.2016

Leistung Szenario A 2030

Leistung Szenario B 2030

Leistung Szenario B 2035

Leistung Szenario C 2030

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

Ja

76187

Karlsruhe

BW

1995

Nein

in Betrieb

45,0

45,0

45,0

0,0

Ja

76187

Karlsruhe

BW

1995

Nein

in Betrieb

25,0

25,0

25,0

0,0

0,0

Ja

50997

Köln

NW

2004

Nein

in Betrieb

80,0

80,0

80,0

80,0

80,0

Ja

6237

Leuna

ST

1997

Nein

in Betrieb

92,5

92,5

92,5

92,5

92,5

in Betrieb

77,4

0,0

0,0

0,0

0,0

in Betrieb

85,0

0,0

0,0

0,0

0,0

in Betrieb

262,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Ja, gesetzlich gehindert Ja, gesetzlich gehindert Ja, gesetzlich gehindert

0,0

Marbach II GT

Mineralöl­ produkte

Nein

71672

Marbach

BW

1971

Dampfkraftwerk Marbach am Neckar

Marbach III GT (solo)

Mineralöl­ produkte

Nein

71672

Marbach

BW

1975

BNA0649

Dampfkraftwerk Marbach am Neckar

MAR III DT

Mineralöl­ produkte

Nein

71672

Marbach

BW

1975

BNA0759

Itzehoe

Nein

25588

Oldendorf

SH

1972

Nein

in Betrieb

88,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0766

Audorf

Nein

24783

Osterrönfeld

SH

1973

Nein

in Betrieb

87,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0894a

IKS PCK Schwedt

Block 5 SE 5

Ja

16303

PCK Schwedt

BB

1972

Nein

in Betrieb

28,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0894b

IKS PCK Schwedt

Block 6 SE 6

Nein

16303

PCK Schwedt

BB

1994

Nein

in Betrieb

34,5

34,5

34,5

0,0

0,0

BNA0894c

IKS PCK Schwedt

Block 1 SE 1

Ja

16303

PCK Schwedt

BB

1998

Nein

in Betrieb

106,0

106,0

106,0

106,0

106,0

BNA0894d

IKS PCK Schwedt

Block 2 SE 2

Ja

16303

PCK Schwedt

BB

1998

Nein

in Betrieb

106,0

106,0

106,0

106,0

106,0

BNA0894e

IKS PCK Schwedt

SE 4

Nein

16303

PCK Schwedt

BB

2011

Nein

in Betrieb

59,0

59,0

59,0

59,0

59,0

Nein

70376

Stuttgart

BW

1974

Nein

in Betrieb

23,3

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

70376

Stuttgart

BW

1974

Nein

in Betrieb

23,3

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

70376

Stuttgart

BW

1974

Nein

in Betrieb

23,3

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

74399

Walheim

BW

1981

Nein

in Betrieb

136,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

87448

Waltenhofen-Veits

BY

1988

Nein

in Betrieb

24,0

24,0

0,0

0,0

0,0

Nein

87448

Waltenhofen-Veits

BY

1978

Nein

in Betrieb

10,5

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

22880

Wedel

SH

1972

Nein

in Betrieb

50,5

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

22880

Wedel

SH

1972

Nein

in Betrieb

50,5

0,0

0,0

0,0

0,0

58791

Werdohl

NW

1975

Nein

vorläufig stillgelegt

206,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

26386

Wilhelmshaven

NI

1973

Nein

in Betrieb

56,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

42275

Wuppertal

NW

2008

Nein

in Betrieb

60,0

60,0

60,0

60,0

60,0

Nein

85406

Zolling

BY

1976

Nein

in Betrieb

46,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

47475

Kamp-Lintfort

NW

1997

Nein

in Betrieb

4,8

4,8

4,8

4,8

4,8

Nein

87719

Mindelheim

BY

1988

Nein

in Betrieb

11,4

11,4

0,0

0,0

0,0

Nein

87666

Pforzen

BY

1983

Nein

in Betrieb

11,4

0,0

0,0

0,0

0,0

Ja

50389

Wesseling

NW

1962

Nein

in Betrieb

66,3

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

50127

bergheim

NW

1995

Nein

vorläufig stillgelegt

0,8

0,8

0,8

0,0

0,0

Ja

21107

Hamburg

HH

1993

Nein

in Betrieb

38,0

38,0

38,0

0,0

0,0

BNA0937 BNA0938 BNA0939b

Restmüll-Heizkraftwerk Stuttgart-Münster Restmüll-Heizkraftwerk Stuttgart-Münster Restmüll-Heizkraftwerk Stuttgart-Münster

MÜN GT16 MÜN GT17 MÜN GT18

BNA1004

Kraftwerk Walheim

WAL GT D

BNA1007a

SKW Gasturbine

SKW Gasturbine

BNA1007b

SKW Diesel

SKW Diesel

BNA1015

Wedel

GT A

BNA1016

Wedel

GT B

BNA1036

Kraftwerk WerdohlElverlingsen

E 1/2

BNA1060

Wilhelmshaven

GT

BNA1083

Spitzenlastanlage Barmen

Block 2

BNA1092

Zolling

GT1 & GT2

BNA1166

Abfallentsorgungszentrum Asdonkshof

Notstromdiesel

BNA1212

DKW Nord

BNA1227

DKW Leinau

BNA1280

Kraftwerk

D210

BNA1293d

Kraftwerk

Diesel/G5

BNA1294

EEV

EEV

Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte

BUNDESNETZAGENTUR | 197

BNetzAID

Kraftwerksname

Blockname

Energieträger

KWKAus­ kopplung

PLZ

Ort

Bundes­ land

Inbe­ trieb­ nahme­ jahr

Geplante Stilllegung

Status 10.05.2016

(Ja/Nein) BNA1337d

Notstromdiesel

Notstromdiesel

BNA1400b

EZ1

DTI

BNA1526

Kraftwerk Raffinerie Heide

n.v.

KWK-Anlagen<10MW

BNA0046

Säckingen

Säckingen

BNA0228

Waldeck1/Bringhausen

Waldeck1/Bringhausen

BNA0229

Waldeck 2

Waldeck 2

BNA0268

Pump-speicherwerk Rönkhausen

PSW

Rudolf-Fettweis-Werk

Pump­ speicherkraftwerk Schwarzenbachwerk

BNA0279 BNA0327

Geesthacht

PSS A

BNA0328

Geesthacht

PSS B

BNA0329

Geesthacht

PSS C

BNA0337

PSW Langenprozelten

entfällt

BNA0350

Goldisthal

PSS A

BNA0351

Goldisthal

PSS B

BNA0352

Goldisthal

PSS C

BNA0353

Goldisthal

PSS D

BNA0422

Happurg

Happurg

BNA0426

Häusern

Häusern

BNA0443

Koepchenwerk

Koepchenwerk

BNA0465

Hohenwarte 1

PSS A

BNA0466

Hohenwarte 1

PSS B

BNA0467

Hohenwarte 2

PSS A

BNA0468

Hohenwarte 2

PSS B

BNA0469

Hohenwarte 2

PSS C

BNA0470

Hohenwarte 2

PSS D

BNA0471

Hohenwarte 2

PSS E

BNA0472

Hohenwarte 2

PSS F

BNA0473

Hohenwarte 2

PSS G

BNA0474

Hohenwarte 2

PSS H

BNA0558

Erzhausen

BNA0567a

KW Kühtai

Kühtai Ma1

BNA0567b

KW Kühtai

Kühtai Ma 2

Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Mineralöl­ produkte Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 38 GasNZV

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 39 GasNZV

(Ja/Nein)

(Ja/Nein)

Falls Energieträger nicht Erdgas: Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV (Ja/Nein)

Netto­ leistung 10.05.2016

Leistung Szenario A 2030

Leistung Szenario B 2030

Leistung Szenario B 2035

Leistung Szenario C 2030

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

63741

Aschaffenburg

BY

1991

Nein

in Betrieb

0,5

0,5

0,5

0,0

0,0

Ja

6712

Zeitz

ST

1993

Nein

in Betrieb

18,5

18,5

18,5

0,0

0,0

Ja

25770

Hemminstedt

SH

1962

Nein

in Betrieb

44,5

0,0

0,0

0,0

0,0

2015

Nein

in Betrieb

370,3

370,3

370,3

370,3

370,3

BW

1966

Nein

in Betrieb

360,0

360,0

360,0

360,0

360,0

HE

1931

Nein

in Betrieb

143,0

143,0

143,0

143,0

143,0

HE

1974

Nein

in Betrieb

480,0

480,0

480,0

480,0

480,0

Ja Nein

79713

Nein

34549

Nein

34549

Bad Säckingen Edertal HemfurthEdersee Edertal HemfurthEdersee

57413

Finnentrop

NW

1969

Nein

in Betrieb

138,0

138,0

138,0

138,0

138,0

Nein

76596

Forbach

BW

1926

Nein

in Betrieb

43,0

43,0

43,0

43,0

43,0

Nein

21502

Geesthacht

SH

1958

Nein

in Betrieb

119,1

119,1

119,1

119,1

119,1

Nein

21502

Geesthacht

SH

1958

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

21502

Geesthacht

SH

1958

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

97737

Gemünden

BY

1974

Nein

in Betrieb

164,0

164,0

164,0

164,0

164,0

Nein

98746

Goldisthal

TH

2004

Nein

in Betrieb

1052,0

1052,0

1052,0

1052,0

1052,0

Nein

98746

Goldisthal

TH

2003

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

98746

Goldisthal

TH

2004

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

98746

Goldisthal

TH

2004

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

91230

Happurg

BY

1958

Nein

in Betrieb

160,0

160,0

160,0

160,0

160,0

Nein

79837

Häusern

BW

1931

Nein

in Betrieb

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

Nein

58313

Herdecke

NW

1989

Nein

in Betrieb

153,0

153,0

153,0

153,0

153,0

Nein

7338

Hohenwarte

TH

1959

Nein

in Betrieb

59,8

59,8

59,8

59,8

59,8

Nein

7338

Hohenwarte

TH

1959

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

7338

Hohenwarte

TH

1966

Nein

in Betrieb

317,8

317,8

317,8

317,8

317,8

Nein

7338

Hohenwarte

TH

1966

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

7338

Hohenwarte

TH

1966

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

7338

Hohenwarte

TH

1966

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

7338

Hohenwarte

TH

1966

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

7338

Hohenwarte

TH

1966

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

7338

Hohenwarte

TH

1966

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

7338

Hohenwarte

TH

1966

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

37547

Kreiensen

NI

1964

Nein

in Betrieb

220,0

220,0

220,0

220,0

220,0

Kühtai

Österreich

1981

Nein

in Betrieb

144,5

144,5

144,5

144,5

144,5

Kühtai

Österreich

1981

Nein

in Betrieb

144,5

144,5

144,5

144,5

144,5

Nein Nein

A­ 6183 A­ 6183

198 | ANHANG

BNetzAID

Kraftwerksname

Blockname

Energieträger

KWKAus­ kopplung

PLZ

Ort

Bundes­ land

Inbe­ trieb­ nahme­ jahr

Geplante Stilllegung

Status 10.05.2016

(Ja/Nein) BNA0652

Markersbach

PSS A

BNA0653

Markersbach

PSS B

BNA0654

Markersbach

PSS C

BNA0655

Markersbach

PSS D

BNA0656

Markersbach

PSS E

BNA0657

Markersbach

PSS F

BNA0669

Pumpspeicherkraftwerk Glems

Pump­ speicherkraftwerk Glems

BNA0721

Niederwartha

PSS C

BNA0722

Niederwartha

PSS D

BNA0777

Kopswerk I

Masch. 1 bis 3

BNA0778

Kopswerk II

Masch. 1 bis 3

BNA0882

Bleiloch

PSS A

BNA0883

Bleiloch

PSS B

BNA0946a

Kraftwerksgruppe Pfreimd

PSKW Tanzmühle

BNA0953

Kraftwerksgruppe Pfreimd

PSKW Reisach

BNA0954

Lünerseewerk

Masch. 1 bis 5

BNA0972

Leitzach 1

1

BNA0973

Leitzach 2

2

BNA0974

Rodundwerk I

Masch. 1 bis 4

BNA0975

Rodundwerk II

Masch. 1

BNA0978

PSW Vianden

Maschine 6

BNA0979

PSW Vianden

Maschine 7

BNA0980

PSW Vianden

Maschine 8

BNA0981

PSW Vianden

Maschine 9

BNA0982

PSW Vianden

Maschine 1

BNA0983

PSW Vianden

Maschine 2

BNA0984

PSW Vianden

Maschine 3

BNA0985

PSW Vianden

Maschine 4

BNA0986

PSW Vianden

Maschine 5

BNA0987

PSW Vianden

Maschine 10

BNA1003

Kraftwerk Waldshut

Waldshut

BNA1019

Wehr

Wehr

BNA1031

Wendefurth

PSS A

Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 38 GasNZV

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 39 GasNZV

(Ja/Nein)

(Ja/Nein)

Falls Energieträger nicht Erdgas: Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV (Ja/Nein)

Netto­ leistung 10.05.2016

Leistung Szenario A 2030

Leistung Szenario B 2030

Leistung Szenario B 2035

Leistung Szenario C 2030

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

Nein

8352

Markersbach

SN

1980

Nein

in Betrieb

1045,2

1045,2

1045,2

1045,2

1045,2

Nein

8352

Markersbach

SN

1980

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

8352

Markersbach

SN

1980

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

8352

Markersbach

SN

1980

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

8352

Markersbach

SN

1980

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

8352

Markersbach

SN

1980

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

72555

Metzingen-Glems

BW

1964

Nein

in Betrieb

90,0

90,0

90,0

90,0

90,0

Nein

1462

Niederwartha

SN

1957

Nein

in Betrieb

39,8

39,8

39,8

39,8

39,8

Nein

1462

Niederwartha

SN

1957

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Partenen

Österreich

1968

Nein

in Betrieb

247,0

247,0

247,0

247,0

247,0

Partenen

Österreich

2008

Nein

in Betrieb

525,0

525,0

525,0

525,0

525,0 79,8

Nein Nein

A­ 6794 A­ 6794

Nein

7907

Schleiz

TH

1932

Nein

in Betrieb

79,8

79,8

79,8

79,8

Nein

7907

Schleiz

TH

1932

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

92555

Trausnitz

BY

1959

Nein

in Betrieb

28,0

28,0

28,0

28,0

28,0

Nein

92555

Trausnitz

BY

1955

Nein

in Betrieb

99,0

99,0

99,0

99,0

99,0

nein

A­ 6774

Tschagguns

Österreich

1957

Nein

in Betrieb

238,0

238,0

238,0

238,0

238,0

Nein

83620

Vagen

BY

1983

Nein

in Betrieb

48,0

48,0

48,0

48,0

48,0

Nein

83620

Vagen

BY

1960

Nein

in Betrieb

44,0

44,0

44,0

44,0

44,0

Vandans

Österreich

1943

Nein

in Betrieb

198,0

198,0

198,0

198,0

198,0

Vandans

Österreich

2012

Nein

in Betrieb

295,0

295,0

295,0

295,0

295,0

Vianden

Luxemburg

1964

Nein

in Betrieb

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

Vianden

Luxemburg

1964

Nein

in Betrieb

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

Vianden

Luxemburg

1963

Nein

in Betrieb

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

Vianden

Luxemburg

1964

Nein

in Betrieb

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

Vianden

Luxemburg

1962

Nein

in Betrieb

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

Vianden

Luxemburg

1962

Nein

in Betrieb

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

Vianden

Luxemburg

1963

Nein

in Betrieb

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

Vianden

Luxemburg

1963

Nein

in Betrieb

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

Vianden

Luxemburg

1963

Nein

in Betrieb

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

Vianden

Luxemburg

1975

Nein

in Betrieb

196,0

196,0

196,0

196,0

196,0

nein nein Nein Nein Nein Nein Nein Nein Nein Nein Nein Nein

A­ 6773 A­ 6773 L­ 9401 L­ 9401 L­ 9401 L­ 9401 L­ 9401 L­ 9401 L­ 9401 L­ 9401 L­ 9401 L­ 9401

Nein

79761

Waldshut-Tiengen

BW

1951

Nein

in Betrieb

150,0

150,0

150,0

150,0

150,0

Nein

79664

Wehr

BW

1975

Nein

in Betrieb

910,0

910,0

910,0

910,0

910,0

Nein

38889

Wendefurth

ST

1967

Nein

in Betrieb

79,7

79,7

79,7

79,7

79,7

BUNDESNETZAGENTUR | 199

BNetzAID

Kraftwerksname

Blockname

Energieträger

KWKAus­ kopplung

PLZ

Ort

Bundes­ land

Inbe­ trieb­ nahme­ jahr

Geplante Stilllegung

Status 10.05.2016

(Ja/Nein) BNA1032

Wendefurth

PSS B

BNA1071

Witznau

Witznau

BNA1675

PSW Vianden

Maschine 11

BNAP035 BNAP067 BNAP068 BNAP069

Vorarlberger Illwerke AG "Rellswerk" Vorarlberger Illwerke AG "Obervermuntwerk II" Rudolf-Fettweis-Werk "Oberstufe" Rudolf-Fettweis-Werk "Unterstufe"

REW OVW II RFW-Oberstufe RFW-Unterstufe

Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 38 GasNZV

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 39 GasNZV

(Ja/Nein)

(Ja/Nein)

Falls Energieträger nicht Erdgas: Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV (Ja/Nein)

Netto­ leistung 10.05.2016

Leistung Szenario A 2030

Leistung Szenario B 2030

Leistung Szenario B 2035

Leistung Szenario C 2030

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

Nein

38889

Wendefurth

ST

1968

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

79777

Witznau

BW

1943

Nein

in Betrieb

220,0

220,0

220,0

220,0

220,0

Vianden

Luxemburg

195,0

nein Nein Nein

L­ 9401 A­ 6773 AT­ 6794

2015

Nein

in Betrieb

195,0

195,0

195,0

195,0

Vandans

2016

Nein

in Bau

10,0

10,0

10,0

10,0

10,0

Partenen

2019

Nein

in Bau

360,0

360,0

360,0

360,0

360,0

Nein

76596

Forbach

2019

Nein

in Planung

Ja

220,0

220,0

220,0

220,0

220,0

Nein

76596

Forbach

2024

Nein

in Planung

Ja

50,0

50,0

50,0

50,0

50,0

Nein

89143

Blaubeuren

2019

Nein

in Planung

60,0

0,0

0,0

60,0

0,0

Nein

54338

Schweich

2021

Nein

in Planung

300,0

0,0

0,0

300,0

0,0

Nein

83126

Flintsbach am Inn

2020

Nein

in Planung

150,0

0,0

0,0

150,0

0,0

nein

AT­ 6183

Kühtai

2023

Nein

in Planung

140,0

0,0

0,0

140,0

0,0

37688

Beverungen

2024

Nein

in Planung

390,0

390,0

390,0

390,0

390,0

Kaunertal

2030

Nein

in Planung

400,0

0,0

0,0

400,0

0,0

2024

Nein

in Planung

1060,0

1060,0

1060,0

1060,0

1060,0 0,0

BNAP070

PSW Blautal

BNAP074

PSKW RIO

BNAP075

Pump-speicherwerk Einöden

BNAP077

SKW Kühtai

BNAP086

TWN (Trianel Wasserspeicherkraftwerk Nethe)

Pump­ speicher

Nein

BNAP088

KW Versetz

Pump­ speicher

Nein

BNAP089

TWS (Trianel Wasserspeicherkraftwerk Schmalwasser)

Pump­ speicher

Nein

99897

Tambach-Dietharz

Nein

79725

Laufenburg (Baden)

Nein

in Planung

1400,0

0,0

0,0

0,0

94107

Untergriesbach

Nein

in Planung

Ja

300,0

0,0

0,0

0,0

0,0

7338

Leutenberg

Nein

in Planung

Ja

402,0

402,0

402,0

402,0

402,0 0,0

BNAP094

PSW Atdorf

BNAP098

Energiespeicher Riedl

BNAP099

PSW Leutenberg

BNAP112

PSW Heimbach

SKW Kühtai

KW Versetz

ATD

n.v. BNA0237

EBS-Heizkraftwerk

BNA0492

RAG Anthrazit Ibbenbüren GmbH

EVA

BNA0597

ILK-GuD

DT1

BNA0598a

ILK-EKT

EKT

BNA0598b

ILK-GuD

KT1

BNA0616b

Kraftwerk Nord

BNA0662b

Kraftwerk I

BNA0693

Heizkraftwerk NMS

BNA0997

HKW Fenne, Grubengaskraftwerk

GasMotoren-anlage Fenne

BNA1249

UPM Schongau

Heizkraftwerk 2

BNA1397a

O10

T21

BNA1397b

O10

T22

BNA1397c

O10

T23

BNA1397d

O10

T24

S 300 VT 1, VT 2, NT 7 Dampfwirtschaft (6 Einzelturbinen)

Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Pump­ speicher Sonstige Energieträger Sonstige Energieträger Sonstige Energieträger Sonstige Energieträger Sonstige Energieträger Sonstige Energieträger Sonstige Energieträger Sonstige Energieträger Sonstige Energieträger Sonstige Energieträger Sonstige Energieträger Sonstige Energieträger Sonstige Energieträger Sonstige Energieträger

Nein

2023

Niederheimbach

Ja

Ja

Nein

in Planung

300,0

0,0

0,0

0,0

2015

Nein

in Betrieb

1,5

1,5

1,5

1,5

1,5

Ja

15890

Eisenhüttenstadt

BB

2011

Nein

in Betrieb

23,5

23,5

23,5

23,5

23,5

Ja

49477

IBrandenburgerlinnbüren

NW

1985

Nein

in Betrieb

33,4

0,0

0,0

0,0

0,0

Ja

6237

Leuna

ST

1994

Nein

in Betrieb

8,7

8,7

8,7

0,0

0,0

Nein

6237

Leuna

ST

2000

Nein

in Betrieb

14,0

14,0

14,0

14,0

14,0

Nein

6237

Leuna

ST

2010

Nein

in Betrieb

20,0

20,0

20,0

20,0

20,0

Ja

67056

Ludwigshafen

RP

1964

Nein

in Betrieb

56,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Ja

45772

Marl

NW

1939

Nein

in Betrieb

120,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Ja

24534

Neumünster

SH

2014

Nein

in Betrieb

53,6

53,6

53,6

53,6

53,6

Ja

66333

Völklingen-Fenne

SL

2003

Nein

in Betrieb

42,0

42,0

42,0

42,0

42,0

Ja

86956

Schongau

BY

1989

Nein

in Betrieb

6,0

6,0

0,0

0,0

0,0

Ja

50769

Köln

NW

1963

Nein

in Betrieb

15,5

0,0

0,0

0,0

0,0

Ja

50769

Köln

NW

1963

Nein

in Betrieb

19,2

0,0

0,0

0,0

0,0

Ja

50769

Köln

NW

1963

Nein

in Betrieb

15,5

0,0

0,0

0,0

0,0

Nein

50769

Köln

NW

1966

Nein

in Betrieb

10,4

0,0

0,0

0,0

0,0

200 | ANHANG

BNetzAID

Kraftwerksname

Blockname

Energieträger

KWKAus­ kopplung

PLZ

Ort

Bundes­ land

Inbe­ trieb­ nahme­ jahr

Geplante Stilllegung

Status 10.05.2016

(Ja/Nein) BNA1397e

O10

BNA1399

Oxea GmbH

BNA1465a

EBS-Kraftwerk Witzenhausen

T31

BNA1488 BNA1523c

Gemeinschaftskraftwerk Weig

Block 3 (Kessel 3 und 4, DT 2 und 3 anteilig)

BNA1553 BNAP131 n.v.

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 39 GasNZV

(Ja/Nein)

(Ja/Nein)

Falls Energieträger nicht Erdgas: Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV (Ja/Nein)

Netto­ leistung 10.05.2016

Leistung Szenario A 2030

Leistung Szenario B 2030

Leistung Szenario B 2035

Leistung Szenario C 2030

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

Ja

50769

Köln

NW

1967

Nein

in Betrieb

33,6

0,0

0,0

0,0

Ja

46147

Oberhausen

NW

1929

Nein

in Betrieb

38,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Ja

37213

Witzenhausen

HE

2009

Nein

in Betrieb

28,0

28,0

28,0

28,0

28,0

Ja

44147

Dortmund

NW

1989

Nein

in Betrieb

16,0

16,0

0,0

0,0

0,0

Ja

56727

Mayen

RP

1992

Nein

in Betrieb

0,0

0,0

0,0

0,0

0,0

Ja

85092

Kösching

BY

1964

Nein

in Betrieb

23,3

0,0

0,0

0,0

0,0

Ja

50769

Köln

2018

Nein

in Planung

60,0

60,0

60,0

60,0

60,0

2015

Nein

in Betrieb

637,9

637,9

637,9

637,9

637,9

ALT HKW 2 (DT Solobetrieb)

Steinkohle

Ja

73776

Altbach

BW

1997

Nein

in Betrieb

336,0

336,0

336,0

336,0

336,0

ALT HKW 1

Steinkohle

Ja

73776

Altbach

BW

1985

Nein

in Betrieb

433,0

433,0

0,0

0,0

0,0

BNA0067

Bergkamen

A

Steinkohle

Ja

59192

bergkamen

NW

1981

Nein

in Betrieb

717,0

717,0

0,0

0,0

0,0

BNA0082

Reuter

Reuter C

Steinkohle

Ja

13599

Berlin

BE

1969

Nein

in Betrieb

124,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0085a

Moabit

Moabit A

Steinkohle

Ja

13353

Berlin

BE

1990

Nein

in Betrieb

89,0

89,0

89,0

0,0

0,0

BNA0086

Reuter West

Reuter West D

Steinkohle

Ja

13599

Berlin

BE

1987

Nein

in Betrieb

282,0

282,0

282,0

0,0

0,0

BNA0087

Reuter West

Reuter West E

Steinkohle

Ja

13599

Berlin

BE

1988

Nein

in Betrieb

282,0

282,0

282,0

0,0

0,0

BNA0093

Kraftwerk Bexbach

BEX

Steinkohle

Nein

66450

bexbach

SL

1983

Nein

in Betrieb

721,0

721,0

0,0

0,0

0,0

BNA0138

HKW-Mitte

Block 1

Steinkohle

Ja

38106

Braunschweig

NI

1984

Nein

in Betrieb

43,3

43,3

0,0

0,0

0,0

BNA0144

KW Hastedt

Block 15

Steinkohle

Ja

28207

Bremen

HB

1989

Nein

in Betrieb

119,0

119,0

119,0

0,0

0,0

BNA0145

KW Hafen

Block 5

Steinkohle

Ja

28237

Bremen

HB

1968

Nein

vorläufig stillgelegt

127,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0146

KW Hafen

Block 6

Steinkohle

Ja

28237

Bremen

HB

1979

Nein

in Betrieb

300,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0147

Farge

Farge

Steinkohle

Nein

28777

Bremen

HB

1969

Nein

in Betrieb

350,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0211

HKW I

ZAWSF

Steinkohle

Ja

47053

Duisburg

NW

1985

Nein

in Betrieb

95,0

95,0

0,0

0,0

0,0

BNA0216a

KW Walsum

Walsum 9

Steinkohle

Ja

47180

Duisburg

NW

1988

Nein

in Betrieb

370,0

370,0

370,0

0,0

0,0

BNA0216b

KW Walsum

Walsum 10

Steinkohle

Ja

47180

Duisburg

NW

2013

Nein

in Betrieb

725,0

725,0

725,0

725,0

725,0

BNA0252

Kraftwerk Ensdorf

Block 3

Steinkohle

Nein

66806

Ensdorf

SL

1971

Nein

in Betrieb

283,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0253

Kraftwerk Ensdorf

Block 1

Steinkohle

Ja

66806

Ensdorf

SL

1963

Nein

in Betrieb

106,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0261b

HKW Erlangen

K6 DT2

Steinkohle

Ja

91052

Erlangen

BY

1980

Nein

in Betrieb

17,4

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0270

Heizkraftwerk FL

Block 11

Steinkohle

Ja

24939

Flensburg

SH

1992

Nein

in Betrieb

27,0

27,0

27,0

27,0

27,0

BNA0271

Heizkraftwerk FL

Block 10

Steinkohle

Ja

24939

Flensburg

SH

1988

Nein

in Betrieb

29,0

29,0

29,0

0,0

0,0

BNA0272

Heizkraftwerk FL

Block 9

Steinkohle

Ja

24939

Flensburg

SH

1985

Nein

in Betrieb

33,0

33,0

0,0

0,0

0,0

BNA0273

Heizkraftwerk FL

Block 8

Steinkohle

Ja

24939

Flensburg

SH

1982

Nein

in Betrieb

35,0

35,0

0,0

0,0

0,0

BNA0274

Heizkraftwerk FL

Block 7

Steinkohle

Ja

24939

Flensburg

SH

1978

Nein

in Betrieb

23,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0289b

HKW West

Block 2

Steinkohle

Ja

60627

Frankfurt am Main

HE

1989

Nein

in Betrieb

61,5

61,5

61,5

0,0

0,0

BNA0290

HKW West

Block 3

Steinkohle

Ja

60627

Frankfurt am Main

HE

1989

Nein

in Betrieb

61,5

61,5

61,5

0,0

0,0

BNA0331

Scholven

C

Steinkohle

Ja

45896

Gelsenkirchen

NW

1969

Nein

in Betrieb

345,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0332

Scholven

B

Steinkohle

Ja

45896

Gelsenkirchen

NW

1968

Nein

in Betrieb

345,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0336

FWK Buer

Steinkohle

Ja

45896

Gelsenkirchen

NW

1985

Nein

in Betrieb

70,0

70,0

0,0

0,0

0,0

BNA0377

Staudinger

5

Steinkohle

Ja

63538

Großkrotzenburg

HE

1992

Nein

in Betrieb

510,0

510,0

510,0

510,0

510,0

BNA0402

Tiefstack

Tiefstack

Steinkohle

Ja

22113

Hamburg

HH

1993

Nein

in Betrieb

194,0

194,0

194,0

194,0

194,0

BNA0403

Wedel

Wedel 2

Steinkohle

Ja

22880

Wedel

SH

1962

Nein

in Betrieb

123,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0404

Wedel

Wedel 1

Steinkohle

Ja

22880

Wedel

SH

1961

Nein

in Betrieb

137,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0413b

Westfalen

D

Steinkohle

Nein

59071

Hamm-Uentrop

NW

2014

Nein

in Betrieb

765,0

765,0

765,0

765,0

765,0

BNA0020

Ja

0,0

Heizkraftwerk Altbach/Deizisau Heizkraftwerk Altbach/Deizisau

BNA0019

KWK-Anlagen<10MW

Sonstige Energieträger Sonstige Energieträger Sonstige Energieträger Sonstige Energieträger Sonstige Energieträger Sonstige Energieträger Sonstige Energieträger Sonstige Energieträger

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 38 GasNZV

BUNDESNETZAGENTUR | 201

BNetzAID

Kraftwerksname

Blockname

Energieträger

KWKAus­ kopplung

PLZ

Ort

Bundes­ land

Inbe­ trieb­ nahme­ jahr

Geplante Stilllegung

Status 10.05.2016

(Ja/Nein)

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 38 GasNZV

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 39 GasNZV

(Ja/Nein)

(Ja/Nein)

Falls Energieträger nicht Erdgas: Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV (Ja/Nein)

Netto­ leistung 10.05.2016

Leistung Szenario A 2030

Leistung Szenario B 2030

Leistung Szenario B 2035

Leistung Szenario C 2030

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

BNA0413c

Westfalen

E

Steinkohle

Nein

59071

Hamm-Uentrop

NW

2014

Nein

in Betrieb

765,0

765,0

765,0

765,0

765,0

BNA0420

GKH

Block1

Steinkohle

Ja

30419

Hannover

NI

1989

Nein

in Betrieb

136,0

136,0

136,0

0,0

0,0

BNA0421

GKH

Block2

Steinkohle

Ja

30419

Hannover

NI

1989

Nein

in Betrieb

136,0

136,0

136,0

0,0

0,0

BNA0432

Heizkraftwerk Heilbronn

HLB 5

Steinkohle

Ja

74076

Heilbronn

BW

1965

in Betrieb

125,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0433

Heizkraftwerk Heilbronn

HLB 6

Steinkohle

Ja

74076

Heilbronn

BW

1966

in Betrieb

125,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0434

Heizkraftwerk Heilbronn

HLB 7

Steinkohle

Ja

74076

Heilbronn

BW

1985

Nein

in Betrieb

778,0

778,0

0,0

0,0

0,0

BNA0449

KW Herne

Herne 3

Steinkohle

Ja

44654

Herne

NW

1966

Nein

in Betrieb

280,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0450

KW Herne

Herne 4

Steinkohle

Ja

44655

Herne

NW

1989

Nein

in Betrieb

449,0

449,0

449,0

0,0

0,0

BNA0464

KWM

Block3

Steinkohle

Nein

31249

Hohenhameln OT Mehrum

NI

1979

Nein

in Betrieb

690,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0493

Ibbenbüren

B

Steinkohle

Ja

49479

IBrandenburgerlinnbüren

NW

1985

Nein

in Betrieb

794,0

794,0

0,0

0,0

0,0

BNA0498

Heizkraftwerk

Block B

Steinkohle

Ja

65926

Industriepark Höchst

HE

1989

Nein

in Betrieb

66,0

66,0

66,0

0,0

0,0

BNA0510b

HKW Karcherstr.

20

Steinkohle

Ja

67655

Kaiserslautern

RP

1996

Nein

in Betrieb

13,4

13,4

13,4

13,4

13,4

BNA0518a

Rheinhafen-Dampfkraftwerk

RDK 7

Steinkohle

Ja

76189

Karlsruhe

BW

1985

Nein

in Betrieb

505,0

505,0

0,0

0,0

0,0

BNA0518b

Rheinhafen-Dampfkraftwerk

RDK 8

Steinkohle

Ja

76189

Karlsruhe

BW

2014

Nein

in Betrieb

842,0

842,0

842,0

842,0

842,0

BNA0526

Gemeinschaftskraftwerk Kiel

Steinkohle

Ja

24149

Kiel

SH

1970

Nein

in Betrieb

323,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0557a

Kraftwerk L 57

Steinkohle

Ja

47812

Krefeld-Uerdingen

NW

1957

Nein

in Betrieb

26,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0557b

Kraftwerk N 230

Steinkohle

Ja

47812

Krefeld-Uerdingen

NW

1971

Nein

in Betrieb

110,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0600b

G-Kraftwerk

Steinkohle

Ja

51368

Leverkusen

NW

1962

Nein

in Betrieb

103,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0618

KW Lünen

Lünen 6

Steinkohle

Nein

44536

Lünen

NW

1962

Nein

in Betrieb

149,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0619

KW Lünen

Lünen 7

Steinkohle

Ja

44537

Lünen

NW

1969

Nein

in Betrieb

324,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0644

GKM

Block 6

Steinkohle

Ja

68199

Mannheim

BW

2005

Nein

in Betrieb

255,0

255,0

255,0

255,0

255,0

BNA0645

GKM

Block 7

Steinkohle

Ja

68199

Mannheim

BW

1982

Nein

in Betrieb

425,0

425,0

0,0

0,0

0,0

BNA0646a

GKM

Block 8

Steinkohle

Ja

68199

Mannheim

BW

1993

Nein

in Betrieb

435,0

435,0

435,0

435,0

435,0

BNA0646b

GKM

Block 9

Steinkohle

Ja

68199

Mannheim

BW

2015

Nein

in Betrieb

843,0

843,0

843,0

843,0

843,0

BNA0660

Kraftwerk I

Block 4

Steinkohle

Ja

45772

Marl

NW

1971

Nein

in Betrieb

55,3

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0661

Kraftwerk II

Block 3

Steinkohle

Ja

45772

Marl

NW

1966

Ja

in Betrieb

60,4

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0662a

Kraftwerk I

Block 5

Steinkohle

Ja

45772

Marl

NW

1983

Nein

in Betrieb

60,2

60,2

0,0

0,0

0,0

BNA0758

Heizkraftwerk Offenbach

Steinkohle

Ja

63067

Offenbach

HE

1990

Nein

in Betrieb

54,0

54,0

54,0

0,0

0,0

BNA0793

Heyden

4

Steinkohle

Nein

32469

Petershagen

NW

1987

Nein

in Betrieb

875,0

875,0

875,0

0,0

0,0

BNA0801

Heizkraftwerk Pforzheim GmbH

Wirbelschichtblock

Steinkohle

Ja

75175

Pforzheim

BW

1990

Nein

in Betrieb

26,9

26,9

26,9

0,0

0,0

BNA0820

Weiher

Weiher III

Steinkohle

Ja

66287

Quierschied

SL

1976

Nein

in Betrieb

655,6

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0834

Industrie-Kraftwerk

Steinkohle

Ja

47495

Rheinberg

NW

1975

Nein

in Betrieb

79,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0849

KNG Kraftwerk Rostock

Rostock

Steinkohle

Ja

18147

Rostock

MV

1994

Nein

in Betrieb

514,0

514,0

514,0

514,0

514,0

BNA0861b

HKW Römerbrücke

Kohleanlage

Steinkohle

Ja

66121

Saarbrücken

SL

1988

Nein

in Betrieb

50,0

50,0

50,0

0,0

0,0

Steinkohle

Ja

63811

Stockstadt

BY

1969

Nein

in Betrieb

24,8

0,0

0,0

0,0

0,0

GAI DT 14 neu

Steinkohle

Ja

70376

Stuttgart

BW

2009

Nein

in Betrieb

22,6

22,6

22,6

22,6

22,6

MÜN DT12

Steinkohle

Ja

70376

Stuttgart

BW

1982

Nein

in Betrieb

45,0

45,0

0,0

0,0

0,0

MÜN DT15

Steinkohle

Ja

70376

Stuttgart

BW

1984

Nein

in Betrieb

45,0

45,0

0,0

0,0

0,0

BNA0926b BNA0934 BNA0935 BNA0936

Heizkraftwerk der Sappi Stockstadt GmbH Heizkraftwerk StuttgartGaisburg Restmüll-Heizkraftwerk Stuttgart-Münster Restmüll-Heizkraftwerk Stuttgart-Münster

Ja, gesetzlich gehindert Ja, gesetzlich gehindert

BNA0969b

Nord 2

2

Steinkohle

Ja

85774

Unterföhring

BY

1991

Nein

in Betrieb

332,7

332,7

332,7

332,7

332,7

BNA0989

KW West

West 2

Steinkohle

Nein

46563

Voerde

NW

1971

Nein

in Betrieb

318,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0990

KW West

West 1

Steinkohle

Nein

46562

Voerde

NW

1971

Nein

in Betrieb

322,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0991

KW Voerde

Block A

Steinkohle

Nein

46562

Voerde

NW

1982

Ja

in Betrieb

695,0

0,0

0,0

0,0

0,0

202 | ANHANG

BNetzAID

Kraftwerksname

Blockname

Energieträger

KWKAus­ kopplung

PLZ

Ort

Bundes­ land

Inbe­ trieb­ nahme­ jahr

Geplante Stilllegung

Status 10.05.2016

(Ja/Nein)

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 38 GasNZV

Falls Energieträger Erdgas: Antrag nach § 39 GasNZV

(Ja/Nein)

(Ja/Nein)

Falls Energieträger nicht Erdgas: Antrag/Zusage nach § 9 KraftNAV (Ja/Nein)

Netto­ leistung 10.05.2016

Leistung Szenario A 2030

Leistung Szenario B 2030

Leistung Szenario B 2035

Leistung Szenario C 2030

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

[MW]

BNA0992

KW Voerde

Block B

Steinkohle

Nein

46563

Voerde

NW

1985

Ja

in Betrieb

695,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA0998

Modellkraftwerk

MKV

Steinkohle

Ja

66333

Völklingen-Fenne

SL

1982

Nein

in Betrieb

179,0

179,0

0,0

0,0

0,0

BNA0999

Heizkraftwerk

HKV

Steinkohle

Ja

66333

Völklingen-Fenne

SL

1989

Nein

in Betrieb

211,0

211,0

211,0

0,0

0,0

BNA1005

Kraftwerk Walheim

WAL 1

Steinkohle

Nein

74399

Walheim

BW

1964

in Betrieb

96,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA1006

Kraftwerk Walheim

WAL 2

Steinkohle

Nein

74399

Walheim

BW

1967

in Betrieb

148,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA1037

Kraftwerk WerdohlElverlingsen

E4

Steinkohle

58791

Werdohl

NW

1982

Nein

in Betrieb

310,0

310,0

0,0

0,0

0,0

BNA1046a

Gersteinwerk

K2

Steinkohle

Nein

59368

Werne

NW

1984

Nein

in Betrieb

607,5

607,5

0,0

0,0

0,0

BNA1061

Wilhelmshaven

1

Steinkohle

Nein

26386

Wilhelmshaven

NI

1976

Nein

in Betrieb

757,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA1075a

HKW Nord

Generator A

Steinkohle

Ja

38436

Wolfsburg

NI

2000

Nein

in Betrieb

61,5

61,5

61,5

61,5

61,5

BNA1075b

HKW Nord

Generator B

Steinkohle

Ja

38436

Wolfsburg

NI

2000

Nein

in Betrieb

61,5

61,5

61,5

61,5

61,5

BNA1076a

HKW West

Block 1

Steinkohle

Ja

38436

Wolfsburg

NI

1985

Nein

in Betrieb

138,5

138,5

0,0

0,0

0,0

BNA1076b

HKW West

Block 2

Steinkohle

Ja

38436

Wolfsburg

NI

1985

Nein

in Betrieb

138,5

138,5

0,0

0,0

0,0

BNA1084

HKW Elberfeld

Block 3

Steinkohle

Ja

42117

Wuppertal

NW

1989

Nein

in Betrieb

85,0

85,0

85,0

0,0

0,0

BNA1093

Zolling

Zolling Block 5

Steinkohle

Ja

85406

Zolling

BY

1986

Nein

in Betrieb

472,0

472,0

472,0

0,0

0,0

BNA1331

Reno De Medici

HD - Kraftwerk

Steinkohle

Ja

59821

Arnsberg

NW

1956

Nein

in Betrieb

19,0

0,0

0,0

0,0

0,0

BNA1405a

Heizkraftwerk Magirusstraße

Steinkohle

Ja

89077

Ulm

BW

1978

Nein

in Betrieb

20,7

0,0

0,0

0,0

0,0

Steinkohle

Ja

77704

Oberkirch

BW

1986

Nein

in Betrieb

18,5

18,5

18,5

0,0

0,0

BNA1467

Ja, gesetzlich gehindert Ja, gesetzlich gehindert

BNA1500

Werk Uelzen

Steinkohle

Ja

29525

Uelzen

NI

1990

Nein

in Betrieb

40,0

40,0

40,0

0,0

0,0

BNA1508

Trianel Kohlekraftwerk Lünen

Steinkohle

Ja

44536

Lünen

NW

2013

Nein

in Betrieb

746,0

746,0

746,0

746,0

746,0

BNA1558

Moorburg B

B

Steinkohle

Nein

21079

Hamburg

HH

2015

Nein

in Betrieb

766,0

766,0

766,0

766,0

766,0

BNA1673

Moorburg A

Moorburg A

Steinkohle

21079

Hamburg

HH

2015

Nein

in Betrieb

774,0

774,0

774,0

774,0

774,0

BNA1674

Kraftwerk Wilhelmshaven

Kraftwerk Wilhelms­ haven

Steinkohle

26386

Wilhelmshaven

NI

2015

Nein

in Betrieb

731,0

731,0

731,0

731,0

731,0

1055,0

1055,0

1055,0

1055,0

1055,0

735,0

735,0

0,0

0,0

0,0

39,0

39,0

39,0

39,0

39,0

26,5

26,5

26,5

26,5

26,5

Nein

BNAP029

Datteln

4

Steinkohle

Ja

45711

Datteln

Jahr unbe­ stimmt

Nein

in Bau

BNAP062

KW Lünen

Lünen 8

Steinkohle

Nein

44536

Lünen

2022

Nein

in Planung

BNAP111

HKW West (neue Dampf­ turbine)

Offen

Steinkohle

Ja

60623

Frankfurt am Main

2016

Nein

in Bau

n.v.

KWK-Anlagen<10MW

Steinkohle

Ja

2015

Nein

in Betrieb

Ja Nein

Nein

BUNDESNETZAGENTUR | 203

Anlage 2: Ergebnis der VerteilnetzbetreiberAbfrage VNB Name

Beantragte Leistung 2016 - 2018 [MW]

Prognose Brutto mit Realisierungs­ quote 2016 - 2018 [MW]

Überlandwerk Rhön GmbH

33,00

29,70

Stadtwerke Lemgo GmbH

60,07

37,70

Stadtwerke Lünen GmbH

5,00

3,70

Albwerk GmbH & Co. KG

68,54

27,62

114,32

65,44

Infrawest GmbH

34,76

19,71

Stadtwerke Coesfeld GmbH

15,70

7,85

1683,98

1009,94

34,80

17,40

4232,56

3250,54

19,20

17,28

5,40

4,24

33,50

23,45

8,95

2,69

575,91

403,14

KEVAG Verteilnetz GmbH

68,20

56,94

Stadtwerke Haltern am See GmbH

81,80

59,06

2757,31

2010,03

155,04

78,82

29,00

16,66

Celle-Uelzen Netz GmbH

148,45

46,47

LSW Netz GmbH & Co. KG

102,50

92,25

Albstadtwerke GmbH

29,55

14,78

EGT Energie GmbH

76,65

21,39

6,25

4,51

137,40

68,70

3,00

0,30

Energie Waldeck-Frankenberg GmbH

Netze BW GmbH Stadtwerke Saarbrücken AG Avacon AG BEW Bayreuther Energie- und Wasserversorgungs- GmbH enwor - energie & wasser vor ort GmbH wesernetz Bremen GmbH BEW Netze GmbH Bayernwerk AG

E.DIS AG LEW Verteilnetz GmbH SWB Netz GmbH

Stadtwerke EVB Huntetal GmbH ED Netze GmbH SEW Stromversorgungs- GmbH

204 | ANHANG

VNB Name

Beantragte Leistung 2016 - 2018 [MW]

Prognose Brutto mit Realisierungs­ quote 2016 - 2018 [MW]

wesernetz Bremerhaven GmbH

8,00

5,60

GEW Wilhelmshaven GmbH

5,65

2,83

424,12

227,65

1006,81

503,40

42,45

28,10

9,90

0,99

OsthessenNetz GmbH

181,90

126,55

NEW Netz GmbH

102,70

46,45

36,15

20,42

6,45

3,83

1513,98

454,19

3,40

3,06

63,90

45,01

301,37

150,69

1301,86

907,18

AVU Netz GmbH

6,50

3,75

Energieversorgung Halle Netz GmbH

0,00

0,00

ENSO NETZ GmbH

170,40

68,55

Netze Mittelbaden GmbH

152,55

86,80

Enervie AssetNetWork GmbH

226,27

67,88

MDN Main-Donau Netzgesellschaft mbH

217,02

140,72

Stadtwerke Karlsruhe Netzservice GmbH

3,30

1,65

113,45

50,35

71,00

55,01

6,60

3,30

Netzgesellschaft Ostwürttemberg DonauRies GmbH

574,78

292,22

Pfalzwerke Netz AG

268,90

204,87

WEMAG Netz GmbH

940,83

542,46

Stadtwerke Rostock Netzgesellschaft mbH

15,40

5,06

Mittelhessen Netz GmbH

31,35

5,48

Mainfranken Netze GmbH

21,20

6,77

Syna GmbH Mitteldeutsche Netzgesellschaft Strom mbH Unterfränkische Überlandzentrale eG Kreiswerke Main-Kinzig GmbH

münsterNETZ GmbH GeraNetz GmbH TEN Thüringer Energienetze GmbH Stromnetz Berlin GmbH Stromnetz Hamburg GmbH ovag Netz AG EWE NETZ GmbH

Harz Energie Netz GmbH EWR Netz GmbH enercity Netzgesellschaft mbH

BUNDESNETZAGENTUR | 205

VNB Name

Beantragte Leistung 2016 - 2018 [MW]

Prognose Brutto mit Realisierungs­ quote 2016 - 2018 [MW]

Stadtwerke Wiesbaden Netz GmbH

30,00

21,00

Energie- und Wasserversorgung Hamm GmbH

14,60

7,30

2432,67

2189,41

Osterholzer Stadtwerke GmbH & Co. KG

14,90

13,41

SWK NETZE GmbH

16,60

12,64

6612,82

3306,41

9,90

4,95

EnergieNetz Mitte GmbH

723,60

427,44

e-netz Südhessen GmbH & Co. KG

117,35

35,21

1256,69

580,12

Schleswig-Holstein Netz AG

Westnetz GmbH BIGGE ENERGIE GmbH & Co. KG

Westfalen Weser Netz GmbH

206 | ANHANG

Anlage 3: Kurzübersicht über die Regionalisierungsmethodik – Bestand: Basierend auf den Anlagenbestandsdaten der ÜNB ermittelter Wind Onshore Bestand Ende 2015

– Stützpunkt: Kurzfristige Entwicklung des Wind Onshore-Ausbaus in den kommenden drei Jahren ausgehend von der historischen Entwicklung der letzten drei Jahre, der WEA-Antragslage der Verteilnetzbetreiber und der Landesentwicklungsplänen. 1. Bestandsermittlung (GW) auf Basis der ÜNB Stammdaten 2. Ermittlung der Landes-Stützpunkte (GW), der kurzfristigen Entwicklung in den Bundesländern 3. Summieren der Landesstützpunkte zum Bundesstützpunkt (GW) 4. Vorgabe des Bundesbestandes 2035 (GW) aus EEG 2016 5. Verteilung des Bundesbestandes 2035 über den FFE-Ansatz über das Bundesgebiet 6. Ermittlung der Länderbestände 2035 (GW) auf Basis des FFE Ansatzes (Schritt 5) 7. Festlegung des Bundesbestandes 2030 (GW) auf Basis des EEG 2016 8. Ermittlung des Landesbestandes 2030 (GW) aus Basis des EEG 2016





Bundesbestandes 2030 (Bund 2030)





Bundesbestandes 2035 (Bund 2035)





Landesbestandes 2035 (Land 2035)





Landesstützpunkt (StützLand)





Bundestützpunkt (StützBund)

Gesucht: Landesbestand 2030 (Land 2030) 𝐵𝐵𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 2030 − 𝑆𝑆𝑍𝑍ü𝑍𝑍𝑏𝑏𝐵𝐵𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 𝐿𝐿𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 2030 − 𝑆𝑆𝑍𝑍ü𝑍𝑍𝑏𝑏𝐿𝐿𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 = 𝐵𝐵𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 2035 − 𝑆𝑆𝑍𝑍ü𝑍𝑍𝑏𝑏𝐵𝐵𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 𝐿𝐿𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 2035 − 𝑆𝑆𝑍𝑍ü𝑍𝑍𝑏𝑏𝐿𝐿𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅

𝐵𝐵𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 2030 − 𝑆𝑆𝑍𝑍ü𝑍𝑍𝑏𝑏𝐵𝐵𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 ∗ (𝐿𝐿𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅2035 − 𝑆𝑆𝑍𝑍ü𝑍𝑍𝑏𝑏𝐿𝐿𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅) = 𝐿𝐿𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 2030 − 𝑆𝑆𝑍𝑍ü𝑍𝑍𝑏𝑏𝐿𝐿𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 𝐵𝐵𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 2035 − 𝑆𝑆𝑍𝑍ü𝑍𝑍𝑏𝑏𝐵𝐵𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 𝑆𝑆𝑍𝑍ü𝑍𝑍𝑏𝑏𝐿𝐿𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 +

𝐵𝐵𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 2030 − 𝑆𝑆𝑍𝑍ü𝑍𝑍𝑏𝑏𝐵𝐵𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 ∗ (𝐿𝐿𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅2035 − 𝑆𝑆𝑍𝑍ü𝑍𝑍𝑏𝑏𝐿𝐿𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅) = 𝐿𝐿𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 2030 𝐵𝐵𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅 2035 − 𝑆𝑆𝑍𝑍ü𝑍𝑍𝑏𝑏𝐵𝐵𝑍𝑍𝑖𝑖𝑅𝑅

BUNDESNETZAGENTUR | 207

Verzeichnisse

208 | VERZEICHNISSE

Abbildungsverzeichnis Abbildung 1: Darstellung der von der Bundesnetzagentur genehmigten Szenarien für den Szenariorahmen 2017-2030...........................................................................................................................................................................70 Abbildung 2: Installierte Leistung KWK-fähiger Kraftwerke nach Energieträgern..........................................................95 Abbildung 3: Installierte Leistung KWK-fähiger Kraftwerke nach Leistungsklassen......................................................96 Abbildung 4: Aufkommen und Verwendung in den deutschen Versorgungsnetzen 2014 (Monitoringbericht der Bundesnetzagentur 2015, S. 30) ..................................................................................................................... 102 Abbildung 5: Konventioneller Kraftwerkspark 2015 .................................................................................................................. 116 Abbildung 6: Konventioneller Kraftwerkspark in Szenario A 2030...................................................................................... 126 Abbildung 7: Konventioneller Kraftwerkspark in Szenario B 2030 ...................................................................................... 132 Abbildung 8: Konventioneller Kraftwerkspark in Szenario B 2035 ...................................................................................... 138 Abbildung 9: Konventioneller Kraftwerkspark in Szenario C 2030 ...................................................................................... 144

BUNDESNETZAGENTUR | 209

Tabellenverzeichnis Tabelle 1: Installierte Kapazität der PV-Batteriespeicher in den Szenarien.........................................................................89 Tabelle 2: Gesicherte Leistung des Lastmanagements klassischer Stromanwendungen in den Szenarien ...........90 Tabelle 3: Potenzial des Lastmanagements bei Wärmepumpen in den Szenarien ...........................................................91 Tabelle 4: Potenzial des Lastmanagements für Elektromobilität in den Szenarien..........................................................91 Tabelle 5: Installierte Leistung Power-to-Gas in den Szenarien ...............................................................................................92 Tabelle 6: Nettostromverbrauch in den Szenarien....................................................................................................................... 105 Tabelle 7: Einfluss von Sektoren und Subsektoren auf die Jahreshöchstlast.................................................................... 110 Tabelle 8: Referenzwerte regenerativer Kapazitäten im Jahr 2014/2015............................................................................ 112 Tabelle 9: Referenzwerte konventioneller Erzeugungsleistung im Jahr 2014/2015...................................................... 114 Tabelle 10: Brennstoffpreise und Zertifikatskosten..................................................................................................................... 120 Tabelle 11: Entwicklung regenerativer Kapazitäten in Szenario A 2030 ............................................................................ 123 Tabelle 12: Technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer konventioneller Kraftwerke in Szenario A 2030 .............. 124 Tabelle 13: Kriterien zum Zubau von in Planung befindlichen Kraftwerken in Szenario A 2030........................... 124 Tabelle 14: Entwicklung konventioneller Kapazitäten in Szenario A 2030....................................................................... 125 Tabelle 15: Entwicklung regenerativer Kapazitäten in Szenario B 2030............................................................................. 129 Tabelle 16: Technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer konventioneller Kraftwerke in Szenario B 2030 .............. 129 Tabelle 17: Kriterien zum Zubau von in Planung befindlichen Kraftwerken in Szenario B 2030........................... 130 Tabelle 18: Entwicklung konventioneller Kapazitäten in Szenario B 2030 ....................................................................... 131 Tabelle 19: Entwicklung regenerativer Kapazitäten in Szenario B 2035............................................................................. 135 Tabelle 20: Technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer konventioneller Kraftwerke in Szenario B 2035 .............. 135 Tabelle 21: Kriterien zum Zubau von in Planung befindlichen Kraftwerken in Szenario B 2035........................... 136 Tabelle 22: Entwicklung konventioneller Kapazitäten in Szenario B 2035 ....................................................................... 137 Tabelle 23: Entwicklung regenerativer Kapazitäten in Szenario C 2030............................................................................. 141 Tabelle 24: Technisch-wirtschaftliche Betriebsdauer konventioneller Kraftwerke in Szenario C 2030 .............. 141 Tabelle 25: Kriterien zum Zubau von in Planung befindlichen Kraftwerken in Szenario C 2030........................... 142 Tabelle 26: Entwicklung konventioneller Kapazitäten in Szenario C 2030 ....................................................................... 143 Tabelle 27: Ermittlung des Bruttostromverbrauchs 2015 ......................................................................................................... 146 Tabelle 28: Prognose des Bruttostromverbrauchs in den Szenarien.................................................................................... 147 Tabelle 29: Volllastbetriebsstunden der Erneuerbaren Erzeugungsanlagen .................................................................... 147

210 | VERZEICHNISSE

Tabelle 30: Anteil Erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch in den Szenarien............................................ 149 Tabelle 31: Handelskapazitäten zwischen Deutschland und den Anrainerstaaten ....................................................... 153 Tabelle 32: Regionale Zuordnung von Wind Offshore in Nord- und Ostsee ................................................................... 155 Tabelle 33: Offshore Flächen in Nord- und Ostsee ...................................................................................................................... 157 Tabelle 34: Ergebnisse der Raumordnungsabfrage im Vergleich mit Raumordnungsplan-Monitor Daten ...... 177

BUNDESNETZAGENTUR | 211

Anlagenverzeichnis Anlage 1: Kraftwerksliste ......................................................................................................................................................................... 184 Anlage 2: Ergebnis der Verteilnetzbetreiber-Abfrage .................................................................................................................. 203 Anlage 3: Kurzübersicht über die Regionalisierungsmethodik ................................................................................................. 206

BUNDESNETZAGENTUR | 213

Impressum Herausgeber Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen Tulpenfeld 4 53113 Bonn Bezugsquelle Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen Tulpenfeld 4 53113 Bonn [email protected] www.bundesnetzagentur.de Tel. +49 228 14-0 Stand 30. Juni 2016 Text Referat 613