und Höchstspannungsleit

TenneT ist einer der führenden Übertragungsnetzbetreiber in Europa. Mit rund 22.000 Kilometern Hoch- und
Höchstspannungsleitungen in den Niederlanden und in Deutschland bieten wir 41 Millionen Endverbrauchern
rund um die Uhr eine zuverlässige und sichere Stromversorgung. TenneT entwickelt mit etwa 3.000 Mitarbeitern
als verantwortungsbewusster Vorreiter den nordwesteuropäischen Energiemarkt weiter und integriert im Rahmen
der nachhaltigen Energieversorgung vermehrt erneuerbare Energien.
Taking power further
TenneT TSO GmbH
Bernecker Straße 70
95448 Bayreuth
Deutschland
Telefon + 49 (0)921 50740-0
Fax + 49 (0)921 50740-4095
E-Mail [email protected]
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www.tennet.eu
© TenneT TSO GmbH – Juli 2016
Nichts aus dieser Ausgabe darf ohne ausdrückliche
Zustimmung der TenneT TSO GmbH vervielfältigt oder
auf irgendeine andere Weise veröffentlicht werden.
Aus dem Inhalt des vorliegenden Dokuments können
TH 579-160511
keine Rechte abgeleitet werden.
SuedOstLink
Verlässlich Strom für Bayern
SuedOstLink –
das Gleichstromkabel für
eine sichere Stromversorgung
Bayerns
Die Energiewende stellt unser Stromnetz vor große
Herausforderungen. Während vor allem im Norden
immer mehr erneuerbare Energien in das Netz eingespeist werden, gehen in den kommenden Jahren
in Deutschland alle Kernkraftwerke vom Netz – auch
in den verbrauchsstarken Regionen im Süden.
Um Bayern auch in Zukunft verlässlich mit Energie
zu versorgen, braucht das Land leistungsfähige
Nord-Süd-Verbindungen.
Der Gesetzgeber hat die Notwendigkeit einer stabilen Energieversorgung
erkannt und SuedOstLink im Jahr 2015 im Bundesbedarfsplangesetz
(BBPlG) festgeschrieben. Vorausgegangen ist eine ausführliche Prüfung
durch die Bundesnetzagentur und im Bayerischen Energiedialog.
Ergebnis: Nach Abschaltung aller Kernkraftwerke im Jahr 2022 muss
Bayern bis zu 40 Prozent seines Strombedarfs importieren – trotz eines
Ausbaus dezentraler Energien wie der Photovoltaik.
SuedOstLink sammelt den in Nordostdeutschland produzierten Strom am
Netzverknüpfungspunkt Wolmirstedt bei Magdeburg und transportiert ihn
als leistungsfähige und effiziente HGÜ-Leitung (Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung) nach Bayern. Vom Netzverknüpfungspunkt Isar bei
Landshut wird der Strom über das regionale Stromnetz weiterverteilt.
Nach § 3 Bundesbedarfsplangesetz vom Dezember 2015 gilt für Gleichstromverbindungen wie SuedOstLink ein Vorrang der Erdverkabelung.
Nur unter sehr engen, festgelegten Voraussetzungen kann in Ausnahmefällen von einer Erdverkabelung abgewichen werden.
•Gesetzliche Grundlage
Bundesbedarfsplangesetz,
Vorhaben Nr. 5
•Verlauf
Startpunkt: Wolmirstedt, Sachsen-Anhalt
Endpunkt: Isar bei Landshut
•Ungefähre Länge
Ca. 580 km (abhängig vom gefundenen
Trassenverlauf)
•Vorhabenträger
Wolmirstedt bis Landesgrenze Bayern: 50Hertz
Transmission GmbH,
Landesgrenze Bayern bis Endpunkt Isar:
TenneT TSO GmbH
•Verfahrensführende Behörde
Bundesnetzagentur
•Technische Daten
Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung
(HGÜ), Spannungsebene 320 – 525 kV,
Übertragungskapazität 2 GW
•Ausführung
Das Vorhaben soll möglichst geradlinig sowie
vorrangig als Erdkabel errichtet werden.
gen
(Stand: Juni 2016)
gebiet
rtz
Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) – 2009:
Drehstromübertragung:
4
Altenfeld
Thüringen
gen
TenneT-Projekte Bayern
nach der gesetzlichen Grundlage
SuedOstLink
3
1 Altenfeld – Redwitz
TenneT-Projekte
Bayern
(Neubauprojekt
– Teil-Inbetriebnahme 2015 erfolgt)
TenneT-Projekte
Bayern
56 km,
davon 30 km Grundlage
in Bayern
nach der
gesetzlichen
TenneT-Proje
nach
der
gesetzlichen
Grundlage
2
Redwitz
–
Grafenrheinfeld
TenneT-Projekte
in Ostbayern
(Stand: Juni 2016)
(Spannungsumstellung
– alte Trasse bleibt
bestehen,
nach
dernurges
nach der
gesetzlichen
Grundlage
(Stand:
Juni
2016)
Energieleitungsausbaugesetz
(EnLAG) – 2009:
geringfügige
Baumaßnahmen
im Bereich der Umspannwerke
(Stand: Juni
2016)
Drehstromübertragung:
(Stand: Juni 2016)
Inbetriebnahme 2015) (EnLAG) – 2009:
Energieleitungsausbaugesetz
Energieleitungsausbaugesetz
100 km – Redwitz (EnLAG) – 2009:
1 Altenfeld
Drehstromübertragung:
SuedOstLink
SuedOstLink
SuedOstLink
1 Netzgebiet
Thüringen
gebiet
50Hertz
14
rtz
4
Netzgebiet
4
Drehstromübertragung:
(Neubauprojekt – Teil-Inbetriebnahme 2015 erfolgt)
Mechlenreuth
Energieleitungsau
Bundesbedarfsplangesetz
(BBPIG) – 2013/15:
11 56
Altenfeld
––
Redwitz
Altenfeld
Redwitz
km, davon
30
km in Bayern
witz
(Neubauprojekt
–
Teilinbetriebnahme
2015
erfolgt)
Drehstromübertragu
(Neubauprojekt
– Teil-Inbetriebnahme
2015
erfolgt)
2 Redwitz
– Grafenrheinfeld
4
Gleichstromübertragung
(HGÜ):
56 km, davon
30 km
in Bayern
(Spannungsumstellung
–
alte
Trasse
bleibt
bestehen,
nur
56
km,
davon
30
km
in
Bayern
1
Altenfeld
2 Redwitz – Grafenrheinfeld
1 Altenfeld
d
Bereich
derbestehen,
Umspannwerke,
3
(Spannungsumstellung
alte im
Trasse
bleibt
SuedLink:
Wilster –– Bergrheinfeld/West
2 geringfügige
Redwitz –Baumaßnahmen
Grafenrheinfeld
Inbetriebnahme
nur
geringfügige2015)
Baumaßnahmen
im Bereich
(Neubaupr
(Neubauprojekt
– Trassenführung
noch nicht bekannt)
(Spannungsumstellung
– alte Trasse
1 Würgau
Bayreuth
100
der
Umspannwerke, Inbetriebnahme
2015)bleibt bestehen, nur
km
14 Altenfeld
56 km, da
geringfügige
Baumaßnahmen
Bereich der Umspannwerke
4 100
km
SuedOstLink:
Wolmirstedt –imIsar
Mechlenreuth
Bundesbedarfsplangesetz
(BBPIG) – 2013/15:
Inbetriebnahme
2015)
(Neubauprojekt
–
Trassenführung
noch
nicht
bekannt)
Redwitz
2 Redwitz –
Bundesbedarfsplangesetz (BBPIG) – 2013/15:
Gleichstromübertragung
(HGÜ):
100 km
Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung
(HGÜ):
14
6
(Spannung
1
Drehstromübertragung:
afenrheinfeld
Mechlenreuth
34 SuedLink:
SuedOstLink:
Wolmirstedt
– Isar
Wilster
– Bergrheinfeld/West
Bundesbedarfsplangesetz
(BBPIG)
– 2013/15:
geringfügig
(Neubauprojekt
Trassenführungnoch
nochnicht
nichtbekannt)
bekannt)
witz
––Trassenführung
Bayreuth
5 (Neubauprojekt
Mecklar – Bergrheinfeld/West*
Etzenricht
Würgau
Inbetriebn
Gleichstromübertragung
(HGÜ):
2
4 SuedOstLink:
Wolmirstedt
– Isar
Drehstromübertragung:
(Neubauprojekt
– Trassenführung
noch nicht bekannt)
Eltmann
100 km
(Neubauprojekt – Trassenführung noch nicht bekannt)
d
14
6
––
Mechlenreuth
– Etzenricht
– Schwandorf
36 Redwitz
SuedLink:
Wilster – Bergrheinfeld/West
Redwitz
Mechlenreuth
– Etzenricht
– Schwandorf
CZ
6
Mechlenreuth
(Ostbayernring)
Drehstromübertragung:
(Neubauprojekt – Trassenführung
nochBundesbedarfspla
nicht
bekannt)
(Ersatzneubauprojekt
– Trassenführung
im Bereich
der
Ludersheim
Bayreuth
(Ersatzneubauprojekt
–
Trassenführung
im
Bereich
Nürnberg
Würgau Redwitz
SuedOstLink:
Wolmirstedt
Isar
bestehenden
Trasse,
die
Inbetriebnahme
der neuen
54 Mecklar
– Bergrheinfeld/West*
der
bestehenden
Trasse,
die nach
nach –Inbetriebnahme
Etzenricht
Gleichstromübertra
(Neubauprojekt
der
neuenabgebaut
Leitung
– Trassenführung
(Neubauprojekt
–abgebaut
Trassenführung
nochbekannt)
nicht bekannt)
Leitung
wird) wird)noch nicht
185 km – Mechlenreuth – Etzenricht – Schwandorf
6 Redwitz
185 km – Matzenhof (Simbach)
CZ
Schwandorf6
Bayern
Grafenrheinfeld
Drehstromübertragung:
8 Altheim
3 SuedLink
––Trassenführung
Nürnberg Ludersheim
7 (Ersatzneubauprojekt
(Ersatzneubauprojekt
TrassenführungimimBereich
Bereichder
Grafenrheinfeld
– Kupferzell
bestehenden
Trasse,
die
nach
Inbetriebnahme
der neuen (Neubaupr
der
bestehenden
Trasse,
die
nach
Inbetriebnahme
5
Mecklar
–
Bergrheinfeld/West*
Etzenricht Würgau
Bayreuth
(Zubeseilung
– wird)
alte
Trassewird)
bleibt bestehen, dritter Stromkreis)
abgebaut
Leitung
der
neuen
Leitung
abgebaut
Raitersaich
2
(Neubauprojekt
– Trassenführung
km
4 SuedOstL
110
km, davon 51
km in Bayern noch nicht bekannt)
185
73
km
Bayern
Eltmann Schwandorf
9 Grafenrheinfeld
Simbach
––St.
Peter
(Bundesgrenze
Österreich)
76
– Kupferzell
Redwitz
Mechlenreuth
– Etzenricht
– Schwandorf
(Neubaupr
CZ
8
Altheim
–
Matzenhof
(Simbach)
10
(Zubeseilung
(Ersatzneubauprojekt
– teilweise
Trassenführung
– alte Trasse
bestehen,
dritter
(Ersatzneubauprojekt
Trassenführung
imStromkreis)
Bereich der
der
(Ersatzneubauprojekt
––bleibt
Trassenführung
im
Bereich
Nürnberg Ludersheim
110
im
Bereich
der 51
bestehenden
Trasse)
6
km,
davon
km
in
Bayern
bestehenden
Trasse,
die
nach
Inbetriebnahme
der
neuen
Drehstromübertragu
13
km
bestehenden
Trasse,
die
nach
Inbetriebnahme
der
neuen
810Raitersaich
Altheim
– abgebaut
Matzenhof
(Simbach)
10
– Ludersheim
– Sittling – Altheim
Leitung
wird)
Leitung
abgebaut
wird)
Sittling
(Ersatzneubauprojekt
––Trassenführung
imimBereich
der
(Ersatzneubauprojekt
Trassenführung
Bereich
185
km
Schwandorf
5
Mecklar
–
Etzenricht
Bayern
73 bestehenden
km
bestehenden
der
Trasse,
die nach
Inbetriebnahme
Trasse,
die nach
Inbetriebnahme
der neuen
Ingolstadt
7
Grafenrheinfeld
–
Kupferzell
(Neubaupr
der
neuen
Leitung
abgebaut
wird)
Leitung
abgebaut
wird)
Sittling
Simbach
– St. Peter (Bundesgrenze Österreich)
9 73
159
(Zubeseilung
– alte Trasse bleibt bestehen, dritter Stromkreis)
kmkm
Pleinting
6 im
Redwitz
Ingolstadt
(Ersatzneubauprojekt
– teilweise Trassenführung
Bereich –
11Pirach
– Tann
110
km,
davon
51(Bundesgrenze
in Bayern Österreich)
9
Simbach
–
St.
Peter
(Ersatzneubauprojekt
–km
Trassenführung
im Bereich
der
bestehenden
Trasse)
Pleinting
(Ersatzneu
Ludersheim
– teilweise
Trassenführung
im Bereich
Altheim
8 (Ersatzneubauprojekt
der
bestehenden
Trasse,
die
nach
Inbetriebnahme
Altheim
Matzenhof
(Simbach)
Isar
10 Nürnberg
13bestehenden
km –Leitung
Trasse)
12
bestehend
der
der
neuen
abgebaut
wird)
Altheim
(Ersatzneubauprojekt
–
Trassenführung
im
Bereich
der
Isar
km
1013
25
km
Raitersaich
–Trasse,
Ludersheim
– Sittling
– Altheim
12
Leitung
bestehenden
die
nach
Inbetriebnahme
der
neuen ab
12St.
Peter – Pleinting
Netzgebiet
10
Raitersaich
–
Ludersheim
–
Sittling
–
Altheim
8
(Ersatzneubauprojekt
–
Trassenführung
im
Bereich
der km
Raitersaich Sittling
Leitung abgebaut –wird)
185
Schwandorf
(Ersatzneubauprojekt
(Ersatzneubauprojekt
–Trassenführung
TrassenführungimimBereich
Bereichder
Tann
8
bestehenden
Trasse,
Inbetriebnahme der neuen
Tann
der
Trasse,die
die nach
nach Inbetriebnahme
Amprion
73 bestehenden
km
Trasse,abgebaut
die nach wird)
Inbetriebnahme der neuen
7 Grafenrhe
13
Ingolstadt
bestehenden
der
neuenabgebaut
Leitung
Leitung
wird)
13
Leitung
abgebaut
wird)
9
Simbach
–
St.
Peter
(Bundesgrenze
Österreich)
rbachern
50 km
St.
Peter
Oberbachern
St.
Peter
(Zubeseilu
159
km
159
km
13Oberbachern
– Ottenhofen
(Ersatzneubauprojekt
– teilweise Trassenführung im Bereich
9
11 11 9 Pleinting
110 km, d
(Ersatzneubauprojekt
–
Trassenführung
im
Bereich
11
Pirach
–
Tann
11
Pirach
–
Tann
Simbach
Simbach
der bestehenden Trasse)
Ottenhofen
(Ersatzneubauprojekt
der bestehenden Trasse,
die nach Inbetriebnahme
Altheim
– Trassenführung
im Bereich
der
Ottenhofen
Isar 10 Pirach 12
(Ersatzneubauprojekt
–
Trassenführung
im
Bereich
der
13
km
8
Altheim
–
München
bestehenden
der neuen Leitung
Trasse,abgebaut
die nach wird)
Inbetriebnahme der neuen
München
Pirach
bestehenden
die nach
Inbetriebnahme
der
neuen
10Leitung
44
km abgebaut–Trasse,
Raitersaich
Ludersheim
– Sittling
– Altheim
(Ersatzneu
wird)
14Redwitz
– Landesgrenze
Bayern
Leitung
abgebaut
wird)– Trassenführung
8
(Ersatzneubauprojekt
im Bereich
der
km
bestehend
25
(Erhöhung
Stromtragfähigkeit)
Tann
25
km
bestehenden
Trasse,
die
nach Inbetriebnahme der neuen
12
St.
Peter
–
Pleinting
37,5 km
Leitung
ab
Sittling
13
–wird)
Trassenführung im Bereich der bestehenden
Leitung
abgebaut
12(Ersatzneubauprojekt
St. Peter
– Pleinting
rbachern
73
km
St. Peter
Trasse,
die
nach
Inbetriebnahme
der
neuen
Leitung
abgebaut
wird)
159 km
(Ersatzneubauprojekt
– Trassenführung im Bereich der besteh
Ingolstadt
9
11
50 km
9 Simbach
nach Inbetriebnahme der neuen Leitung
abgebaut
11 Trasse,
Pirach –die
Tann
Simbach
13
Oberbachern – Ottenhofen
Pleinting
Ottenhofen
50
km
(Ersatzneubauprojekt
– Trassenführung
im Bereich
der
(Ersatzneu
(Ersatzneubauprojekt
–
Trassenführung
im
Bereich
der
München
Pirach
bestehenden
Trasse,
die nach
Inbetriebnahme
der
neuen
Trasse,
die nach
Inbetriebnahme
der neuen
Leitung
13bestehenden
Oberbachern
– Ottenhofen
der
besteh
Altheim
Leitung
abgebaut wird)
abgebaut
wird)
Isar
A
(Ersatzneubauprojekt
–
Trassenführung
im
Bereich
der
13
km
124425
km
km
bestehenden Trasse, die nach Inbetriebnahme der neuen Leit
10 Raitersaic
14
– Landesgrenze
12Redwitz
St. Peter
– Pleinting Bayern
abgebaut
wird)
A
(Erhöhung
Stromtragfähigkeit)
8
(Ersatzneu
(Ersatzneubauprojekt
–
Trassenführung
im
Bereich
der besteh
44 km
Tann
37,5
km
Trasse, die nach Inbetriebnahme der neuen Leitung
abgebaut
bestehend
14 Redwitz – Landesgrenze Bayern
50 km
13
Leitung ab
(Erhöhung
Stromtragfähigkeit)
*
Leitung
wird
bezüglich
alternativer
Netzlösungen
überprüft
Oberbachern
St.
Peter
Oberbachern
– Ottenhofen
159 km
km
9 13 37,5
11
(Ersatzneubauprojekt – Trassenführung im Bereich der
11
–T
Simbach bestehenden Trasse, die nach Inbetriebnahme derPirach
neuen Leit
Ottenhofen
*
Leitung
wird
bezüglich
alternativer
Netzlösungen
überprüft
(Ersatzneu
abgebaut
wird)
A München
Pirach
44 km
bestehend
14 Redwitz – Landesgrenze Bayern
Leitung ab
(Erhöhung Stromtragfähigkeit)
25 km
37,5 km
50Hertz
Altenfeld
CZ
biet
n
Bayern
biet
n
Netzgebiet
Amprion
12 St. Peter
(Ersatzneu
Trasse, die
50 km
13 Oberbach
(Ersatzneu
bestehend
abgebaut
44 km
* Leitung wird bezüglich alternativer Netzlösungen überprüft
A
4
Eine schonende Trassenführung für den SuedOstLink
Die Planung des SuedOstLink erfolgt nach strengen gesetzlichen
Vorgaben. Ein wichtiges Ziel ist es, eine Trassenführung zu finden,
die die Region möglichst wenig belastet.
Netzverknüpfungspunkt
Luftlinie zwischen den
Verknüpfungspunkten
Ermitteln der Raumwiderstände
•Entwicklung des Untersuchungsraums
entlang der Luftlinie von innen nach
außen
Geradlinigkeitsprinzip
Das Geradlinigkeitsprinzip steht für eine
möglichst kurze, gerade Verbindung
zwischen Start- und Endpunkt einer
Leitung.
Strukturierter
Untersuchungsraum
Hoher Raumwiderstand
Mögliche Trassenkorridore
Abgrenzung des strukturierten
Untersuchungsraums und
fachplanerische Überprüfung
Identifikation möglicher
Trassenkorridore
•Aufweitung des Untersuchungsraums,
soweit großflächige Raumwiderstände
dies erfordern, um alle in Frage kommenden Trassenkorridore finden zu können
•Eingrenzung des Untersuchungsraums,
wo es möglich ist, um eventuelle Betroffenheiten zu minimieren
•Entwicklung sinnvoller Trassenkorridore
durch möglichst konfliktarme Räume
•Zusätzliche Berücksichtigung
kleinräumiger Kriterien
•Weitere Ausdifferenzierung des Kriteriensets (regionale Besonderheiten)
•Trassenkorridorbreite: 1.000 m
Raumwiderstände
Raumwiderstände bezeichnen Gebiete,
die für Planung und Umsetzung eines
Bauvorhabens nicht in Frage kommen
– aufgrund ihrer
•Art (z. B. Schutzgebiete, Militär, Deponie),
•Nutzung (z. B. Siedlungsflächen,
Rohstoffgewinnung),
•Bedeutung (z. B. Tourismus).
Bautechnische Widerstände
Beispielsweise:
•Hangneigung
•Felsuntergrund
5
Die Bundesnetzagentur hat daher für die Planung zwei
wichtige Vorgaben gemacht: Zum einen soll die Trasse
möglichst geradlinig verlaufen, zum anderen ist sie vorrangig als Erdkabel zu verlegen. TenneT hat nun den
gesetzlichen Auftrag, geeignete Trassenkorridore zu
identifizieren. Das sind 1.000 Meter breite Korridore,
in denen die Erdkabeltrasse zukünftig verlaufen könnte.
Geplant ist, 2017 den Antrag auf Bundesfachplanung
einzureichen, innerhalb derer die Bundesnetzagentur
die Vorschläge von TenneT prüft und den endgültigen
Trassenkorridor beschließt.
Das Gebot der Geradlinigkeit bedeutet, dass SuedOstLink
möglichst in der Nähe einer gedachten Luftlinie zwischen
den beiden Netzverknüpfungspunkten Wolmirstedt und dem
Endpunkt Isar verläuft. Je geradliniger die Trasse verläuft,
desto kürzer ist sie und desto weniger Räume sind dadurch
prinzipiell betroffen.
Das bedeutet jedoch nicht, dass SuedOstLink auch tatsächlich
exakt entlang der Luftlinie gebaut wird. Vielmehr ist TenneT
verpflichtet, sich den Raum („Untersuchungsraum“) auf beiden
Seiten der Luftlinie genau anzuschauen und zu prüfen, welche
Trassenverläufe für die Region möglichst schonend sind.
TenneT führt dazu eine so genannte Raumwiderstandsanalyse
durch, in der untersucht wird, welche Belange zum Schutz
von Mensch und Umwelt einem geradlinigen Verlauf im Wege
stehen – und welche Trassenkorridore möglich sind.
In diesem Zusammenhang führt TenneT einen Dialog
mit der Region, um zusätzliche Hinweise auf schutzwürdige Räume zu bekommen und sie frühzeitig in der
Planung zu berücksichtigen. Im Anschluss legt TenneT
einen Vorschlagskorridor vor. Die Entscheidung über den
endgültigen Trassenkorridor trifft die Bundesnetzagentur,
die sich in der Bundesfachplanung eingehend mit den
Untersuchungen und Vorschlägen von TenneT auseinandersetzt. Auch in diesem Schritt wird die Öffentlichkeit beteiligt.
Der tatsächliche Trassenverlauf wird schließlich im nachgelagerten Planfeststellungsverfahren bestimmt.
Die gesetzliche Vorgabe des Erdkabelvorrangs bedeutet,
dass SuedOstLink grundsätzlich unter der Erde verlegt
und nur in Ausnahmefällen als Freileitung geführt werden soll.
Eine Freileitungsausnahme nach § 3 Abs. 2 BBPlG ist nur
möglich, wenn
• die Erdkabelführung gegen besonderen Arten- und
Naturschutz verstößt,
• Gebietskörperschaften, auf deren Gebiet ein Trassenkorridor
voraussichtlich verlaufen wird, in der Antragskonferenz
nach § 7 Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG)
die Prüfung des Einsatzes einer Freileitung verlangen oder
• eine Bündelung mit bestehender Freileitung möglich
ist und der Einsatz einer Freileitung voraussichtlich keine
zusätzlichen erheblichen Umweltauswirkungen hat.
Der Gesetzgeber hat diese Ausnahmen sehr eng definiert:
• Eine Freileitung ist in jedem Fall unzulässig im Abstand
von unter 400 Metern zu Wohngebäuden, die im
Innenbereich (§ 34 Baugesetzbuch) oder in einem
Abstand von unter 200 Metern zu Wohngebäuden
im Außenbereich (§ 35 Baugesetzbuch) liegen.
6
Fragen und Antworten zu SuedOstLink
Warum brauchen wir SuedOstLink?
SuedOstLink dient der sicheren Stromversorgung
Bayerns.
Der Bayerische Energiedialog 2015 kommt zu dem Ergebnis,
dass sich in Bayern nach Abschaltung aller Kernkraftwerke
eine Stromlücke von 40 Mrd. kWh (= 40 TWh) auftut. Das
heißt konkret, dass Bayern Strom zur Kompensation dieser
Lücke in diesem Umfang importieren muss.
Die überschüssige Produktion von Solarenergie im Freistaat
kann diese Lücke nicht schließen – auch vor dem Hinter
grund, dass 8.760 Stunden im Jahr Strom gebraucht wird.
Jedoch gab es 2015 in Bayern lediglich 1.785 Sonnen
stunden. Bei 8.760 Stunden pro Jahr wird folglich über
lange Zeiträume kein oder zu wenig Strom erzeugt.
Andererseits steht in Phasen mit vielen Sonnenstunden
zu viel Strom zur Verfügung, der durch den geplanten
Netzausbau in Richtung Norden abtransportiert werden
kann. In sonnenreichen, windschwachen Zeiten ist damit
zukünftig auch eine Versorgung Nord- und Ostdeutschlands mit süddeutschem Solarstrom möglich.
Die sichere Stromversorgung setzt voraus, dass zu jedem
Zeitpunkt exakt so viel Strom erzeugt, wie verbraucht wird.
In Bayern sind Biomasse, Wasserkraft, Photovoltaik und
Windenergie allein dazu nicht in der Lage.
Der Bedarf für SuedOstLink wurde daher 2015
im Bundesbedarfsplangesetz festgeschrieben.
Bayern: vom Exporteur zum Importeur von Strom
40 Mrd. kWh
4 Mrd. kWh
7
Würde ein dezentraler Ausbau erneuerbarer
Energien SuedOstLink nicht überflüssig machen?
Können Stromspeicher nicht die dezentrale
Versorgung mit erneuerbaren Energien absichern?
Eine vollständig autarke Stromversorgung ist regional
weder möglich noch volkswirtschaftlich sinnvoll.
Auch zukünftig wird Bayern den Stromverbrauch nicht
alleine über die vor Ort erzeugte Energie aus erneuerbaren
Quellen decken können.
Die für die Versorgung Bayerns in diesem Fall
notwendigen Speicherkapazitäten existieren
nach dem heutigen Stand der Technik noch
nicht und stehen absehbar nicht zur Verfügung.
Zwar gibt es interessante Entwicklungen zur kurzfristigen
Speicherung von Strom für systemstabilisierende Maßnahmen. Die großflächige und langfristige Speicherung von
Strom aus Erzeugungsspitzen der erneuerbaren Energien
ist in den nächsten Jahrzehnten weder technisch noch
wirtschaftlich darstellbar.
Millionen an installierten Erzeugungsanlagen auf Basis
erneuerbarer Energien in Deutschland zeigen, dass
erneuerbare Energien bereits heute sehr dezentral sind.
Allerdings richtet sich der Zubau der Anlagen nach dem
höchsten Ertrag. So werden Photovoltaikanlagen verstärkt
in Süddeutschland und Windenergieanlagen in Nordund Ostdeutschland sowie vor den Küsten errichtet.
Mit Photovoltaik und Biomasse allein kann der Strombedarf
in Süddeutschland nicht gedeckt werden. Würde Bayern
die Stromlücke von 40 TWh aus erneuerbaren Energien
selbst decken, würde das die bayerische Landschaft massiv
verändern.
Der Netzausbau ist wesentlich effizienter und damit
günstiger, denn er gleicht großräumig Unterschiede
bei Einspeisung und Verbrauch von Strom aus.
Aktuelle Berechnungen zeigen: Erst ab einer EE-Erzeugungsquote > 80 Prozent ist der Einsatz langfristiger Speicher
sinnvoll.
Wollte man diese Deckungslücke beispielsweise mit Biomasse schließen, dann wäre eine Fläche von 2 Mio. km²
nötig. Das entspricht etwa einem Drittel der Gesamtfläche
Bayerns.
Im Norden ist die Gewinnung erneuerbarer Energien
effizienter und damit günstiger.
Ein Jahr hat 8.760 Stunden.
9000
Die Versorgung Bayerns mit dezentraler erneuerbarer Energie
benötigt immense Stromspeicher – diese stehen auf lange
Sicht nicht zur Verfügung.
Erzeugungskapazität
Verbrauch
Speicher
30,2 GW
3,8 GW
5000
Offshore-Windenergieanlage: ca. 4000 h*
Onshore-Windenergieanlage: ca. 2000 h*
1000
Photovoltaikanlage: ca 1000 h*
* Volllastbetriebsstunden pro Jahr
regenerativ
41,0 GW
konventionell
12,1 GW
53,1 GW
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Fragen und Antworten zu SuedOstLink
Warum dient SuedOstLink der Netzstabilität?
Der Ausbau erneuerbarer Energien bringt das bestehende Netz an seine Belastungsgrenzen und verursacht
steigende Kosten zur Systemstabilisierung.
Starker Wind oder hohe Sonneneinstrahlungen sorgen für
eine kurzzeitig besonders hohe Einspeisung von Strom.
Dies führt zu Überlastungen im Netz, die durch die Netzbetreiber mit Hilfe von Eingriffsmaßnahmen ausgeglichen
werden müssen, damit das Netz stabil bleibt.
Zu den Eingriffsmaßnahmen gehören zum einen sogenannte
Redispatch-Maßnahmen. Das bedeutet, dass zum Ausgleich
von Engpässen kurzfristig konventionelle Kraftwerke vor
einem Netzengpass heruntergefahren und danach hochgefahren werden müssen. Der Strom muss dabei sozusagen
doppelt bezahlt werden: Das abgeregelte Kraftwerk erhält
für seinen Ausfall eine Entschädigung, während der vom
hochgefahrenen Kraftwerk kurzfristig gekaufte Strom deutlich
teurer ist. In Süddeutschland müssen hierfür zusätzliche
Reservekraftwerke (die sogenannte Netzreserve) vorgehalten
werden, was ebenso Kosten verursacht.
Wenn andere netzstabilisierende Maßnahmen nicht
ausreichen, können mittels aktivem Einspeisemanagement
fallweise EEG-Anlagen abgeregelt werden. Da erneuerbare
Energien laut EEG einen Einspeisevorrang haben, werden
auch in diesem Fall hohe Entschädigungszahlungen fällig.
Die meisten dieser Eingriffe resultieren aus Netzengpässen
auf dem Weg von Nord- nach Süddeutschland. Die Übertragungsnetzbetreiber müssen mittlerweile nahezu täglich
mehrmals stabilisierend ins Netz eingreifen. 2015 wurde von
den Übertragungsnetzbetreibern insgesamt in Deutschland
über eine Milliarde Euro für derartige Eingriffe aufgewendet.
Die Kosten dafür werden weiter steigen – sie sind von den
Stromverbrauchern zu tragen.
SuedOstLink dient auch dadurch der Netzstabilität, dass
der HGÜ-Konverter in Isar wie ein Kraftwerk betrieben
werden kann – nur dass der Strom über 500 Kilometer
weiter nördlich eingespeist wird. Der HGÜ-Konverter ist
steuerbar und kann wichtige Systemdienstleistungen wie
Blindleistung erbringen. Damit ist der HGÜ-Konverter ein
idealer Ersatz für die bis 2022 wegfallenden Kernkraftwerke.
Engpässe im Stromnetz von Nordost- nach Süddeutschland
machen teure Netzeingriffe notwendig. SuedOstLink stabilisiert
das Netz und senkt die Kosten für diese Eingriffe.
Anzahl Netzeingriffe
2000
Ausstieg
Kernenergie
1500
1000
500
2004
2006
2008
2010
2012
2014
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Dient SuedOstLink dem Transport von Kohlestrom?
Auch – allerdings ist der Anteil erneuerbarer Energien
bereits jetzt deutlich höher und er wird weiter steigen.
Aktuell liegt die in Sachsen-Anhalt (Startpunkt von SuedOstLink) installierte Windenergieleistung mit 4,6 GW wesentlich
höher als die installierte Braunkohleleistung mit 1,1 GW.
Bis 2025 wird sich die installierte Leistung der Windenergieanlagen auf 5,4 GW weiter erhöhen, während die Braunkohle
sogar leicht auf 1,0 GW zurückgeht.
Für Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg und SachsenAnhalt zusammen nimmt die installierte Leistung aus Windenergieanlagen an Land von rund 13,3 GW Ende 2015 auf
18,4 GW im Jahr 2025 zu. Hinzu kommen noch 1,3 GW
Offshore-Windenergie.
Die Kohlekraft verliert gleichzeitig weiter an Bedeutung.
Bis 2025 liegt die installierte Kapazität an Kohlekraftwerken
in Mecklenburg-Vorpommern, Brandenburg und SachsenAnhalt nur noch bei 5,9 GW. Bis 2035 nimmt die installierte
Leistung aus Kohlekraftwerken in den drei Bundesländern
weiter auf 3,1 GW ab.
Könnten Netzverstärkungsmaßnahmen
SuedOstLink überflüssig machen?
Eine Optimierung oder Verstärkung des bestehenden
Netzes würden nicht ausreichen, um die Kapazitätslücke zu schließen.
Die Ermittlung der Netzausbaumaßnahmen im Netzentwicklungsplan folgt stets dem NOVA-Prinzip (Netz-Optimierung
vor Verstärkung vor Ausbau). Bevor neue Leitungen errichtet
werden, müssen nach Möglichkeit bestehende optimiert oder
verstärkt werden.
Die Optimierung bestehender Leitungen ist leider nicht
ausreichend. Im Zuge der Bestätigung des Netzentwicklungsplans 2014 hat die Bundesnetzagentur erneut
den „erheblichen Transportbedarf aus Sachsen-Anhalt
nach Bayern“ bestätigt, der eine HGÜ-Verbindung erforderlich macht.
2015 wurden im Nordosten Deutschlands (Regelzone
von 50 Hertz) schon 49 Prozent des Stromverbrauchs
mit Strom aus Wind und Sonne gedeckt – und damit
deutlich mehr als im Bundesdurchschnitt (rund 33 Prozent).
Die Leitung nach Bayern kommt genau aus dieser Region.
SuedOstLink transportiert deutlich mehr Strom
aus erneuerbaren Energien als aus Kohle.
Das NOVA-Prinzip:
Netzoptimierung vor Verstärkung vor Ausbau
GW
Die Bundesnetzagentur prüft:
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Im Jahr 2025 werden rund um den
Netzverknüpfungspunkt Wolmirstedt
5,4 GW Strom aus Windenergie
produziert,
SCHRITT 1
Reicht eine Optimierung des bestehenden
Netzes aus? Beispiel: höhere Belastung
bei niedrigeren Außentemperaturen
SCHRITT 2
Reicht eine Verstärkung des vorhandenen
Netzes aus? Beispiel: zusätzliche Seile auf
der bestehenden Trasse
SCHRITT 3
Wenn Schritt 1 und 2 negativ ausfallen:
Welcher Umfang des Netzausbaus
würde den Bedarf decken?
jedoch nur 1,0 GW aus Kohle.
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Ansprechpartner
SuedOstLink
Andreas Herath
Gesamtprojektleiter SuedOstLink
SuedOstLink
Carolin Kürth
Bürgerbeteiligung SuedOstLink
Im Dialog mit den Menschen vor Ort
Haben Sie noch Fragen oder möchten Sie weitergehende Informationen?
Wenden Sie sich bitte direkt an das SuedOstLink-Team von TenneT.
TenneT TSO GmbH
SuedOstLink
Bernecker Straße 70
95448 Bayreuth
T +49 (0) 921 50740-4368
[email protected]
www.tennet.eu
suedostlink.tennet.eu
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