Gestaltung der Energiewende in Rheinland-Pfalz by Landtagsfraktion Rheinland-Pfalz

Gestaltung der Energiewende in Rheinland-Pfalz: Baustein: Speicher- und Netzausbau

Abschlussbericht zum Werkvertrag zwischen Bündnis 90/DIE GRÜNEN im Landtag Rheinland-Pfalz und Dipl.-Ing. Oliver Decken

Dipl.-Ing. Oliver Decken Röntgenstraße 12b 76829 Landau oliver.decken@t-online.de

Landau/Mainz, Stand 12.1.2012

Inhaltsverzeichnis

Zielsetzung/Ausgangslage

Lastverringerung durch sparsamen Stromeinsatz

3. 3.1 3.2 3.3

Erzeugungs- und Lastmanagement Erzeugungsmanagement Lastmanagement Smart Grids

5 7 8 9

Stromspeicherung

5. 5.1 5.2 5.3.

Ausbau der Stromnetze Verteilnetze Übertragungsnetz Ökologische Planungskriterien

16 16 18 22

„Zielnetz Strom und Speicherbedarf Rheinland-Pfalz 2030“

7. 7.1 7.2 7.3 7.4 7.5

Rekommunalisierung der Energieversorgung Kommunale Netzübernahme Neuvergabe Konzessionsvertrag Änderung des Gemeindewirtschaftsrechtes Rheinland-Pfalz Anpassung der Anreizregulierung Beratung der Kommunen

24 24 26 27 28 29

8. 8.1 8.2 8.3

Zielführende Fragestellungen „Zielnetz Strom Rheinland-Pfalz 2030“ Energieagentur Rheinland-Pfalz/kommunale Energieagenturen Unterstützung der Verteilnetzbetreiber bei der Anpassung der Stromnetze und dem Aufbau von Stromspeichern Unterstützung von Forschungsvorhaben

31 31 32

8.4

33 33

Anhang 1:

Antrag „Energiewende gemeinsam umsetzen“ der Fraktionen SPD und BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN vom 20.10.2011 (Landtags-Drucksache 16/474).

Anhang 2:

Antrag „Kommunale Energiewende unterstützen“ der Fraktionen SPD und BÜNDNIS 90/DIE GRÜNEN vom 9.9.2011 (Landtags-Drucksache 16/309).

Anhang 3:

Landkreistag Rheinland-Pfalz: Energiewende - Chance für die Kreise – Positionspapier vom 17.11.2011

Anhang 4:

Gemeinde- und Städtebund Rheinland-Pfalz steht zur Energiewende Mitgliederversammlung beschließt Leitlinien (Pressemitteilung des GStB RLP vom 14.11.2011) 2

Zielsetzung/Ausgangslage

Der „Koalitionsvertrag Rheinland-Pfalz 2011-2016“ setzt einen Schwerpunkt der rot-grünen Landesregierung in der Vollendung der Energiewende. Bis zum Jahre 2030 soll die Stromversorgung in Rheinland-Pfalz bilanziell zu 100 % durch erneuerbare Energien erfolgen. Als Etappenziel wird bis zum Jahre 2020 eine Verfünffachung der Stromerzeugung aus Windkraft und ein Beitrag von Solarstrom in einer Größenordnung von über 2 TWh angestrebt1. Im Rahmen der von Bündnis 90/DIE GRÜNEN veranstalteten Tagung „Energiewende in RheinlandPfalz“ am 3.9.2011 stellte Staatssekretär Ernst-Christoph Stolper das von der rheinland-pfälzischen Landesregierung verfolgte Energieszenario vor2:

2009 Stromerzeugung (TWh)

2020 Stromerzeugung (TWh)

2030 Stromerzeugung (TWh)

2030 Anlagenleistung (MW)

2030 Anteil am Stromverbrauch (%)

Windkraft

1,68

8,4

14,8

7.500

Photovoltaik

0,36

2,0

5,2

5.500

Wasserkraft

0,95

1,0

1,1

255

Biomasse

0,83

0,9

190

Geothermie

0,01

0,1

Gesamt

3,92

12,4

22,1

13.475

104

Im Jahre 2009 lieferten die erneuerbaren Energieträger in Rheinland-Pfalz rund 3,9 TWh Strom, womit ihr Anteil an der Stromversorgung bei 14,4 % lag3. Ende 2010 waren in Rheinland-Pfalz 1.086 Windkraftanlagen mit einer Leistung von insgesamt 1.421 MW installiert. Im ersten Halbjahr 2011 wurden 39 neue Anlagen mit einer Gesamtleistung von 83 MW errichtet. Die Leistung der geplanten Windkraftanlagen gab das Wirtschaftsministerium im November 2011 mit 946 MW an4. Bis Mai 2011 waren Photovoltaikanlagen mit einer Gesamtleistung von 0,912 MW in Rheinland-Pfalz am Netz. Die Leistung der 108 landwirtschaftlichen Biogasanlagen betrug rund 40 MW5. Rheinland-Pfalz befindet sich in der energiewirtschaftlich und –politisch günstigen Lage, frei von kohle- oder atomgefeuerten Großkraftwerken zu sein. Die drei großen in Ludwigshafen und Mainz 1

Vgl. SPD; Bündnis 90/Die Grünen (Hrsg.) 2011: Koalitionsvertrag. Rheinland-Pfalz 2011-2016. Mainz, S. 21. Vgl. E-C. Stolper 2011: Energiewende in Rheinland-Pfalz. Vortrag im Rahmen der Tagung „Energiewende in Rheinland-Pfalz“ von Bündnis 90/DIE GRÜNEN am 3.9.2011, S. 4 3 Vgl. MWKEL Rheinland-Pfalz (Hrsg.) 2011: 9. Energiebericht Rheinland-Pfalz. Mainz. S. 170 4 Vgl. Landtags-Drucksachen 16/422, 16/601-604 5 Vgl. Presseinfo des MWKEL Rheinland-Pfalz „9. Energiebericht Rheinland-Pfalz“ vom 2.11.2011. 2

betriebenen Erdgas-Kraftwerke sind grundsätzlich mit einer vollständigen Stromversorgung aus erneuerbaren Energien vereinbar, wenn in Zukunft Methangas aus Wind- und Solarstrom hergestellt wird. Über das Verbundnetz bezog Rheinland-Pfalz u.a. aus den benachbarten AKW Biblis und Philippsburg sowie den Kohlekraftwerken in Mannheim, Karlsruhe, dem Saarland und dem rheinischen Braunkohlenrevier Strom. Im Jahre 2009 wurde noch 43 % des rheinland-pfälzischen Bruttostromverbrauches importiert6. Das Stromnetz wurde in den vergangenen Jahrzehnten auf die zentrale Versorgung durch konventionelle und geregelte Kraftwerke ausgelegt. Der in Gang gekommene Ausbau der erneuerbaren Energien führt beim Stromnetz zu Veränderungen in zweierlei Hinsicht: a) Anpassung des Stromnetzes an fluktuierende Stromflüsse: Infolge der Dezentralisierung der Stromerzeugung ändern sich grundlegend die Stromflüsse im Netz. Traditionell wird der in Großkraftwerken erzeugte Strom von den höheren zu den niedrigeren Spannungsebenen geleitet. In Zukunft fließt der Strom immer stärker in beide Richtungen. In Regionen mit hoher Windkraftleistung wird es notwendig, die Kapazität der Leitungen und Umspannwerke an den größeren Stromfluss anzupassen. Das Niederspannungsnetz bedarf oftmals einer Verstärkung, wenn mehrere bzw. leistungsstarke Photovoltaikanlagen angeschlossen werden. Zudem müssen für einen störungsfreien Betrieb die Fluktuationen bei der Stromerzeugung ausgeglichen werden (z.B. Regelkraftwerke). b) Speicherung von Strom aus Wind- und Solarstromanlagen: Die fluktuierende Stromlieferung aus Wind- und Solarkraftwerken ist mit der ebenfalls schwankenden Stromnachfrage in Einklang zu bringen. Erforderlich wird der Aufbau von Kurzzeit- und Langzeitspeichern sowie eines Lastmanagements. Im Rahmen dieses Papiers werden Ansatzpunkte für eine landespolitische Steuerung der Anpassung des Stromnetzes skizziert. Diese münden in den Vorschlag, seitens der Landesregierung ein „Zielnetz“ für die Stromversorgung zu entwickeln. Der hier als „Zielnetz Strom und Speicherbedarf RheinlandPfalz 2030“ bezeichnete Rahmenplan stellt den Anpassungsbedarfs des rheinland-pfälzischen Stromnetzes dar und zwar ausgehend von dem Ziel, bis zum Jahre 2030 eine 100 %ige Versorgung aus erneuerbaren Energieträgern zu erreichen. Die Transformation des Stromnetzes ist eine langfristige Aufgabe, an der Bürger, Unternehmen, Kommunen, Stromerzeuger und Netzbetreibern beteiligt werden müssen. Dabei ergeben sich aufgrund der Vielschichtigkeit der Sache zum jetzigen Zeitpunkt noch viele offen Fragen. Zur Annäherung an das Thema wurden einschlägige Studien und Erfahrungsberichte ausgewertet sowie gemeinsam mit MdL Bernhard Braun Fachgespräche mit Vertretern folgender Einrichtungen geführt:      6

Gemeinde- und Städtebund Rheinland-Pfalz. Institut für angewandtes Stoffstrommanagement Birkenfeld (Ifas). Juwi AG. Metropolregion Rhein-Neckar GmbH. Transferstelle für Rationelle und Regenerative Energienutzung Bingen (TSB).

Vgl. MWKEL Rheinland-Pfalz (Hrsg.) 2011: 9. Energiebericht Rheinland-Pfalz. Mainz. S. 170.

   

Pfalzwerke Projektbeteiligungsgesellschaft mbH und Pfalzwerke Netzgesellschaft mbH. Rhein-Ruhr Verteilnetz GmbH. Verband kommunaler Unternehmen Rheinland-Pfalz. Verbraucherzentrale Rheinland-Pfalz.

Lastverringerung durch sparsamen Stromeinsatz

Der Einsatz effizienter Elektrogeräte, sparsames Verbrauchsverhalten sowie die Nutzung der Einsparpotentiale in Industrie und Gewerbe ermöglichen in den kommenden Jahren eine deutliche Absenkung des Stromverbrauches. Staatssekretär Stolper rechnet mit einer Verringerung des Stromverbrauches in Rheinland-Pfalz bis 2030 auf rund 22 TWh (siehe Tabelle auf Seite 3).Die Verringerung des Stromverbrauches entlastet tendenziell die Stromnetze und kann zu einer Minderung der vorzuhaltenden Jahreshöchstlast führen. Als Folge einer wirksamen Effizienzstrategie können Erzeugungs-, Speicher- und Netzkapazitäten geringer dimensioniert werden, als bei einem unverminderten oder sogar steigenden Stromverbrauch. Für die Realsierung der Einsparpotentiale sind verstärkte Anstrengungen zur Information und Beratung von Bürgern, Unternehmen und Kommunen erforderlich. Dafür können Energieagenturen einen entscheidenden Beitrag leisten. Der Blick auf die Karte „European Energy Agencies 2011“ zeigt, dass in Rheinland-Pfalz hinsichtlich der Energieberatung noch ein erheblicher Nachholbedarf besteht. Während Baden-Württemberg flächendeckend mit kommunalen Energieagenturen versorgt ist, sind diese in Rheinland-Pfalz bislang nur sehr vereinzelt anzutreffen. Im Koalitionsvertrag wird die Förderung kommunaler und regionaler Energieagenturen angekündigt. Ein Beratungsschwerpunkt muss die Energieeffizienz nicht nur im hier behandelten Strombereich, sondern auch im Wärmemarkt sein. Für weitere Details zur Aufgabenstellung von Energieagenturen sei auf den Aufsatz „Die kommunale Energieagentur – Motor der Energiewende“ des Autors verwiesen.

Erzeugungs- und Lastmanagement

Das schwankende Angebot von Wind- und Solarstrom kann durch ein Erzeugungs- und Lastmanagement teilweise ausgeglichen werden: In Zeiten mit einem geringen Angebot an Windund Solarstrom werden Stromlasten abgeworfen, also zeitweise entbehrliche Stromnutzungen abgeschaltet. Umgekehrt werden in Zeiten mit einem hohen Angebot an Wind- bzw. Solarstrom flexible Stromverbraucher zugeschaltet. „Eine Systemoptimierung funktioniert umso besser, je stärker Erzeugungsanlagen und Übertragungs- und Verteilnetze sowie die Verbraucherseite als Teile des gesamten Energieversorgungssystems verstanden und Wechselwirkungen zwischen den Sektoren Strom, Wärme und Mobilität in die Überlegungen einbezogen werden“7 .

Deutsche Umwelthilfe (Hrsg.) 2010: Forum Netzintegration Erneuerbare Energien. Plan N Handlungsempfehlungen an die Politik. Radolfzell, S. 26

Bislang bleiben konventionelle Kraftwerke als drehende Reserve am Netz (sog. „Must-RunKapazitäten“), um die Systemstabilität zu gewährleisten. Im Einzelnen geht es um vier Systemdienstleistungen, die in Zukunft vollständig von erneuerbaren Energieträgern übernommen werden müssen8: a) Regelenergie Der Netzbetrieb erfordert zu jeder Zeit ein stetiges Gleichgewicht zwischen Stromerzeugung und –verbrauch. Leistungsabweichungen werden durch den Einsatz von Regelenergie ausgeglichen. Positive Regelleistung wird durch die Zuschaltung von Erzeugern (z.B. Pumpspeicherwerke, Gaskraftwerke, Biomasse-BHKW) oder durch zeitweise abschaltbare Lasten (Wärmepumpen, Speicherheizungen, Elektrofahrzeuge, spezielle Industrieprozesse) geliefert. Negative Regelenergie wird durch die Abschaltung von Erzeugern (z.B. Abregelung von Windkraftanlagen) oder die Zuschaltung von Verbrauchern und Stromspeichern erbracht. b) Spannungsregelung Die Netzspannung muss für einen störungsfreien Betrieb innerhalb eines bestimmten Toleranzbereiches geregelt werden. Durch den Wegfall konventioneller Großkraftwerke sind neue Betriebsmittel für die Spannungsregelung im Übertragungsnetz erforderlich (z.B. Pumpspeicherwerke). Im Verteilnetz kann es durch die zunehmend dezentrale und fluktuierende Einspeisung zu Spannungsüberhöhungen kommen, was u.a. durch eine dynamische Regelung von Windkraft- und Photovoltaikanlagen kompensiert werden kann. c) Gewährleistung der notwendigen Systemträgheit Für den Ausgleich von Laständerungen, Kurzschlüssen oder Erzeugungsausfällen ist eine Trägheit des Systems notwendig, die bislang durch die Synchronisation der rotierenden Massen großer thermischer Kraftwerke (Synchrongeneratoren) gewährleistet wird. Für die Systemstabilität im Rahmen einer Vollversorgung aus erneuerbaren Energien können z.B. Gaskraftwerke oder Schwungradspeicher eingesetzt werden. d) Beitrag zur gesicherten Leistung und Jahreshöchstlast Für die derzeit gültigen Qualitätsanforderungen an die Versorgungssicherheit muss die verfügbare Erzeugungsleistung zu jedem Zeitpunkt zur Deckung der Stromnachfrage ausreichen. Zum Ausgleich der fluktuierenden Stromerzeugung in Wind- und Photovoltaikanlagen wird derzeit noch fast die gleiche Leistung an konventionellen „BackupKraftwerken“ bereitgehalten. Durch Effizienzmaßnahmen kann die Jahreshöchstlast gesenkt werden. Im Zuge einer europäischen Vernetzung kann der Anteil der gesicherten Leistung von Wind- und Photovoltaikanlagen zunehmen, da es zu einer Glättung der Erzeugungsleistung kommt. Die Rolle von Sicherungskraftwerken können in Zukunft Biomasse- und Windgasanlagen sowie Stromspeicher übernehmen. Neue Stromabnehmer mit Speicherpotential (Elektrofahrzeuge, Wärmepumpen, Klimaanlagen) sollten über ein Lastmanagement eingebunden werden, um einen Anstieg der Jahreshöchstlast zu vermeiden. 8

3.1

Erzeugungsmanagement

Das Erzeugungsmanagement umfasst die gesteuerte Zu- und Abschaltung von Kraftwerken, mit der die fluktuierende Einspeisung von Solar –und Windstrom ausgeglichen werden kann. Im Rahmen einer Vollversorgung aus erneuerbaren Energien sind folgende Konzepte von Interesse: a) Kombikraftwerke oder virtuelle Kraftwerke bestehen aus verschiedenen Anlagen zur erneuerbaren Stromerzeugung, die sich an unterschiedlichen Standorten befinden und zentral gesteuert werden. Durch eine gemeinsame Regelung können sie bedarfsgerecht und zuverlässig Strom herstellen. So wurden in einem Demonstrationsvorhaben 28 über das ganze Bundesgebiet verteilte Wind-, Solar- und Biogaskraftwerke sowie ein Pumpspeicherkraftwerk zu einem „Kombi-Kraftwerk“ von 23 MW verknüpft9 . b) Hybridkraftwerke koppeln verschiedene Prozesse der erneuerbaren Stromerzeugung an einem Standort. Beispielsweise kann in verbrauchsarmen Zeiten aus überschüssigem Windstrom Wasserstoff oder Methangas hergestellt werden, das gespeichert und bei Bedarf wieder verstromt werden kann. Im Oktober 2011 ging in Prenzlau (Brandenburg) ein erstes Hybridkraftwerk ans Netz. Drei Windkraftanlagen mit je 2 MW sind an einen 500 kWElektrolyseur angeschlossen, der aus überschüssigem Windstrom Wasserstoff herstellt. Bei hohem Strombedarf wird der Wasserstoff mit Biogas gemischt, in zwei BHKW (mit jeweils 350 kWel) verstromt und über ein Mittelspannungskabel in das 220-kV-Übertragungsnetz eingespeist10. c) Anlagen zur Kraft-Wärme-Kopplung (KWK), die bei ausreichend dimensionierten Wärmespeichern zeitweilig auch stromgeführt gefahren werden können: Bei Strombedarf fährt die Anlage hoch und lädt den Wärmespeicher voll; bei geringer Stromnachfrage kann die Anlage zurückfahren bzw. ausgeschaltet werden, solange der Wärmebedarf auf dem Speicher gedeckt werden kann. Neben Warmwasser, Raum- und Prozesswärme können KWK-Anlagen auch bei der Kühlung bzw. Lieferung von Kälte eingesetzt werden. d) Abregelung von Windkraft- und Photovoltaikanlagen: Bereits heute werden Windkraftanlagen abgeregelt, also abgeschaltet, wenn der erzeugte Strom nicht mehr vom Netz aufgenommen werden kann. Ursachen waren in 2009/10 vor allem Überlastungen im 110 kV-Hochspannungsnetz und an den Umspannwerken zum Mittelspannungsnetz. Dadurch gingen im Jahre 2010 vor allem in Ost- und Norddeutschland etwa 70 bis 150 GWh Strom verloren, was etwa 0,2 bis 0,4 % der eingespeisten Windenergie ausmachte 11. In den nächsten Jahren wird mit einer Steigerung der abgeregelten Windstrommengen gerechnet. Der Bundesverband Windenergie fordert einen beschleunigten Netzausbau, um die Abnahme möglichst großer Strommengen aus Wind- und Photovoltaikanlagen zu gewährleisten. Dagegen hält der Solarförderverein Aachen den Ausbau von dezentralen

Vgl. R. Mackensen, K. Rohrig, H. Emanuel 2008: Das regenerative Kombikraftwerk. Abschlussbericht. Vgl. ENERTRAG AG (Hrsg.)2009: ENERTRAG-Hybridkraftwerk. Kurzbeschreibung. www.enertrag.com 11 Vgl. Ecofys 2011: Abschätzung der Bedeutung des Einspeisemanagements nach EEG 2009. Auswirkungen auf die Windenergieerzeugung in den Jahren 2009 und 2010. Berlin, S. 14. 10

Stromspeichern in der Nähe der Windparks für vordringlich. Ein Ausbau der Fernleitungen von Nord- nach Süddeutschland sei langfristig nicht sinnvoll, da die Stromerzeugung aus Wind und Sonne in Süddeutschland zunehme12. Der Bau von Regel- und Speicherkapazitäten wird durch den derzeit gültigen Preisbildungsmechanismus des Strommarkts gehemmt. Die Preisbildung an der Strombörse orientiert sich an den Grenzkosten, die ausschließlich durch die variablen Kosten (Brennstoff, CO2-Zertifikate) bestimmt werden. In diesem System haben Regelkraftwerke und Speicher mit geringen Jahreslaufzeiten und geringer Stromproduktion kaum eine Chance, einen kostendeckenden Erlös, der auch die Kapitalkosten umfasst, zu erwirtschaften.

3.2

Lastmanagement

Durch die Steuerung des Stromverbrauches (sog. „Demand-Side-Management“) können Differenzen zur Stromerzeugung gedämpft werden:

a) Der Verbrauch wird in Zeiten verlagert, in denen ein großes und damit preisgünstiges Angebot an Wind- oder Solarstrom verfügbar ist. Das Lasttal wird aufgefüllt (sog. „Valley Filling“). Wärmepumpen, Klima- und Kühlgeräte, Elektrofahrzeuge u.ä. nehmen die Funktion eines Stromspeichers wahr. b) Umgekehrt spricht man vom „Peak Shaving“, also der Vermeidung oder Minderung von Lastspitzen in Zeiten schwacher Stromerzeugung. Stromlasten werden zurückgefahren oder abgeworfen, so dass die Zuschaltung bzw. Bereithaltung von teuren Regelkraftwerken gemindert wird. Potentiale bestehen bei den Haushalten (in Verbindung mit Smart Grids) sowie in der Industrie (Verlagerung von thermischen Prozessen). Elektrofahrzeuge können als mobile Speicher zu einer Vergleichmäßigung der Netzlast beitragen. Potenzialeinschätzung zum Demand Side Management sind noch mit einigen Unsicherheiten verbunden: In der „dena-Netzstudie II“ wird das bis 2015/20 erreichbare Potenzial zur Lastverschiebung auf rund 20 TWh bzw. 4 % der gesamten Stromnachfrage geschätzt. Davon entfallen 55 % auf die Haushalte, 36 % auf die Industrie und 10 % auf die Sparte Gewerbe, Handel und Dienstleistungen13. Für das Gebiet der Stadt Mannheim wurde in einer Fallstudie das Lastverlagerungspotenzial in der Kälteerzeugung sowie Klimatisierung von Haushalten, Gewerbe und Industrie untersucht. Mit Hilfe moderner Informations- und Kommunikationstechnik können 17 MWel an positiver Regelleistung und 21 MWel an negativer Regelleistung realisiert werden. Dies entspricht etwa 4 % der sommerlichen Höchstlast der Stadt Mannheim: „Damit hat die Kälteerzeugung durchaus einen

Rundmail des Solarfördervereins vom 1.11.2011. Vgl. Deutsche Energieagentur (Hrsg.)2010: dena-Netzstudie II. Integration erneuerbarer Energien in die deutsche Stromversorgung im Zeitraum 2015-2020 mit Ausblick 2025. Berlin, S. 536. 13

Einfluss auf den Strombedarf bzw. kann durch Lastmanagement prinzipiell ein merklicher Einfluss auf den Lastgang erreicht werden“14 . Prof. Dr. Simon (TSB) plant das Pilot- und Demonstrationsprojekt „Aufbau eines Verbundes dezentraler Stromspeicher verschiedenster Art zu einem virtuellen Energiespeicher“. Im städtischen und ländlichen Raum sollen bereits vorhandene Strukturen zur kurzfristigen Aktivierung von Stromspeichern genutzt werden. Ansätze sind KWK-Anlagen, Laststeuerung in Gewerbe- und Industriebetrieben, industrielle Druckluftspeicher sowie elektrische Wärmeerzeuger. Es sollen die Möglichkeiten eines optimierten Netzmanagements für Netzbetreiber und Industrie erprobt werden. Als Verteilnetzbetreiber beteiligen sich die TWL (städtischer Raum) und die EWR (ländlicher Raum). Das mit dem Forschungsprojekt verfolgte Ziel, kurzfristig größere und bereits vorhandene Speicherpotenziale zu erschließen, ist von großer Bedeutung für die Energiewende in RheinlandPfalz.

3.3

Smart Grids

Für ein wirksames Erzeugungs- und Lastmanagement sind „intelligente Netze“ (Smart Grids) erforderlich. Das Konzept des Smart Grid sieht eine kommunikative Verknüpfung zwischen Stromerzeugern, Verbrauchern und dem Betreiber des Stromnetzes vor. „Intelligente Meßstellen“ (Smart Meter alias Energiebutler oder Energiemanager) stimmen das Stromangebot des Energieversorgers und die Stromnachfrage über eine Netzzentrale optimal aufeinander ab. Die Möglichkeiten und Erfolgsbedingungen von Smart Grids sind derzeit noch Gegenstand der Forschung. In Rheinland-Pfalz laufen folgende Forschungs- und Entwicklungsvorhaben15:   



„Kompetenznetzwerk Smart Grids und virtuelle Kraftwerke Rheinland-Pfalz“ an der Transferstelle für Rationelle und regenerative Energienutzung Bingen (TSB). „mySmartGrid“ und „myPowerGrid“ am Fraunhofer-Institut für Techno- und Wirtschaftsmathematik Kaiserslautern (ITWM). „Smart Country“ im Eifelkreis Bitburg-Prüm von RWE. Elemente sind u.a. Spannungsregler vor und hinter „intelligenten Ortsnetzstationen“ sowie die Nutzung einer Biogasanlage als „Stromspeicher“16. Integration von Photovoltaik-Anlagen über Ortsnetzstationen mit Spannungsregelung durch die EWR Netz GmbH17.

Im Projekt „Modellstadt Mannheim“ wird ein virtueller Marktplatz für Stromerzeuger und – verbraucher sowie Netzbetreiber entwickelt und im Feldversuch erprobt. Der sog. „Energiebutler“ soll beim Verbraucher für eine Steuerung des Stromeinsatzes sorgen, so dass Strom bevorzugt dann verwendet wird, wenn auch viel Strom erzeugt wird. In diesem Falle schaltet der Energiebutler 14

Ifeu, UDE 2009: Nutzung von thermischen Speichern als Energiespeicher. Bericht im Rahmen des E-EnergyProjektes ´Modellstadt Mannheim in der Metropolregion Rhein-Neckar´. Mannheim. S. 107 f. 15 Vgl. MWKEL Rheinland-Pfalz (Hrsg.) 2011: 9. Energiebericht Rheinland-Pfalz. Mainz. S. 38ff. 16 Pressemitteilung RWE vom 17.6.2011: Startschuss für das intelligente Stromverteilnetz von RWE Deutschland. 17 Vgl. „Smart-Grids-Tagung“ am 30.11.2011 in Worms. Vortrag von Johannes M. Krämer, Geschäftsführer EWR Netz GmbH.

Haushaltsgeräte wie Waschmaschine oder Kühlschrank zu. Der Energiebutler selbst ist mit der Steuerungszentrale des Netzbetreibers verbunden, der mit unterschiedlichen Preisniveaus den Einsatz der Steuerungstechnik honorieren kann. Der Energiebutler wird derzeit für Privathaushalte erprobt, soll aber auch bei gewerblichen und industriellen Anwendern einsetzbar sein. Geplant ist die Kopplung mit Photovoltaikanlagen oder Mini-BHKW der Energieverbraucher, so dass der Energiebutler bei der Vermarktung des nicht selber genutzten Stroms hilft. Der Modellansatz zielt darauf, einen lokalen „Marktplatz“ für Strom entstehen zu lassen, so dass Strom möglichst nahe am Ort der Entstehung genutzt werden kann und aufwändige Maßnahmen im Netz oder für den Speicherausbau vermieden werden. Das Projekt „Modellstadt Mannheim“ befindet sich derzeit noch – wie auch die übrigen fünf E-Energy-Modellprojekte im Bundesgebiet – in der Erprobungsphase. Verwertbare Ergebnisse werden nach 2012 erwartet18. Für die Steuerung des Verbraucher- und Erzeugerverhaltens in einem Smart Grid dürften finanzielle Anreize in Form von zeit- oder lastvariablen Stromtarifen von entscheidender Bedeutung sein: Die Verlagerung der Betriebszeit von Elektrogeräten in Zeiten hoher Stromerzeugung wird durch einen günstigeren Tarif belohnt. Umgekehrt wird die Zuschaltung flexibler Erzeugungsanlagen wie BHKW bei einer Windflaute durch eine höhere Einspeisevergütung belohnt. Es zeichnen sich Rahmenbedingungen ab, unter denen Smart Grids einen wichtigen Beitrag für die künftige Stromwirtschaft übernehmen können19: 

  

Schaffung langfristig orientierter Anreize für die Netzbetreiber zum Aufbau von Smart Grids (z.B. durch Anerkennung der Kosten für Smart-Meter als Beitrag zur Optimierung der Netzeffizienz durch die Regulierungsbehörde). Auslegung der Anlagen zur Erzeugung von erneuerbarer Energie auf allen Spannungsebenen zur Einbindung in intelligente Netze. Festlegung von Mindeststandards an Smart -Meter (u.a. Normierung von Schnittstellen und Datenformaten, Datenschutz). Auflage eines Markteinführungsprogrammes für Smart-Meter insbesondere in den Bereichen Industrie, Gewerbe, Handel und Dienstleistungen.

Vgl. BINE-Informationsdienst (Hrsg.). 2011: Das Stromnetz wird zum Marktplatz. Projektinfo 6/2011. Deutsche Umwelthilfe (Hrsg.) 2010: Forum Netzintegration Erneuerbare Energien. Plan N Handlungsempfehlungen an die Politik. Radolfzell, S. 31 ff. 19

Stromspeicherung

Stromspeichern kommt im Zuge der Umstellung der Stromerzeugung auf erneuerbare Energien eine wichtige Rolle zu. Bis zum Jahre 2050 wird bundesweit mit einer nicht direkt verwertbaren Strommenge aus Wind- und Solaranlagen von 80 bis 170 TWh gerechnet20. In funktionaler Hinsicht wird zwischen zwei Speichertypen unterschieden: a) Kurzzeitspeicher gleichen die Lastkurve maximal innerhalb eines Tages aus, erbringen Systemdienstleistungen (Regelenergie) und eignen sich zum kurzfristigen Lastausgleich (sog. Peak Shaving). Hierunter fallen Pumpspeicherkraftwerke, Druckluftspeicher und Batterien. b) Langzeitspeicher gleichen saisonale Überschüsse oder Fehlbedarfe aus. Hier ist die Erzeugung und Lagerung von Wasserstoff in Kavernen mit Rückverstromung eine mögliche Option. Das größte Potential wird in der Umwandlung von regenerativem Wasserstoff in Methan gesehen (sog. Windgas), das in das vorhandene Erdgasnetz eingespeist werden kann. Einen Überblick der Speichertechnologien sowie der derzeitigen und in zehn Jahren erwarteten Kosten gibt die folgende Übersicht. Die Angaben zur Kostenentwicklung sind mit Vorsicht zu genießen, da hier vielfältige Annahmen einfließen, die derzeit weitgehend noch spekulativer Natur sind. Im Anschluss an die Übersicht werden die für Rheinland-Pfalz wichtigen Speichertechnologien kurz vorgestellt21.

Fraunhofer IWES (Hrsg.) 2011: Energiewirtschaftliche und ökologische Bewertung eines Windgas-Angebotes. Kassel, S. 8. 21 Vgl. Brandenburgische Technische Universität Cottbus (Hrsg.) 2011: Fortführung der Studie zur Netzintegration der Erneuerbaren Energien im Land Brandenburg/ Deutsche Energieagentur (Hrsg.)2010: denaNetzstudie II. Integration erneuerbarer Energien in die deutsche Stromversorgung im Zeitraum 2015-2020 mit Ausblick 2025. Berlin. /Sachverständigenrat für Umweltfragen (Hrsg.) 2010: 100 % erneuerbare Stromversorgung bis 2050. Stellungnahme Nr. 15.

Einsatzbereiche und Kosten von Speichersystemen22 Speicherfunktion

Anlagengröße

Langzeitspeicher

500 MW und 100 GWh

Stundenspeicher im Höchst- und Hochspannungsnetz

Stundenspeicher im Mittelspannungsnetz

Kleinspeicher

Technologie

Pumpspeicher Druckluftspeicher Wasserstoff Windgas (Methan) 1 GW mit 8 GWh Pumpspeicher und 1 Zyklus pro Druckluftspeicher Tag Wasserstoff Windgas (Methan) Zink-Brom-Batterie Redox-Flow-Batterie NaS-Batterie Lithium-Ionen-Batterie Blei-Batterie NiCd-Batterien 10 MW mit 4 MWh Windgas (Methan) und 2 Zyklen pro Zink-Brom-Batterie Tag Redox-Flow-Batterie NaS-Batterie Lithium-Ionen-Batterie NiCd-Batterien Blei-Batterie 100 kW mit 250 Windgas (Methan) kWh und 2 Zyklen Zink-Brom-Batterie pro Tag Redox-Flow-Batterie NaS-Batterie Lithium-Ionen-Batterie NiCd-Batterien Blei-Batterie k.A. = keine Angaben

Vollkosten heute [ct/kWh]

38 23 k.A. 6 25 k.A. 25 31 23 50 18 43 k.A. 22 19 14 30 30 16 k.A. 22 27 17 38 37 17

Vollkosten in 10 Jahren erwartet [ct/kWh] 3-11 22 8 k.A. 3-5 4 10 k.A. 8 10 7 13 7 19 k.A. 7 7 4 7 13 6 k.A. 7 10 5 8 15 8

a) Pumpspeicher Durch das Hochpumpen von Wasser wird elektrischer Strom „gespeichert“, der beim Rückfluss des Wassers durch eine Turbine/Generator wieder gewonnen wird. Der Wirkungsgrad liegt bei etwa 80 %. Die Leistung kann innerhalb weniger Minuten verfügbar gemacht werden, so dass sich die Anlagen gut für die Erbringung von Regelleistung eignen. Mit Vollastzeiten von 4 bis 8 Stunden sind Pumpspeicher als Kurzzeitspeicher interessant und 22

Nach: Brandenburgische Technische Universität Cottbus (Hrsg.) 2011: Fortführung der Studie zur Netzintegration der Erneuerbaren Energien im Land Brandenburg, S. 52.

stellen kostengünstig Reservestrom zur Verfügung. Nachteilig kann sich der mit Bau und Betrieb von Unter- und Oberbecken sowie Verbindungsleitungen verbundene Eingriff in die Landschaft auswirken, weshalb neue Anlagen wie z.B. in Atorf/Baden-Württemberg auf Widerstand in der Bevölkerung und bei den Umweltverbänden stoßen. Als Langzeitspeicher eignen sich Pumpspeicherkraftwerke aufgrund der begrenzten Speichermenge und der bescheidenen Ausbaupotenziale nur im geringen Umfang. Die Speicherkapazität beträgt derzeit bundesweit 0,04 TWh bei einer Turbinenleistung von insgesamt 6 GW23. Diskutiert wird die Einbindung skandinavischer Speicherkapazitäten in bestehenden Stauseen im europäischen Stromverbund, wodurch nach Einschätzung des Sachverständigenrates für Umweltfragen (SRU) bis zu 116 TWh Speicherkapazität gewonnen werden könnte. In Rheinland-Pfalz sind derzeit drei Standorte für Pumpspeicherwerke in der Diskussion:  300 MW Anlage an der Mosel in der Verbandsgemeinde Schweich durch die Stadtwerke Trier.  400-600 MW Anlage bei Niederheimbach am Rhein durch die Stadtwerke Mainz. Die DUH moderierte im Auftrag der Stadtwerke Mainz den Dialogprozess mit den Verbänden und Bürgern.  In den 1970er Jahren wurde im Raum Eller-Bremm-Lutzerath (Landkreis Cochem-Zell) ein Pumpspeicherwerk mit einer Leistung von 1.300 bis 1.400 MW konzipiert. b) Druckluftspeicher Elektrisch betriebene Kompressoren verdichten Luft, die anschließend unter hohem Druck gespeichert wird. Bei Abruf wird die in der Druckluft gespeicherte Energie über eine Turbine wieder in Strom umgewandelt. Die Zugriffszeit auf die Leistung der Druckluftspeicher liegt im Minutenbereich, so dass sich die Anlagen zur Erbringung von Regelleistung eignen. Der Wirkungsgrad liegt je nach Anlagentyp bei 55-70 %. Für den Betrieb von Druckluftspeichern sind z.B. Salzkavernen erforderlich, in denen die Luft gespeichert werden kann. Aufgrund des Fehlens geeigneter Kavernen dürften Druckluftspeicher für Rheinland-Pfalz allerdings nicht in Frage kommen. c) Wasserstoff Wasserstoff ist ein Energieträger mit einer hohen Energiedichte, der sich daher besonders als Langzeitspeicher eignet. Erforderlich ist ein Elektrolyseur, der mit Hilfe von z.B. Windstrom Wasser in Sauerstoff und Wasserstoff aufspaltet. Der Wasserstoff kann über einen Gasmotor, Gasturbine, GuD-Kraftwerk oder Brennstoffzelle zur Erzeugung von Strom genutzt werden. Nachteilig ist der relativ niedrige Wirkungsgrad des Gesamtsystems Strom-Wasserstoff-Strom von etwa 40 %. Vorteilhaft ist, dass der Wasserstoff auch für den Antrieb von Fahrzeugen und zur Einspeisung in das Erdgasnetz genutzt werden kann. Allerdings darf der Wasserstoffanteil am Erdgas bei maximal 5 % liegen, so dass das Speicherpotenzial im Gasnetz bundesweit auf 1,8 TWhel geschätzt wird 24.

Vgl. Fraunhofer IWES (Hrsg.) 2011: Energiewirtschaftliche und ökologische Bewertung eines WindgasAngebotes. Kassel, S. 11. 24 Ebenda, S. 16.

d) Windgas Großes Entwicklungspotential wird in der Methanisierung von regenerativ erzeugtem Wasserstoff gesehen. Das so gewonnene Methangas ist stofflich identisch mit dem konventionellen Erdgas und kann daher in das vorhandene Erdgasnetz eingespeist werden. Die Rückverstromung kann über Mini-BHWK, BHWK und Erdgaskraftwerke erfolgen. Vorteile sind das mit bundesweit 120 TWh25 sehr große bereits vorhandene Speicherpotential im Erdgasnetz sowie die sehr hohe Energiedichte des Methangases. Erste Pilotanlagen von 25 kWel betreibt die Firma SolarFuel GmbH seit 2009 in Stuttgart und seit 2011 in der Energielandschaft Morbach/Rheinland-Pfalz. Eine zweite Testanlage von 250 kWel wird derzeit am Standort Stuttgart und für die AUDI AG eine 6,3 MWel Anlage im Emsland gebaut . Ab 2015 will SolarFuel modulisierbare Anlagen mit einer elektrischen Anschlußleistung von bis zu 20 MW in den Markt bringen26. Nachteilig wirkt sich der geringe Wirkungsgrad der Umwandlungskette Windstrom-Wasserstoff-Methan-Strom aus, der zwischen 30 und40 % liegt. Durch die Nutzung der Abwärme bei der Rückverstromung in KWK-Anlagen werden Gesamtwirkungsgrade von etwa 60 % für möglich gehalten. Windgasgefeuerte Kraftwerke können auch Regelenergie zur Verfügung stellen: Gasturbinen-Kraftwerke fahren im vollen Lastbereich innerhalb von einer Stunde hoch, BHKW lassen sich innerhalb weniger Minuten auf Volllast hochfahren27. Aufgrund der zahlreichen Überschneidungen zwischen dem Erdgas- und Stromnetz (siehe Karte unten für die Ebene der Übertragungsnetze28), gestaltet sich die Standortplanung für Windgas-Anlagen recht flexibel. Vorteilhaft sind Standorte z.B. in der Nähe von Biomasseanlagen, aus denen das für die Umwandlung von Wasserstoff in Methan benötigte Kohlendioxid in konzentrierter Form und damit energetisch günstig entnommen werden kann.

Ebenda, S. 16. vgl. http://www.powertogas.info/power-to-gas/strom-in-gas-umwandeln.html 27 Fraunhofer IWES (Hrsg.) 2011: Energiewirtschaftliche und ökologische Bewertung eines Windgas-Angebotes. Kassel, S. 18 ff. 28 Aus: ZfK 10/2010. 26

e) Batterien Eine Reihe von Batterietechnologien (Blei-Säure, Ni-Cd, Li-Ion) sind bewährte und bereits heute verfügbare Stromspeicher. Batterien eignen sich insbesondere für die Sicherung der unterbrechungsfreien Stromversorgung und als Energiespeicher in dezentralen Anlagen (z.B. Photovoltaik-Anlagen). Noch in der Entwicklung befindlich sich NaS-Batterien sowie RedoxFlow-Batterien. Von Vorteil ist, dass Batterien relativ hohe Wirkungsgrade von 70 bis 90 % erreichen. Kritisch sind die begrenzte Lebensdauer in Verbindung mit teilweise geringen Zyklenzahlen der Be- und Entladung sowie die heute noch relativ hohen Kosten. Gemäß einer Marktübersicht der Zeitschrift photon vom August 2011 liegen die Speicherkosten aus derzeit lieferbaren Akkus bei Kosten ab 49 Ct/kWh Strom29. Das Speicherpotenzial von Batterien ist insgesamt als eher gering einzustufen: Selbst wenn alle PkW in Deutschland mit Batterien ausgestattet würden, läge das Speichervolumen bei lediglich 0,42 TWhel30.

In der Region Rhein-Neckar befasst sich die „Spitzenclusterinitiative“ StoREgio mit der „Entwicklung und Anwendung intelligenter stationärer Energiespeichersysteme“. Dabei soll es zunächst um elektrochemische Speicher (= Batterien) gehen und ab 2014 sollen auch chemische Speicher (Wasserstoff, Windgas) angegangen werden. Mit dem Projekt soll der Aufbau großskaliger Produktionskapazitäten vorbereitet werden, was neben der Entwicklung und Demonstration der Energiespeicher-Technologien sowie von Kommunikations- und Steuerungssystemen zur 29

Vgl. Artikel „Von Mythen und Märchen“ in Photon 8/2011, S. 114 ff. Vgl. Fraunhofer IWES (Hrsg.) 2011: Energiewirtschaftliche und ökologische Bewertung eines WindgasAngebotes. Kassel, S. 13. 30

Netzintegration auch die Ausbildung von Fachkräften im Handwerk umfasst. Beteiligt sind an dem Projekt 27 Industrieunternehmen (u.a. Schott AG, JUWI AG, BASF, Stadtwerke Speyer GmbH) sowie zwölf wissenschaftliche Institute (u.a. Fraunhofer-Institut/IWES). Die Metropolregion Rhein-Neckar GmbH koordiniert das Vorhaben31. Das Projekt soll aus Landesmitteln gefördert werden. Aufgrund der derzeit noch hohen Kosten von Energiespeichern rechnet die Netzstudie Brandenburg damit, „… dass der derzeitige und zukünftige Bedarf an Speicherlösungen nicht dem weiteren Ausbau der EE-Erzeugung standhalten werden“32. Die „dena-netzstudie II“ gelangt zu der Einschätzung, dass ein Zubau von Druckluft- und Wasserstoffspeichern unter den gegebenen wirtschaftlichen Rahmenbedingungen „… bis 2020 marktgetrieben nicht erfolgen“ wird33. Das „Forum Netzintegration Erneuerbare Energien“ fordert Anreize für die Markteinführung neuer Speichersysteme z.B. durch die Netzentgeltbefreiung für in Stromspeicher eingespeisten Strom34.

Ausbau der Stromnetze

5.1

Verteilnetze

Das Verteilnetz umfasst das Nieder-(0,4 kV), Mittel- (1-50 kV) und Hochspannungsnetz (110 kV) sowie die dazugehörigen Umspannanlagen und Transformatoren. In Rheinland-Pfalz werden die Verteilnetze von 59 Gemeinde- und Stadtwerken sowie regionalen Unternehmen betrieben. Die RWE Rhein-Ruhr Verteilnetz GmbH nimmt eine beherrschende Funktion im Norden von Rheinland-Pfalz ein, während die Pfalzwerke Netzgesellschaft mbH im Süden des Landes dominiert. Das Verteilnetz z.B. der Pfalzwerke umfasst 1.223 km Hoch-, 4669 km Mittel- und 8.972 km Niederspannungsnetz. Die Verteilnetze sind darauf ausgelegt, den in Großkraftwerken erzeugten und aus den Höchstspannungsleitungen entnommenen Strom an die Endverbraucher weiterzuleiten. Derzeit liegen die Großkraftwerke in bzw. in der Nähe der Verbrauchsschwerpunkte. Mit zunehmender Entfernung zum Kraftwerk nimmt die Transportleistung des Netzes in der Regel ab. Mit dem Ausbau der Wind- und Solarstromerzeugung ändern sich teilweise die Stromflüsse: Die großen Windparks in den ländliche Regionen von Eifel, Hunsrück, Westerwald und Pfälzerwald beliefern in Zukunft Mainz, Ludwigshafen, Koblenz, Kaiserslautern usw. mit Strom. Aus dem bislang einseitigen bzw. monodirektionalen Stromfluss wird immer stärker eine bidirektionale Austauschbeziehung zwischen städtischen - und ländlichen Regionen. Dadurch kann es beim vorhandenen Stromnetz in Zukunft auch in Rheinland-Pfalz zu Überlastungen und „Staus“ kommen, was z.B. bei zu schwach ausgelegten 31

Metropolregion Rhein-Neckar GmbH (Hrsg.) 2011: Der Energie-Cluster StoREgio – Clusterskizze. Mannheim. Brandenburgische Technische Universität Cottbus (Hrsg.) 2011: Fortführung der Studie zur Netzintegration der Erneuerbaren Energien im Land Brandenburg, S. 56. 33 Vgl. Deutsche Energieagentur (Hrsg.)2010: dena-Netzstudie II. Integration erneuerbarer Energien in die deutsche Stromversorgung im Zeitraum 2015-2020 mit Ausblick 2025. Berlin, S. 18 der Zusammenfassung. 34 Deutsche Umwelthilfe (Hrsg.) 2010: Forum Netzintegration Erneuerbare Energien. Plan N Handlungsempfehlungen an die Politik. Radolfzell, S. 41. 32

Netzen bis zu einer Abregelung von Windkraftanlagen führen kann. Davon sind besonders die Verteilnetze im ländlichen Raum (Rhein-Ruhr-Verteilnetz, KEVAG, EWR, Pfalzwerke) betroffen, die den Strom aus Windkraftanlagen an oftmals peripheren Standorten aufnehmen und in die Lastzentren transportieren müssen. Dagegen profitieren die vor allem aus Photovoltaik- und KWKAnlagen versorgten städtischen Verteilnetze von der ortsnah vorhandenen Stromabnahme. Im Auftrag der Rhein-Ruhr Verteilnetz GmbH führte das Institut für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft (IAEW) der RWTH Aachen eine Studie zur „Ermittlung der langfristig kostenoptimalen Integration der Windenergie in Rheinland-Pfalz“ durch35. Darin wird im Norden von Rheinland-Pfalz mit dem Anschluss von zusätzlich 3.000 MW Windleistung gerechnet, wovon 55 % auf die Eifel, 30 % auf den Hunsrück und 15 % auf den Westerwald entfallen. Dagegen schwankt die prognostizierte zeitgleiche Minimal- bzw. Jahreshöchstlast der Region zwischen rund 1.000 und 2.400 MW. Im Windgebiet Eifel beträgt die Jahreshöchstlast nur 6 % der maximalen Windleistung. Daraus wurde der Bedarf für Netzausbaumaßnahmen zur Integration der Windleistung in das 110-kVHochspannungsnetz abgeleitet (das 220-kV/380-kV-Höchstspannungsnetz wurde nicht betrachtet). Die Investitionskosten für die vollständige Integration der 3.000 MW Windleistung wurden auf 130 Mio. Euro geschätzt. Gemäß einer Pressemitteilung der RWE vom 21.6.2010 sollen in der Region „über 100 Netzkilometer in der Umgebung von Plaidt, an der Nahe, Trier und Gerolstein ausgebaut werden und bei Bedarf nach einigen Jahren nochmals etwa 50 Kilometer neue Trasse zur Anbindung ans Netz“36. Dabei ist zu beachten, dass der Planung ein Anteil der erneuerbaren Energieträger an der Stromversorgung bis 2020 von nur 30 % und erst „langfristig“ von 100 % zugrunde lag. Insofern muss die Planung noch an die von der rot-grünen Landesregierung verfolgten Ziele eines beschleunigten Ausbaus der erneuerbaren Energien angepasst und auf das gesamte Land übertragen werden. Zwischen den Netzknoten Osburg (Anschluss an das 380-kV Übertragungsnetz von Amprion) und Thalfang am Westende des Hunsrück plant Rhein-Ruhr Verteilnetze GmbH eine 14 km lange Freileitungstrasse. Mit der 110-kV Leitung sollen 500 MW Windstrom aus dem Hunsrück übertragen werden. Im Netzgebiet der Pfalzwerke waren im Oktober 2011 rund 630 MW Einspeisung aus erneuerbaren Energien vorhanden und zwar bei einer Netzhöchstlast von rund 1300 MW. Bis zum Jahre 2020 prognostizieren die Pfalzwerke einen Anstieg der erneuerbaren Kraftwerksleistung auf 3.100 MW, wovon etwa 80 % auf Windkraft und 20 % auf Photovoltaik entfallen. Zur Einbindung der erneuerbaren Energie müsse das Verteilnetz deutlich ausgebaut werden: -

„Erweiterung des Bestandes an 110/20kV-Transformatoren an vorhandenen und neuen Standorten um ca. 50 % (110 ->163) 110kV-Trassen-Neubau von 15 % (~70 km) kaum abschätzbarer Netzausbau im 0,4- und 20kV-Netzbereich“37.

In einem Gutachten für den Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) wurde der Ausbaubedarf des deutschen Verteilnetzes untersucht. Gemäß der vom Bundesumweltministerium herausgegebenen „Leitstudie 2010“ soll der Bruttostromverbrauch bis 2020 zu 40 % aus 35

Schuster, H.; Ohrem, S.; Malinowski, B. 2011: Ermittlung der langfristig kostenoptimalen Integration der Windenergie in Rheinland-Pfalz. In:IAEW/FGE (Hrsg.): Jahresbericht 2011. Aachen. S. 126 ff. 36 Vgl. Pressemitteilung der RWE Rheinland Westfalen Netz AG „Rheinland-Pfalz und RWE vereinbaren Kooperation“ vom 21.6.2010. 37 Vgl. Präsentation der Pfalzwerke aus dem Gespräch am 16.12.2011, S. 7.

erneuerbaren Energien gedeckt werden, was bundesweit die Installation u.a. von 51,7 GW Photovoltaik und 37,5 GW onshore Windleistung voraussetzt38. Für die Einbindung dieser Kapazitäten an Solar- und Windkraft müsste das Mittelspannungsnetz um 28 % und das Niederspannungsnetz um 22 % verlängert werden. Die reinen Ausbaukosten wurden auf 21-27 Mrd. Euro geschätzt, wobei die Kosten für Smart-Meter, Elektromobilität und Ersatzinvestitionen noch unberücksichtigt sind39. Die Dena lässt derzeit den bis 2030 notwendigen Anpassungsbedarf auf Nieder-, Mittel- und Hochspannungsebene im Rahmen einer Studie untersuchen. Neben der Modernisierung der Netze werden auch innovative Betriebsmittel und –konzepte (Smart Grids) sowie Flexibilisierungsmaßnahmen (Demand Side Management, Speicher) berücksichtigt. Die im Juli 2011 angelaufene Studie soll im Dezember 2012 abgeschlossen werden. Das in Kapitel 3 beschriebene Konzept des Netzlastmanagements setzt voraus, dass die Betreiber der Verteilnetze einen Zugriff auf die dezentralen Erzeugungsanlagen und –speicher erhalten bzw. selber entsprechende Anlagen errichten und betreiben. Solche „aktiven Netzbetreiber“ oder „integrierten Energieversorger“ 40 können durch die Trennung von Netzbetrieb einerseits und Stromerzeugung sowie -speicherung andererseits (sog. „Unbundling“) ausgebremst werden. Auf der Ebene der Verteilnetze kann „… ein striktes Unbundling zwischen Netz und Erzeugung zu einem suboptimalen Netzlastmanagement führen …“41. Anders stellt sich die Situation in dem Übertragungsnetz (siehe 5.2) dar, bei dem jegliche Interessenüberschneidung zwischen Netz- und Kraftwerksbetreibern vermieden werden sollte, um den Umbau der Netze für eine 100 %ige Versorgung aus erneuerbaren Energien nicht zu erschweren. Ansonsten droht ein Systemkonflikt zwischen Wind- und Solarstrom auf der einen Seite und konventionellen Großkraftwerken auf der anderen Seite.

5.2

Übertragungsnetz

Die Übertragungsnetze umfassen die 220- und 380 kV-Höchstspannungsleitungen, mit denen der in Großkraftwerken und off-shore-Windparks erzeugte Strom über größere Entfernungen zu den Lastzentren transportiert wird. Das deutsche Übertragungsnetz liegt in den Händen von vier Übertragungsnetzbetreibern. Rheinland-Pfalz liegt in der Regelzone der Amprion GmbH, die das Netz von RWE und VEW übernommen hat.

Vgl. DLR, Fraunhofer IWES, IfnE (Hrsg.) 2010: Leitstudie 2010 - Langfristszenarien und Strategien für den Ausbau der erneuerbaren Energien in Deutschland bei Berücksichtigung der Entwicklung in Europa und global, S. 48. 39 Vgl. BET, E-Bridge Consuting, IEAW (Hrsg.) 2011: Abschätzung des Ausbaubedarfs in deutschen Verteilnetzen aufgrund von Photovoltaik- und Windeinspeisungen in 2020. Kurzfassung. Gutachten im Auftrag des BDEW. Aachen/Bonn.Entwurf 16.3.2011. 40 Vgl. Brandenburgische Technische Universität Cottbus (Hrsg.) 2011: Fortführung der Studie zur Netzintegration der Erneuerbaren Energien im Land Brandenburg, S. 44. 41 Uwe Leprich 2011: Systemtransformation statt Systemintegration – auf dem Weg zu einem zukunftsfähigen Stromsystem. In: Bundesverband Erneuerbare Energie (Hrsg.): Die Zukunft des Strommarktes. Anregungen für den Weg zu 100 Prozent Erneuerbare Energien. Bochum. S. 27

Die im November 2011 veröffentlichte „denaNetzstudie II“ untersucht „geeignete Systemlösungen für das deutsche Elektrizitätsversorgungssystem“ bis 2020/25, um einen Anteil von 39 % erneuerbarer Energien an der Stromversorgung zu ermöglichen. Der bis 2020 zu leistende Netzausbaubedarf ohne Speichereinsatz wurde in beiden dena-Netzstudien zusammen mit bundesweit 4.500 km angegeben. Zur Identifikation nicht übertragbarer Leistungen wurde das deutsche Übertragungsnetz in 18 Regionen unterteilt. RheinlandPfalz liegt in den Regionen 74 und 75, die zudem auch das Saarland sowie Teile Hessens und Nordrhein-Westfalens umfassen. Für beide Regionen zusammen wurde in den Szenarien für das Jahr 2020 insgesamt 6 GW Leistung aus Windkraft und Photovoltaik angesetzt. In allen untersuchten Szenariofällen wurden für die Regionen 74 und 75 nicht übertragbare Leistungen ermittelt und folglich ein Ausbau des Übertragungsnetzes für erforderlich gehalten42. Dabei ist zu berücksichtigen, dass der angesetzte Ausbau der Windenergie auf eine Recherche aus dem Sommer 2008 zurückgeht. So wurde für das Jahr 2020 in der „dena-Netzstudie II“ für Rheinland-Pfalz eine Windkraftleistung von 1261 MW prognostiziert 43. Tatsächlich waren Mitte 2010 aber bereits rund 1.500 MW im Lande realisiert (siehe Kapitel 1). Das Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) vom August 2009 legt 24 als vordringlich eingestufte Höchstspannungsleitungen im Bundesgebiet fest. Davon berühren drei Projekte auch RheinlandPfalz. Der Netzzustandsbericht der Bundesnetzagentur44 gibt einen Überblick zum Realisierungsstand im März 2011:

Vgl. Deutsche Energieagentur (Hrsg.)2010: dena-Netzstudie II. Integration erneuerbarer Energien in die deutsche Stromversorgung im Zeitraum 2015-2020 mit Ausblick 2025. Berlin, S. 264 ff. 43 Ebenda, S. 42 f. 44 Vgl. Bundesnetzagentur (Hrsg.) 2011: Bericht gemäß § 63 Abs. 4a EnWG zur Auswertung der Netzzustandsund Netzausbaubericht der deutschen Elektrizitätsübertragungsnetztbetreiber. Bonn, S. 63 ff. / Vgl. Bundesnetzagentur (Hrsg.) 2011: Monitoringbericht 2011, S. 21 f.



 

Projekt 15: 380-kV-Leitung Osterath (NRW)-Weißenthurm (bei Koblenz). Die Maßnahme wurde in dem Abschnitt Neuenahr-Weißenthurm in 2011 realisiert und für den Abschnitt zwischen Neuenahr und Landesgrenze wurde der Abschluss des Planfeststellungsverfahrens in 2011 erwartet. Projekt 19: 380-kV-Leitung Kruckel (NRW)-Dauersberg (bei Altenkirchen) befindet sich im Raumordnungsverfahren. Projekt 20: 380-kV-Leitung Dauersberg-Hünfelden (Hessen). Die Maßnahme ist teilweise realisiert bzw. in der Bauphase.

Ergänzend zu diesen drei Projekten plante Amprion in 2011/12 auch Netzerweiterungen in der Region Trier-Luxemburg-Saar sowie in der Region Pfalz45 . Der Ausbaubedarf des Übertragungsnetzes im Bund wie auch in Rheinland-Pfalz wird in Zukunft in einem jährlich von den Übertragungsnetzbetreibern vorzulegenden „Netzentwicklungsplan“ (NEP) gem. 12b EnWG dargestellt. Der NEP enthält die Maßnahmen, die zur bedarfsgerechten Optimierung, Verstärkung und zum Ausbau der Netze erforderlich sind. Darzustellen sind alle Netzbaumaßnahmen, die in den nächsten drei Jahren für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb erforderlich werden. Als fachliche Basis wird jährlich ein Szenariorahmen erarbeitet, der mindestens drei Entwicklungspfade für die nächsten 10 bis 20 Jahre umfassen muss (§ 12a EnWG). Der NEP befindet sich derzeit in der Aufstellung und muss von den Betreibern des Übertragungsnetzes erstmals im Juni 2012 der Bundesnetzagentur vorgelegt werden. In dem Verfahren werden der Öffentlichkeit und die Energieaufsichtsbehörden der Länder gehört. Aus dem NEP erarbeitet die Bundesnetzagentur für die Bundesregierung den Entwurf eines Bundesbedarfsplan, der alle drei Jahre fortgeschrieben und vom Bundestag beschlossen wird (§ 12e EnWG). Für die in diesem Plan genannten Vorhaben (z.B. länderübergreifende Höchstspannungsleitungen) werden die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und der vordringliche Bedarf gesetzlich festgelegt, um somit eine zügige Realisierung des Leitungsbaus zu ermöglichen. Am 18.7.2011 veröffentlichen die Übertragungsnetzbetreiber den gemeinsamen „Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan 2012“ als Eingangsdaten des gesetzlich geforderten Konsultationsverfahrens46. Die Deutsche Umwelthilfe (DUH) bemängelte in ihrer Stellungnahme vom 29.8.2011 die nicht erkennbare Berücksichtigung der Klimaschutzziele der Bundesregierung. Gefordert wurde die Berücksichtigung von Gaskraftwerken und Speichern zur Förderung der Netzstabilität und zur Minderung des Ausbaubedarfs. Zudem sollen die Möglichkeiten zur Beeinflussung des Netzausbaubedarfs durch Stromeinsparung und des Lastmanagements erhoben werden. Prof. Dr. Gerhard Weissmüller (Universität Karlsruhe) gab auf der „Smart-Grids-Tagung“ am 30.11.2011 in Worms an, dass etwa die Hälfte des in den dena-Netzstudien geschätzten Ausbaubedarfs im Übertragungsnetz durch den Aufbau intelligenter Verteilnetze (Beispiel „Querverbundsleitwarte“ der TWL) und die Realisierung von Stadtwerke-Verbünden vermieden werden könne.

Vgl. Bundesnetzagentur (Hrsg.) 2011: Bericht gemäß § 63 Abs. 4a EnWG zur Auswertung der Netzzustandsund Netzausbaubericht der deutschen Elektrizitätsübertragungsnetztbetreiber. Bonn, S. 83 46 Vgl. 50hertz;Amprion; EnBW Transportnetze AG; TENNET (Hrsg.) 2011: Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan 2012 – Eingangsdaten der Konsultation. Stand 18.7.2011.

In einer Modellstudie, die auf den Netz- und Einspeisedaten der Stadtwerke Schwäbisch-Hall beruhte, wurde gezeigt, dass aktive Netzbetreiber durch die Nutzung örtlicher Potenziale wie Ausbau von BHKW, Photovoltaik, Stromeffizienz und Demand-Side-Management den Strombezug aus dem vorgelagerten Netz mehr als halbieren können47. In Bezug auf Rheinland-Pfalz fällt auf, dass in dem Szenariorahmen zum NEP der Ausbau der Windkraft viel zu niedrig angesetzt wurde: Bis 2022 wird für Rheinland-Pfalz zwar mit 2,7 GW Photovoltaik aber lediglich mit 1,8 GW Windkraft gerechnet48. Dies bedeutet für die Windenergie eine Steigerung der Leistung um lediglich 20 % gegenüber dem bereits im Juni 2011 erreichten Stand von 1,5 GW49. Angesichts der Zielsetzungen des Koalitionsvertrages, eine Verfünffachung der Stromerzeugung aus Windkraft bis 2020 zu erreichen, sind die dem Szenariorahmen zugrunde gelegten Ausbauziele weit unterdimensioniert. Deshalb hat die Landesregierung bereits eine Anhebung der Windkraftleistung auf 4,5 GW beantragt.

Vgl. IZES, E&E Consult, Öko-Institut u.a. (Hrsg.) 2008: Optimierungsstrategien aktiver Netzbetreiber beim weiteren Ausbau erneuerbarer Energien zur Stromerzeugung (OPTAN). Endbericht, S. 21. 48 Ebenda, S. 5 49 Vgl. Umweltbundesamt (Hrsg.). 2011: Kraftwerke und Windleistung in Deutschland. Stand 30.6.2011. Berlin. Vgl. MWKEL Rheinland-Pfalz (Hrsg.) 2011: 9. Energiebericht. Mainz. S. 111.

5.3.

Ökologische Planungskriterien

Das „Forum Netzintegration Erneuerbare Energien“ erarbeitete im Rahmen eines zweijährigen Diskussionsprozesses mit Umweltverbänden, kommunalen Spitzenverbänden, Bürgerinitiativen, Forschungsinstituten und Energieversorgern „Handlungsempfehlungen an die Politik zur künftigen Integration Erneuerbarer Energien in die Stromnetze“50. Der Ausbau des Stromnetzes ist oftmals mit Eingriffen in Natur und Landschaft verbunden und kann zu Widerständen seitens der Umweltverbände sowie betroffener Kommunen und Anwohner führen. Zur Steigerung der Akzeptanz von Netzausbaumaßnahmen regt das „Forum Netzintegration Erneuerbare Energien“ das sog. „NOVA-Konzept“ (Netzausbau – Optimierung vor Verstärkung vor Ausbau) an51. Für die Optimierung der Betriebsmittelauslastung kommt z.B. das Leiterseilmonitoring (temperaturgeführtes Lastflussmanagement) in Betracht. Die Verstärkung von Leitungstrassen kann durch die Anhebung der Übertragungsleistung (z.B. Spannungserhöhung mit zusätzlicher Beseilung, höherer Isolation) erreicht werden. Erst nach Ausnutzung der Optimierungs- und Verstärkungsmaßnahmen sollte ein Ausbau des Stromnetzes erwogen werden. Diese planerische Rangordnung müsse im Rahmen von Netzstudien und Planungsprozessen berücksichtigt und im Rahmen des Abwägungsprozess für neue Stromtrassen offengelegt werden. Für die Planung und Ausführung von Netzausbauten werden folgende Kriterien formuliert: 



 

Transparentes Planungsverfahren unter frühzeitiger Beteiligung der Öffentlichkeit und Umweltverbände. „In einem informellen Prozess soll vor Verfahrenseröffnung unter Berücksichtigung aller Beteiligten ein informeller Masterplan zur Trassenfindung erstellt werden“52. Für die Berücksichtigung des Schutzes von Natur und Landschaft wurden „Prüfkriterien“ erarbeitet, mit denen Schutzkategorien für die betroffenen Gebiete abgeleitet werden können. Dies soll die Findung einer konfliktarmen Trasse ermöglichen und zur Beschleunigung der Trassenplanung beitragen53. Bündelung neuer Freileitungen entlang vorhandener Trassen oder Infrastruktureinrichtungen (z.B. Autobahnen, Schienentrassen). Diese Position deckt sich auch mit dem Grundsatz 169 des Landesentwicklungsprogramms/LEP IV Rheinland-Pfalz. Grundsätzlich Erdverkabelung anstelle von Freileitungen gerade auch aufgrund der höheren Akzeptanz. Entsprechendes sieht auch Grundsatz 169 des LEP IV vor, soweit dies „wirtschaftlich vertretbar“ ist. Bei Freileitungen sollten optisch angepasste Masttypen verwendet werden. Einhaltung von Mindestabständen zu Siedlungen zur Vorbeugung von etwaigen Gesundheitsrisiken durch elektrische und magnetische Felder. Nutzung von Neutrassen zur optimierenden Landschaftsgestaltung (z.B. Rückbau von 110-kVLeitungen und Entlastung einzelner Gebiete/Wohnbebauungen).

Deutsche Umwelthilfe (Hrsg.) 2010: Forum Netzintegration Erneuerbare Energien. Plan N Handlungsempfehlungen an die Politik. Radolfzell. 51 Ebenda, S. 48. 52 Ebenda, S. 69. 53 Ebenda, S. 71.

„Zielnetz Strom und Speicherbedarf Rheinland-Pfalz 2030“

Die optimale Nutzung von Wind- und Solarstrom erfordert eine räumliche und zeitliche Synchronisation des Ausbaus von Erzeugungs-, Transport- und Speicherkapazitäten. Neben der Stärkung lokaler Strommärkte in dezentral organisierten Erzeugungs-, Verteil- und Verbrauchsstrukturen geht es auch um die Übertragung von Strommengen aus künftigen Überschussgebieten wie z.B. der Eifel und dem Hunsrück in die nachfragestarken Lastzentren (Großstädte, Industrie). Zur Begleitung und Steuerung der anstehenden Modernisierung des Stromnetzes in Rheinland-Pfalz empfiehlt sich die Erarbeitung eines „Zielnetz Strom und Speicherbedarf Rheinland-Pfalz 2030“. Dabei handelt es sich um einen Masterplan für Netzoptimierungen und -verstärkungen, Netzausbauten, Stromspeicher sowie Regelkraftwerke. Betrachtet werden in erster Linie das Übertragungsnetz und die 110 kV-Hochspannungsleitungen der Verteilnetzbetreiber sowie die dazugehörigen Umspannwerke. Das Mittelspannungsnetz sollte in den Fällen mit betrachtet werden, bei denen es um den Anschluss von leistungsstarken und regional bedeutsamen Wind- und Solarparks geht und eine entsprechende Verstärkung des Netzes seitens der Verteilneztbetreiber erforderlich wird. Der Rahmenplan wirkt als eine fachliche Basis für die Bewertung und Begründung von z.B. Pumpspeicherwerken sowie Netzausbauten und kann die Akzeptanz geplanter Projekte erhöhen54. Die Federführung für die Erarbeitung des „Zielnetz Strom und Speicherbedarf Rheinland-Pfalz 2030“ liegt bei der Landesregierung. Neben der Amprion GmbH als Betreiber des Übertragungsnetzes sollten auch die kommunalen und regionalen Verteilnetzbetreiber beteiligt werden. Desweiteren sollten die Erzeuger von erneuerbarem Strom, die kommunalen Spitzenverbände sowie die Umweltverbände beteiligt werden. Beispiele für Konzepte zur Netzintegration der erneuerbaren Energien sind die Netzstudien in Mecklenburg-Vorpommern55 und Brandenburg56, die von den jeweiligen Landes-Wirtschaftsministerien in Auftrag gegeben wurden. Auf der Tagung „Smart Grids und virtuelle Kraftwerke“ am 30.11.2011 in Worms kündigte Wirtschaftsministerin Eveline Lemke die Einholung einer Landesnetzstudie an.

Vgl. Felix Matthes (2011): Strommärkte als Auslaufmodell? Die Rolle und das Design von Marktmechanismen in der ´Großen Transformation“ des Stromversorgungssystems. In: In: Bundesverband Erneuerbare Energie (Hrsg.): Die Zukunft des Strommarktes. Anregungen für den Weg zu 100 Prozent Erneuerbare Energien. Bochum. S. 103. 55 Universität Rostock (Hrsg.) 2009: Netzintegration der Erneuerbaren Energien im Land MecklenburgVorpommern. Rostock 56 Brandenburgische Technische Universität Cottbus (Hrsg.) 2011: Fortführung der Studie zur Netzintegration der Erneuerbaren Energien im Land Brandenburg

Rekommunalisierung der Energieversorgung

Die Stromversorgung erfolgt in Rheinland-Pfalz auf der Ebene des Verteilnetzes durch 59 Gemeindeund Stadtwerke sowie vier regionale Unternehmen. Die Rhein-Ruhr Verteilnetz GmbH (100 %ige RWE-Tochter) nimmt eine beherrschende Funktion im Norden von Rheinland-Pfalz ein, während die Pfalzwerke Netzgesellschaft mbH im Süden des Landes dominiert. Die EWR Netz GmbH versorgt den Bereich zwischen Worms und Mainz, während die KEVAG Verteilnetz GmBH im Raum Koblenz tätig ist. Die Gasnetze werden in Rheinland-Pfalz von 32 Gemeinde- und Stadtwerken betrieben. Der RWEAbleger Süwag Netz GmbH betreibt in Rheinland-Pfalz ein kleineres Verteilnetz südöstlich von Koblenz. Die Pfalzgas GmbH (50 %ige Tochter der Pfalzwerke AG und von Enovos Deutschland AG) versorgt180 Gemeinden im Süden des Landes. Derzeit werden in 86 rheinland-pfälzischen Kommunen Wärmenetze betrieben oder geplant57. In Koblenz, Ludwigshafen, Mainz, Mayen, Kaiserslautern, Pirmasens, Speyer und Wörth verteilen Fernwärmenetze seit vielen Jahren die in zentralen Heizkraftwerken erzeugte Wärme an die Endverbraucher. Immer wichtiger werden kleinräumige Nahwärmenetze auf Basis von Erdgas- und Holzfeuerungen Mit dem „Zukunftsinvestitionsfonds Rheinland-Pfalz“ wurden zwischen 2009 und 2011 41 Nahwärmeprojekte gefördert. Gemäß Artikel 28 Absatz 2 des Grundgesetzes bestimmt die Gemeinde darüber, wie die „Angelegenheiten der örtlichen Gemeinschaft“ im Rahmen der Gesetze wahrgenommen werden. Die Energieversorgung zählt zu dem Bereich der öffentlichen Daseinsvorsorge, den die Kommune wahrnehmen kann und muss. Dabei kann sie sich privater Unternehmen bedienen oder ein eigenes Stadt- bzw. Gemeindewerk gründen. Die Rekommunalisierung zielt auf die Stärkung oder Wiedererlangung der kommunalen Verfügungshoheit über die gemeinschaftlich zu organisierende Daseinsvorsorge. An eine kommunal gesteuerte Energieversorgung knüpft sich die Erwartung einer zügigen Durchsetzung der dezentralen und erneuerbaren Energieerzeugung. Die Stadtwerke sollen sich zu energiewirtschaftlichen Gegenspielern der bislang marktbeherrschenden und auf Kohle- und Atomkraftwerke stützenden Energiekonzerne RWE, E.ON, Vattenfall und EnBW entwickeln.

7.1

Kommunale Netzübernahme

Die Kommune vergibt die Konzession zur Nutzung der öffentlichen Verkehrswege für die Verlegung und den Betrieb u.a. der Energienetze, was in dem sog. „Konzessionsvertrag“ geregelt wird. Die Laufzeit des Vertrages beträgt gem. § 46 Absatz 2 EnWG längstens 20 Jahre. Wird der Konzessionsvertrag nicht verlängert, dann muss der bisherige Nutzungsberechtigte das Netz dem neuen Energieversorger gegen Zahlung einer Vergütung überlassen. Die Gemeinden müssen das Auslaufen des Konzessionsvertrages zwei Jahre vor Vertragsablauf im Bundesanzeiger (bis 100.000 Kunden) oder im Amtsblatt der EU (ab 100.000 Kunden) bekanntgeben.

Vgl. Oliver Decken 2011: Kraft-Wärme-Kopplung sowie Wärmenetze. Bausteine einer Energiewende für Rheinland-Pfalz, Teil 2. Landau (unveröffentlicht).

Ein zentraler Streitpunkt bei der Übereignung des Energienetzes von dem bisherigen Betreiber auf die Kommune ist regelmäßig der Wert der Verteilungsanlagen. Gemäß § 46 Abs. 2 EnWG muss eine „wirtschaftlich angemessene Vergütung“ gezahlt werden. Aus kommunaler Sicht ist vom sog. Ertragswert z.B. des Stromnetzes auszugehen. Demnach muss der Kaufpreis so bemessen sein, dass unter Berücksichtigung der sonstigen Kosten des Netzbetriebs und der zu erwartenden Erlöse des Stromverkaufs die Netzübernahme für den neuen Betreiber betriebswirtschaftlich vertretbar ist. Der in vielen bestehenden Konzessionsverträgen festgelegte und vom bisherigen Netzbetreiber geforderte Sachzeitwert (Wiederbeschaffungskosten nach Zeitwert) liegt oftmals deutlich über dem Ertragswert. Der Unterschied zwischen Sachzeitwert und Ertragswerte dürfte künftig weiter auseinanderdriften, da seit 2005 zusammen mit dem Netz nicht mehr automatisch auch die Lieferkundenbeziehungen an den neuen Betreiber übergehen und die Anreizregulierung zu sinkenden Erlösen beim Netzbetrieb führt. Wichtig ist eine frühzeitige und qualifizierte Befassung der Verwaltung und des Gemeinderates mit den Möglichkeiten der Rekommunalisierung, um Chancen, Risiken und Gestaltungsmöglichkeiten sorgfältig prüfen zu können. Für die Gestaltung des Betriebs eines rekommunalisierten Strom-, Gasbzw. Wärmenetzes gibt es grundsätzlich drei Möglichkeiten58: a) Einbeziehung des neuen Netzes in ein bestehendes Stadtwerk. Durch die Vertiefung bestehender Sparten (Skaleneffekt) oder eine Erweiterung des Geschäftsfeldes um eine neue Sparte (Verbundeffekt) können Synergien bei dem bestehenden Stadtwerk genutzt werden. Die vorhandenen Fixkosten z.B. für die Finanzbuchhaltung, das Rechnungswesen, Bereitschaftsdienste oder Spezialressourcen wie Kabelmesswagen können auf eine größere Anzahl von Leistungseinheiten verteilt werden. Ein Beispiel ist die Übernahme des Stromnetzes durch ein bislang im Gas- oder Wassergeschäft tätigen Stadtwerk und damit die Schaffung eines Verbundunternehmens. Zudem können bereits im Stromgeschäft tägige Stadtwerke die Konzession für weitere Stadtteile von einem regionalen Verteilnetzbetreiber übernehmen. b) Neugründung eines Stadtwerkes im Rahmen der Übernahme von Netzkonzessionen. Bis in die 90er Jahre hinein galt der Erwerb des Stromnetzes allein schon als eine beinahe risikofreie Investition. Durch die Auflösung der Gebietsmonopole (seit 1998 frei Wahl des Stromlieferanten), die Trennung von Versorgung und Netzbetrieb und die Einführung der Anreizregulierung (s.u.) verschlechterten sich die Bedingungen für die Refinanzierung des Netzkaufpreises. Für die Neugründung von Stadt- und Gemeindewerken empfiehlt sich eine sorgfältige Abwägung der unternehmerischen Chancen (u.a. steuerlicher Querverbund, Ausbau der Eigenerzeugung) und Risiken (u.a. mangelnde Effizienz der Betriebsgröße, Umsetzungskompetenz). c) Kooperationen, Beteiligungen und Pachtlösungen. Für den Netzerwerb und –betrieb können sich Kommunen und kleinere Stadtwerke mit anderen Partnern zusammenschließen. Das kann z.B. im Rahmen eines regionalen Stadtwerkverbundes organisiert werden oder es wird eine Kooperation mit einem erfahrenen und kapitalstarken Stadtwerk gesucht. Ein Beispiel 58

Vgl. Deutscher Städtetag; Deutscher Städte- und Gemeindbund, VKU (Hrsg.) 2009: Konzessionsverträge. Handlungsoptionen für Kommunen und Stadtwerke. Berlin. S. 26. Für eine weitere Detaillierung wird auf diesen ausführlichen Leitfaden verwiesen.

für letzteres ist die Ahrtal-Werke GmbH, die im Jahr 2010 das Stromnetz von RWE RheinRuhr AG übernahm. Gesellschafter sind mit 51 % die Stadt Bad Neuenahr-Ahrweiler und zu 49 % die Stadtwerke Schwäbisch Hall GmbH59.

Bei der Umsetzung der kommunalen Energiestrategie kommt dem Stadt- bzw. Gemeindewerk eine tragende Rolle zu. Ein Stadtwerk bedeutet allerdings nicht automatisch auch eine nachhaltige Energiewirtschaft, sondern hierzu bedarf es im Rahmen der betriebswirtschaftlichen Möglichkeiten einer entsprechenden politischen Steuerung. Für den wirtschaftlichen Erfolg eines Stadtwerkes dürfte ein Engagement entlang der gesamten Wertschöpfungskette entscheident sein. Das Leitbild „Stadtwerk der Zukunft“ umfasst die Erzeugung (z.B. dezentrale KWK, Wind- und Photovoltaik), den Betrieb der Netze für Strom, Gas und Wärme sowie den Vertrieb (z.B. zeit- oder lastvariable Tarife) bis hin zu Energiedienstleistungen (z.B. Contracting-Angebote für BHKW in kommunalen Einrichtungen).

7.2

Neuvergabe Konzessionsvertrag

Alternativ zu der im voranstehenden Kapitel beschriebenen Netzübernahme kann die Kommune die Konzession für das Netz ausschreiben und das für sie beste Angebot auswählen. Bei dem Konzessionsvertrag handelt es sich um einen Vertrag zur Nutzung der öffentlichen Wege und Straßen für den Betrieb von Strom-, Gas- oder Wärmenetzen. Dafür zahlt der Netzbetreiber der Kommune eine Abgabe. „Durch die diskriminierungsfreie Ausgestaltung der Wegenutzungsrechte haben die Gemeinden ein wirksames Instrumentarium in der Hand, den örtlichen Netzbetrieb mit den daraus folgenden Rechten und Pflichten im Interesse der gesicherten Versorgung der Gemeindeeinwohner zu gestalten“ 60. Die Auswahl des Unternehmens obliegt der Gemeinde, die bei mehreren Bewerbern die für die Auswahl des Unternehmens maßgeblichen Gründen bekannt machen muss. Ein aus Sicht der Energiewende wichtiges Auswahlkriterium ist die Weiterentwicklung des Stromnetzes zur Aufnahme dezentraler sowie erneuerbarer Einspeisungen61. Im Auftrag der Grünen-Landtagsfraktionen in Baden-Württemberg und NRW wurde im März 2010 ein „Alternativer Musterkonzessionsvertrag der Grünen“ erarbeitet62. Demnach sollten neu abgeschlossene Konzessionsverträge u.a. folgende Inhalte umfassen: Bekenntnis der Vertragspartner zum diskriminierungsfreien Ausbau der erneuerbaren Energien und der dezentralen Energieerzeugung, Berichtspflichten des Netzbetreiber (z.B. Netzengpässe im örtlichen Netz,

Vgl. BürgerBegehren Klimaschutz (Hrsg.) 2011: Kurzstudie zu Stadtwerksgründungen (Stand Januar 2011). Deutscher Städtetag; Deutscher Städte- und Gemeindbund, VKU (Hrsg.) 2009: Konzessionsverträge. Handlungsoptionen für Kommunen und Stadtwerke. Berlin. S. 26. Für eine weitere Detaillierung wird auf diesen ausführlichen Leitfaden verwiesen, S. 72. 61 Eine Auflistung möglicher Bewertungskriterien zur Prüfung von Konzessionsvergaben sowie von Erfolgskriterien für eine Rekommunalisierung finden sich im Leitfaden: Deutscher Städtetag; Deutscher Städteund Gemeindbund, VKU (Hrsg.) 2009: Konzessionsverträge. Handlungsoptionen für Kommunen und Stadtwerke. Berlin. S. 77 f.). 62 http://www.gar-bw.de/fileadmin/gar/pdf/Energie_und_Klima/Alternativer_ Musterkonzessionsvertrag2010.pdf 60

Anschluss von Smart Metern, örtlicher Strommix), Sonderkündigungsrecht der Kommune nach zehn Jahren.

7.3

Änderung des Gemeindewirtschaftsrechts Rheinland-Pfalz

Am 15.9.2011 verabschiedete der Landtag mehrheitlich den Antrag von SPD und Bündnis 90/DIE GRÜNEN „Kommunale Energiewende unterstützen“ (siehe Anhang 2). Darin wird betont, dass für den nachhaltigen Umbau der Energieversorgung den Kommunen, den Stadtwerken sowie den kommunalen Wohnungsunternehmen eine „besondere Bedeutung“ zukomme. Um die Rolle der Kommunen zu stärken wurde die Landesregierung aufgefordert, -

„ die wirtschaftliche Betätigung von Kommunen und ihrer Stadt- und Gemeindwerke im Bereich der Energieversorgung zu erleichtern; den Kommunen und ihren Stadt- und Gemeindewerken im Bereich der erneuerbaren Energien eine verbesserte überörtliche Betätigung zu ermöglichen; die Beteiligungsmöglichkeiten der Kommunen an Anlagen zur regenerativen Energieerzeugung, auch außerhalb der Gemeindegrenzen, zu erleichtern; die Rekommunalisierung der Energieversorgung bzw. entsprechende Beteiligungen von Kommunen zu unterstützen. durch eine Fortschreibung des LEP IV sowie die durch Überarbeitung des Windkrafterlasses Handlungsspielräume für den Ausbau der erneuerbaren Energien zu vergrößern“.

Diese Forderungen hat der Gemeinde- und Städtebund Rheinland-Pfalz in seinem Positionspapier „Energiewende“ vom 14.11.2011 in fast wortgleichen Formulierung unter ergänzender Betonung der Flächennutzungsplan-Ebene beim Ausbau der Windenergie übernommen (siehe Anhang 4)63. Gemäß 85 Absatz 1 der Gemeindeordnung Rheinland-Pfalz dürfen Gemeinden wirtschaftliche Betriebe nur dann errichten oder wesentlich erweitern, wenn -

„ der öffentliche Zweck das Unternehmen rechtfertigt, das Unternehmen nach Art und Umfang in einem angemessenen Verhältnis zu der Leistungsfähigkeit der Gemeinde und dem voraussichtlichen Bedarf steht und bei einem Tätigwerden außerhalb der Energieversorgung, der Wasserversorgung und des öffentlichen Personennahverkehrs der öffentliche Zweck nicht ebenso gut und wirtschaftlich durch einen privaten Dritten erfüllt wird oder erfüllt werden kann.“

Der öffentliche Zweck des Unternehmens ergibt sich aus der Gemeinwohlorientierung, dem Nutzen für die Einwohner und dem Bezug auf die Kommune. Politisch umstritten ist die Subsidiaritätsklausel, nach der gemeindewirtschaftliche Aktivitäten nur dann zulässig sind, wenn der damit angestrebte öffentliche Zweck nicht genauso gut und wirtschaftlich wie durch ein privates Unternehmen erfüllt werden kann. Im Jahr 2009 wurde die Gemeindeordnung Rheinland-Pfalz dahingehend kommunalfreundlich ausgestaltet, dass u.a. die „Energieversorgung“ generell von kommunalen Unternehmen durchgeführt werden darf. 63

Verwiesen sei auch auf den Forderungskatalog „Handlungsfähige Gemeinden, Städte und Verbandgemeinden geben den Menschen in Rheinland-Pfalz Heimat Erwartungen der Gemeinden, Städte und Verbandsgemeinden an den Landtag und die Landesregierung Rheinland-Pfalz für die 16. Legislaturperiode 2011 – 2016“ des Gemeinde- und Städtebundes Rheinland-Pfalz

Der Gemeinde- und Städtebund Rheinland-Pfalz regt an, den Begriff der Energieversorgung in der Gemeindeordnung um die Energiegewinnung zu ergänzen, da nicht jede Gemeinde, die z.B. einen Windpark betreibt auch gleichzeitig in die Stromversorgung einsteigen will. Zudem legt die Kopplung an den „voraussichtlichen Bedarf“ nahe, dass eine Kommune z.B. Strom nur für den Eigenbedarf produzieren darf und erschwert die Beteiligung der Kommune z.B. an überregionalen Windparks. Weitere Vorschläge des Gemeinde- und Städtebundes zielen auf organisatorische Erleichterungen im Zuge einer Änderung der Kommunalabgabengesetzes Rheinland-Pfalz sowie der Beteiligungsmöglichkeiten von Orts- und Verbandsgemeinden, Landkreisen sowie privaten und genossenschaftlichen Akteuren an Energie-Erzeugergemeinschaften. Letzteres setzte eine flexiblere Handhabung der Beteiligungsmöglichkeiten im Rahmen einer Anstalt des öffentlichen Rechtes voraus (Änderung § 86a der Gemeindeordnung Rheinland-Pfalz). Gemäß § 85 Absatz 2 der Gemeindeordnung Rheinland-Pfalz dürfen kommunale Unternehmen generell auch außerhalb des Gemeindegebietes tätig werden, wenn die Voraussetzungen des oben zitierten Absatz 1 vorliegen und die berechtigten Interessen aller betroffenen Gemeinden gewahrt sind. Damit wird trotz der grundsätzlichen Verankerungen des Stadtwerkes an die Gemeinde („Örtlichkeitsprinzip“) weder die Möglichkeit einer interkommunalen Zusammenarbeit noch „…die anteilige Beteiligung an grenzüberschreitend tätigen Unternehmen behindert“64.

7.4.

Anpassung der Anreizregulierung

Seit 2009 werden die Netzentgelte für Strom und Gas im Rahmen der sog. Anreizregulierung geregelt. Damit sollten beim Netzbetrieb mehr Wettbewerb und damit eine Senkung der Gas- und Strompreise erreicht werden. Die Landesregulierungsbehörde ist gemäß § 54 EnWG zuständig für Energieversorger mit weniger als 100.000 Kunden, die Bundesnetzagentur für größere Versorger. Die Regulierungsbehörde setzt die höchstzulässigen Erlöse des Netzbetriebes im Rahmen eines Kostenund Effizienzvergleiches für eine Regulierungsperiode von fünf Jahren fest. Kann der Netzbetreiber seine Kosten in dem Zeitraum senken, dann verbleibt ihm der Unterschied zwischen den genehmigten und tatsächlichen Kosten als Effizienzgewinn. Liegen seine Kosten über der festgelegten Erlösobergrenze, dann bleibt er auf den höheren Kosten sitzen. Damit wird dem Netzbetreiber ein Anreiz zur Steigerung seiner Kosteneffizienz bzw. zur Vermeidung „überflüssiger“ Kosten gegeben. In der anschließenden Regulierungsperiode werden die Netzentgelte aufgrund des dann erreichten Kostenniveaus festgelegt65. Die Anreizregulierung stellt insbesondere die kleinen und mittleren Stadt- und Gemeindewerke mit relativ hohen Fixkosten und geringen Verkaufsmengen vor große Herausforderungen. Vor diesem Hintergrund hat der Bezirksverband Pfalz im Jahre 2009 die „Pfalzenergie GmbH“ gegründet, an der sich die meisten pfälzischen Energieversorgungsunternehmen beteiligen. Die Gesellschaft soll gebündelt und damit kostengünstig Dienstleistungen in den Bereichen Netzmanagement und – service, Vertrieb und Abrechnungswesen erbringen.

Vgl. Deutsches Institut für Urbanistik (DIFU) 2011: Rekommunalisierung – Eine Bestandsaufnahme. Berlin, S. 16. 65 Vgl. Kommunalbrevier- Artikel Energieversorgung

Generell kann der derzeitige Regulierungsrahmen allerdings zu einem Interessengegensatz zwischen dem Verteilnetzbetreiber sowie den Erzeugern von erneuerbaren Energien führen und damit die Umsetzung der Energiewende hemmen. Die derzeit gültige Anreizregulierung beruht auf den Kostenstrukturen der Jahre 2005-2007, die geprägt waren von einem nur mäßigen Ausbaubedarf der Stromnetze. Die daraus abgeleiteten Erlösobergrenzen für die Regulierungsperiode 2009-2013 berücksichtigen zu wenig den aktuellen Netzanpassungsbedarf, der aus der verstärkten Einbindung dezentraler PV- und Windkraftanlagen resultiert. Dazu stellte die Arbeitsgruppe „Energieinfrastruktur“ des Hessischen Energiegipfels fest: „Als problematisch wird von den Netzbetreibern in diesem System der Zeitverzug empfunden, mit dem unter aktuellen Bedingungen der Mittelrückfluss auf Neuinvestitionen einsetzt. … In Phasen anwachsenden Investitionsbedarfs kann es am Beginn der Lebensdauer der neuen Anlagegüter unter den Bedingungen geltenden Rechts zu Finanzierungs- und Ertragslücken kommen“66. Zudem führt der Ausbau der Eigenerzeugung zu einer Abnahme der im Stromnetz verteilten und mit Netznutzungsentgelt belegbaren Strommenge und damit zu Ertragsrückgängen beim Verteilnetzbetreiber. Dieser soll aber gleichzeitig für eine störungsfreie Einbindung der dezentralen Anlagen in das Stromnetz sorgen. Insgesamt empfiehlt es sich, die Regulierungspraxis hinsichtlich der Abschaffung von Negativanreizen sowie der Setzung von Positivanreizen für eine effektive Einbindung der dezentralen Erzeugung zu überprüfen und weiterzuentwickeln.

7.5

Beratung der Kommunen

Die kleinen und mittleren Kommunen sind im Allgemeinen mit der Vorbereitung und Durchführung einer Rekommunalisierung ihrer Energieversorgung überfordert. Es bedarf einer kompetenten und kommunalaffinen Beratung hinsichtlich der Abschätzung der Chancen, Risiken und Realisierungswege. Dafür ist in der Regel die Einholung einer Machbarkeitsstudie zur Übernahme des Stromnetzes erforderlich. Dies umfasst eine Bewertung des vorhandenen Netzes mit dem Optimierungs- und Ausbaubedarf, die Aufgabenbeschreibung des künftigen Stadtwerks, Kooperationsmöglichkeiten (z.B. regionaler Stadtwerkeverbund) sowie die Rechtsform des Unternehmens (z.B. Eigenbetrieb oder GmbH). Viele Stromnetzübernahmen scheitern an der fehlenden Information und Beratung der Kommunen. Die geplante Landesenergieagentur sollte den Kommunen Beratungsleistungen für die Rekommunalisierung der Energieversorgung anbieten. Neben dem Rückkauf des Stromnetzes ist der Aufbau eigener Erzeugungsanlagen ein wesentlicher Baustein der Rekommunalisierung der Stromversorgung. Um an das benötigte Kapital zu gelangen und gleichzeitig ein Maximum an Akzeptanz zu erreichen, bietet sich die Beteiligung der Bürger und Unternehmen an den örtlichen Windkraft- und Photovoltaikprojekten an. Dies kann z.B. im Rahmen von Kapitalbeteiligungen oder von Energiegenossenschaften unter Beteiligung z.B. der Volksbanken oder Sparkassen (z.B. VR Energiegenossenschaft Südpfalz) erfolgen. Bürger, Unternehmen sowie die Kommune beteiligen sich mit Einlagen an dem Aufbau einer sicheren Stromversorgung und profitieren davon nicht nur in finanzieller Hinsicht. Die beim Gemeinde- und Städtebund Rheinland66

http://www.energiegipfel.hessen.de/dynasite.cfm?dsmid=16452

Pfalz angesiedelte „Kommunalberatung Rheinland-Pfalz GmbH“ unterstützt die Kommunen bei vielfältigen Fragestellungen wie z.B. bei der Gründung kommunaler Gesellschaften für den Betrieb von Windkraftanlagen. Einen interessanten Ansatz zum interkommunalen Interessenausgleich bei der Errichtung und dem Betrieb von Windkraftanlagen hat die Verbandsgemeinde Rheinböllen entwickelt. In dem 2009 vereinbarten Solidarpakt „Gemeinsam mit erneuerbarer Energie Zukunft gestalten“ wurden finanzielle Ausgleichsregelungen zwischen den Standortgemeinden und den übrigen Ortsgemeinden getroffen. Dies ist ein wichtiger Beitrag zur Förderung der interkommunalen Zusammenarbeit und zur Förderung der Akzeptanz. Eine wichtige Aufgabe der künftigen Landesenergieagentur ist die Beratung und Unterstützung der Kommunen bei der Gründung von Energiegenossenschaften und bei der Aushandlung interkommunaler Vereinbarungen zur Steigerung der Akzeptanz von Windkraftanlagen.

Zielführende Fragestellungen

Aus dem dargestellten Sachzusammenhang ergeben sich für die landespolitische Ausgestaltung der Energiewende folgende Fragestellungen.

8.1

„Zielnetz Strom und Speicherbedarf Rheinland-Pfalz 2030“

Die Transformation des Stromnetzes in Richtung auf eine vollständige Versorgung aus erneuerbaren Energien umfasst eine Anpassung und Weiterentwicklung der regionalen Verteilnetze , des landesweiten Übertragungsnetzes sowie der Stromspeicher in allen Netzebenen. Im Rahmen einer landesweiten Studie „Zielnetz Strom und Speicherbedarf Rheinland-Pfalz 2030“ sollten folgende Fragestellungen angegangen werden:

Verteilnetze a) Welche Stromeinspeisungen aus Wind-, Photovoltaik- und Biomasseanlagen sowie fossil gefeuerter Kraftwerken bestehen? b) Von welcher Entwicklung der Stromeinspeisungen ist bis 2015/2020 und mit Ausblick auf 2030 (100 %-Ziel) zu rechnen? c) Wie entwickelt sich die Stromnachfrage unter Beachtung der Potenziale der Stromeffizienz sowie der demografischen Entwicklung? d) Welche Potenziale ergeben sich aus dem Last- und Erzeugungsmanagement? e) Inwieweit sind die bestehenden Netze auf die sich verändernde Stromeinspeisungen ausgelegt? Wo ist mit Engpässen zu rechnen? f) Welche Speicher-, Regel- und Back-up-Kapazitäten sind vorhanden und werden in Zukunft in den Verteilnetzen benötigt? g) Welche Maßnahmen zur Optimierung und Verstärkung sowie zum Ausbau der Verteilnetze sind erforderlich? Übertragungsnetz h) Über welche Transportkapazitäten verfügt das Übertragungsnetz und wie stark werden diese bereits ausgelastet? i)

Welche Stromflüsse müssen für die Prognosefälle 2015/2020 und 2030 vom Übertragungsnetz abgewickelt werden? 31

Inwieweit sind das bestehende Übertragungsnetz sowie die Schnittstellen zu den Verteilnetzen auf die sich verändernden Transportleistungen ausgelegt? Wo ist mit Engpässen zu rechnen?

k) Welche Speicher- und Regelkapazitäten werden in den Prognosefällen 2015/2020 und 2030 im Übertragungsnetz benötigt? l)

Welche Maßnahmen zur Optimierung und Verstärkung sowie zum Ausbau des Übertragungsnetzes sind erforderlich?

Beteiligung m) Wie können die relevanten Akteure (Netzbetreiber, Umweltverbände, kommunalen Spitzenverbände, Stromerzeuger) an der Erarbeitung und Fortschreibung des Zielnetzes beteiligt werden?

8.2

Energieagentur Rheinland-Pfalz/kommunale Energieagenturen

Der geplanten Landesenergieagentur sowie den kommunalen Energieagenturen kommt eine wichtige Rolle bei der Umsetzung der Energiewende in Rheinland-Pfalz zu. In Rahmen dieses Papieres wurden folgende Aufgaben skizziert: -

Beratung von Unternehmen und Bürgern bei der Realisierung der Stromeinsparpotentiale, Beratung der Kommunen bei der Rekommunalisierung der Energieversorgung, Beratung der Kommunen bei der Akzeptanzförderung für Windkraftanlagen (Beteiligungsmodelle für Bürger und Nachbarkommunen).

Weitere Aufgabenstellung sind u.a. die Energieeffizienz im Wärmemarkt, der Ausbau der KraftWärme-Kopplung, die solare Erzeugung von Warmwasser, Raum- und Prozesswärme. Insgesamt ergeben sich folgende Fragestellungen: a) Auf welche Erfahrungen aus anderen Bundesländern (z.B. Baden-Württemberg) bzgl. Struktur, Aufgabenstellung und Finanzierung von Energieagenturen kann angeknüpft werden? b) Welche Aufgaben soll die geplante Landes-Energieagentur erfüllen? c) Welche Aufgaben sollen die kommunalen Energieagenturen erfüllen? d) Wie soll die Zusammenarbeit zwischen der Landes-Energieagentur und den kommunalen Energieagenturen im Sinne einer effizienten Aufgabenerbringung geregelt werden? 32

e) Wie können vorhandene Strukturen (EOR, Verbraucherzentrale, Kommunalberatung des GStB u.a.) eingebunden werden? f) Wie sollen die Landes-Energieagentur sowie die kommunalen Energieagenturen finanziert werden?

8.3

Unterstützung der Verteilnetzbetreiber bei der Anpassung der Stromnetze und dem Aufbau von Stromspeichern a) Inwieweit kann die Landesregulierungsbehörde die zur Anpassung der Verteilnetze an die Energiewende notwendige Maßnahmen wie -die Etablierung eines Demand-Side-Management, - den Aufbau von Smart Grids, - die Anerkennung der Kosten für Smart Meter, - die Schaffung von Speicherkapazitäten im Netz, - die Bereithaltung von Ausgleichsenergie für Wind- und PV-Anlagen, - den Mehraufwand für notwendige Netzoptimierungen, -verstärkungen und ausbauten bei der Festlegung der Erlösobergrenzen des Netzbetreibers bereits berücksichtigen? b) Inwieweit muss für eine angemessene und zeitnahe Berücksichtigung der vorgenannten Maßnahmen die Anreizregulierungsverordnung des Bundes angepasst werden? c) Inwieweit kann durch die bundesweite Einführung von z.B. leistungs- oder lastbezogenen Anreizsystemen der Aufbau von Regelkraftwerken und Stromspeichern unterstützt werden? d) Welche bundesrechtlichen Regelungen bzgl. der technischen Normierung von Smart Metern müssen für eine zügige Markteinführung getroffen werden? e) Wie kann eine aktive Verzahnung des Betriebes von Netzen und Speichern organisiert werden? Inwieweit müssen dafür die Unbundlings-Vorschriften des Bundes für die Ebene der Verteilnetzbetreiber weiterentwickelt werden? f) Wie kann die Gemeindeordnung und das Gemeindewirtschaftsrecht in Hinblick auf eine Stärkung des energiewirtschaftlichen Engagements des Kommunen weiterentwickelt werden?

8.4

Unterstützung von Forschungsvorhaben a) Wie können die in Rheinland-Pfalz bereits gut aufgestellten Forschungskapazitäten für die Energiewende weiterentwickelt werden?

b) Wie und in welchem Umfang können durch die Nutzung vorhandener dezentraler Stromspeicher in Gewerbe- und Industriebetrieben auch bereits kurzfristig Speicherkapazitäten erschlossen werden? c) Inwieweit trägt die Einführung dezentraler Batteriespeicher zu einer besseren Integration von Photovoltaik- und Windkraftanlagen im Nieder- und Mittelspannungsnetz bei und wie können bestehende Hemmnisse überwunden werden? d) Wie, an welchen Standorten und unter welchen Rahmenbedingungen können Anlagen zur Erzeugung von Wasserstoff und Methangas aus Wind- bzw Solarstrom (sog. „Windgas“) in die Energieversorgung integriert werden?