Netze aus der Vogelperspektive

Bereits im letzten Artikel haben wir uns damit beschäftigt, dass zukünftig die Stromproduktion durch erneuerbare Energien stärker fluktuieren wird und haben Speicher als eine mögliche Antwort darauf untersucht. Im Rahmen dieser Artikel-Reihe schauen wir uns als Nächstes das Potential der Stromnetze an, eine sichere Energieversorgung auch in Zukunft zu gewährleisten. Durch Netze kann Strom an einem anderen Ort verbraucht werden, als er produziert wurde. Dieses Prinzip ist bereits bei der derzeitigen Stromversorgung essentiell, wird aber mit steigendem Anteil an dargebotsabhängigen Energien immer wichtiger werden. In diesem Zuge ändern sich die Anforderungen an Netzausbau bzw. -betrieb und machen sowohl regionale als auch europäische Maßnahmen notwendig.

Grundlagen des Netzbetriebs

Haushalte und Industrie beziehen ihren Strom von einem Energieversorger. Um den Strom dorthin zu transportieren, nutzen diese Energieversorger das Stromnetz. Die Netze gehören jedoch nicht dem Stromversorger, sondern dem Netzbetreiber. Er ist Eigentümer der Netze und verlangt Netzentgelte für das Durchleiten von Strom. Es ist gesetzlich geregelt, dass Stromversorger nicht gleichzeitig Netzbetreiber sein dürfen. [1, 2] Netze, die Strom u.a. zu Haushaltskund*innen und Kleingewerbe transportieren, werden Verteilnetze genannt und laufen bei Niederspannung (230 V – 6 kV). Für unterschiedliche Anwendungen werden unterschiedliche Spannungen benötigt, weshalb es außerdem Mittel-, Hoch- und Höchstspannungsnetze gibt. Für den Transport über lange Strecken sind beispielsweise Hochspannungsnetze notwendig. Solche sogenannten Übertragungsnetze werden in Deutschland durch insgesamt 4 Betreiber unterhalten: 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW. [1]

Die Übertragungsnetzbetreiber sorgen dafür, dass stets ein ausgeglichenes Verhältnis von Ein- und Ausspeisung vorliegt und stabilisieren so das Stromnetz. Dafür nutzen sie Dienstleistungen wie Regelenergie [1] : Kraftwerke können hoch- oder runter gefahren werden, größere Stromkunden wie Industrieanlagen vom Netz genommen oder Speicher angezapft werden. Die Bereitschaft, nach Bedarf Regelenergie bereitzustellen, bekommen Unternehmen bezahlt. [3] Übertragungs- und Verteilernetze bilden natürliche Monopole. Aus diesem Grund kontrolliert und reguliert die Bundesnetzagentur (BNetzA) als staatliche Behörde den bundesdeutschen Netzbetrieb. [1]

Netzplanung

Geplante Maßnahmen an Netzen werden in Deutschland im Netzentwicklungsplan festgelegt. Hier wird bestimmt, in welchen Netzabschnitten das Risiko einer Überlastung vorliegt. [4] Wurde ein solcher Netzabschnitt identifiziert, so wird zunächst untersucht, ob die Überlastung durch Maßnahmen der Netzoptimierung behoben werden kann. Falls dies nicht ausreicht, so werden dann Verstärkungsmaßnahmen und zuletzt ein Ausbau des Netzes in Betracht gezogen (sogenanntes NOVA-Prinzip: Netz-Optimierung vor Verstärkung vor Ausbau). [5]

In der Netzplanung muss die sogenannte (n-1)-Sicherheit berücksichtigt werden. Fällt ein Betriebsmittel aus, so darf dies nicht dazu führen, dass die maximale Belastung eines anderen Betriebsmittels überschritten wird. Ein Betriebsmittel kann hier z.B. ein Netzabschnitt, aber auch eine Produktionsstätte sein. Dies sichert das Netz dagegen ab, dass auf den ersten Ausfall ein weiterer folgt und kann damit eine Kettenreaktion mit weitläufigen Ausfällen verhindern. [4]

Auswirkungen der Energiewende auf Netze

Atom- und Kohlekraftwerke speisen traditionell zentral ins Übertragungsnetz ein. Sie unterscheiden sich darin von erneuerbaren Energien, die – abgesehen von Offshore-Windkraftanlagen und einigen größeren Wasserkraftwerken – dezentral ins Verteilnetz einspeisen. Auch die Sektorenkopplung spielt sich zu einem großen Teil im Verteilnetz ab, zum Beispiel mit Ladestationen für E-Autos oder Wärmepumpen in Haushalten. Damit sind die Verteilnetzbetreiber auch stärker in der Verantwortung für eine sichere Versorgung. Die Energiewende findet regional statt. [1]

Um geänderten Anforderungen an das Netz gerecht zu werden, werden beispielsweise Technologien für „smarte“ Netze eingesetzt. Diese stellen sekundengenau Daten der einspeisenden Anlagen sowie des Verbrauchs zur Verfügung, sodass geeignete Maßnahmen für die Netzstabilität getroffen werden können. [6] Im Netzentwicklungsplan wurde ein zukünftig höherer Bedarf an Anlagen zur Blindleistungskompensation und damit ein nötiger Zubau identifiziert. [4]

Auch wenn sich die Energiewende zunehmend regional abspielt, bleiben die Übertragungsnetze von Bedeutung, um Regionen miteinander zu vernetzen und überschüssigen Strom weiterzuleiten. Da im Norden Deutschlands größere Potentiale zur Windenergie-Gewinnung liegen, wird eine höhere Transportkapazität von Norden nach Süden notwendig. [4] Anbindungen von Offshore-Windparks zählen in Deutschland zum Übertragungsnetz und müssen vom Übertragungsnetzbetreiber zur Verfügung gestellt werden. [7] Es kann effizienter sein, eine Maßnahme auf der Ebene des Übertragungsnetzes durchzuführen, wenn dadurch eine hohe Anzahl an Maßnahmen auf den niedrigeren Spannungsebenen wegfällt. [8] Dies wird im Rahmen des Netzentwicklungsplanes alle zwei Jahre von den Übertragungsnetzbetreibern entschieden und durch die Bundesnetzagentur bestätigt. [9]

Stromtrassen und europäisches Stromnetz

Selbiges gilt für die Entlastung des Übertragungsnetzes durch Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungen (HGÜ), die sogenannten Stromtrassen. Auch hier gilt, dass anstelle vieler Maßnahmen im Wechselstromnetz eine HGÜ eine nachhaltigere Alternative sein kann. Gerade entlang der Nord-Süd-Achse ist dies laut Netzentwicklungsplan oft zielführend. [8] In HGÜ Leitungen wird, wie der Name sagt, Gleichstrom (auch Direct Current/DC-Technologie) eingesetzt. Dies ist im deutschen Stromnetz, das überwiegend auf Wechselstrom beruht, die Ausnahme und wird ansonsten nur bei wenigen Anwendungen wie z.B. Seekabeln oder Bahnverkehr verwendet. [1] Der Transport von Wechselstrom ist bei langen Strecken nicht wirtschaftlich, da z.B. Verluste durch induktive Widerstände mit der Länge der elektrischen Leitungen steigen. Bei HGÜ treten solche Effekte hingegen nicht auf. [10]

Transportverluste

Ein Vorteil von HGÜ-Leitungen ist, dass sie im Stromnetz wie ein großes Kraftwerk wirken, da größere Strommengen an einem zentralen Punkt in das Wechselstromnetz eingespeist werden. Somit federn sie die beschriebenen Effekte des Umstiegs auf erneuerbare Energien ab und verringern die notwendigen Anpassungen am Stromnetz. [11] Aktuell sind in Deutschland mehrere Vorhaben größerer HGÜ Leitungen entlang der Nord-Süd-Achse im Netzentwicklungsplan festgeschrieben, von denen sich jedoch bisher noch keines im Genehmigungsverfahren befindet. [12]

In Europa gibt es derzeit fünf größere Verbundnetze, die die Stromnetze mehrerer Länder verbinden. [13] Der Austausch zwischen diesen Verbundnetzen ist nur durch DC-Technologie möglich, da in diesem Fall die verbundenen Wechselstromnetze nicht synchron sein müssen. Es gibt bereits einige solcher HGÜ-Leitungen zwischen europäischen Ländern, z.B. HGÜ Konti-Skan, HGÜ Cross-Skagerrak, BritNed oder die NorNed. Weitere sind in Planung. [1] Auch ein solches europäisches „Supergrid“ ist wichtiger Bestandteil der Energiewende und kann die Kosten insgesamt senken. [13]

Politische Widerstände

Immer wieder gibt es Widerstände gegen Netzausbau durch Anwohner*innen. Gründe hierfür sind die Sorge vor negativen Auswirkungen von Freileitungen sowie damit einhergehend dem Wert der anliegenden Immobilien. Erdleitungen werden in der Bevölkerung eher akzeptiert. [14]

Aufgrund der umfassenden Erdarbeiten liegen die Kosten für Erdleitungen in der Regel deutlich höher als die Kosten für Freileitungen. Die genauen Kosten hängen dabei stark von den Bedingungen vor Ort, z.B. der Bodenbeschaffenheit, ab. Im Netzentwicklungsplan von 2019 werden dabei Preise von 6,5 Mio. € für DC-Erdkabel und 11,5 Mio. € für AC-Erdkabel sowie 2-2,2 Mio. € für DC-Freileitungen und 2,5-2,8 Mio. € für AC-Freileitungen zugrunde gelegt (Neubau/Parallelneubau/Ersatzneubau). [4] In manchen Fällen können diese Mehrkosten jedoch akzeptabel sein, wenn dadurch eine höhere Akzeptanz und damit ein schnellerer Ausbau erreicht werden. [16] Seit 2016 werden deshalb laut Bundesbedarfsplangesetz bei Gleichstromvorhaben Erdleitungen vor Freileitungen bevorzugt. Bei Wechselstromvorhaben haben Freileitungen weiterhin Vorrang. [17, 18]

Um die Akzeptanz in der Bevölkerung zu erhöhen, sollten Bürger*innen frühzeitig in den Planungsprozess einbezogen und Umweltprüfungen durchgeführt werden, um verschiedene Faktoren wie Artenschutz, Flächenverbrauch oder Bodenschutz abzuwägen. Auch finanzielle Kompensationen steigern die Akzeptanz. [14]

Netzausbau- Kosten und Dauer

Durch Widerstände in der Bevölkerung, aber auch durch technische Gegebenheiten, Umweltanforderungen sowie geänderter Nutzung durch die Energiewende sind Netzplanung und -ausbau komplexe Themenfelder. Der Netzausbau geht zwar voran, doch dauert dennoch lange. Dies wird unter anderem dadurch deutlich, dass weiterhin nicht alle im Jahr 2009 festgeschriebenen Vorhaben umgesetzt sind. [19] Auch ist der Netzausbau teuer. Im Netzentwicklungsplan sind geschätzte Investitionskosten für den geplanten Netzausbau bis 2035 von ca. 75-80 Mrd. € angegeben. [4]

Langfristig liegen die geschätzten Investitionskosten für die gesamte Energiewende jedoch auf einem ähnlichen Niveau wie aktuell die Kosten für importierte Energie. [20]

Der Netzausbau ist ein wichtiger Bestandteil der Energiewende. Wie wir in diesem Artikel gesehen haben, zeigt sich auch hier der regionale Aspekt der Energiewende im Zusammenspiel mit einer globalen Perspektive. In dieser Artikelreihe betrachten wir Möglichkeiten, die zukünftig stärker fluktuierende Stromproduktion zu händeln. Netze spielen dabei eine große Rolle. Letztendlich ergibt sich die Lösung jedoch aus einer Kombination der verschiedenen Möglichkeiten.