Das Stromnetz im Zeichen der Energiewende | Energie und Umwelt | bpb.de

Der Umbau der deutschen Energieversorgung kommt vorläufig mit weniger neuen Stromleitungen aus als von den Netzbetreibern noch im Frühjahr kalkuliert. Das zeigt der Entwurf für einen Bundesbedarfsplan, den die Bundesnetzagentur [...] dem Bundeswirtschaftsministerium vorgelegt hat. Er umfasst den Neubau von rund 2800 Kilometern Höchstspannungstrassen und die Verstärkung von weiteren 2900 Leitungskilometern. Nur 51 der von den Betreibern des Übertragungsnetzes vorgeschlagenen 74 Bauvorhaben wurden aufgegriffen. [...] In die Planung seien zunächst nur die besonders dringenden Vorhaben aufgenommen worden, erläuterte Netzagentur-Präsident Jochen Homann. Vorgesehen ist, dass der Bedarf jedes Jahr aufs Neue überprüft wird. Gegebenenfalls können dann weitere Projektvorschläge der Netzbetreiber nachträglich berücksichtigt werden. [...] Die ursprüngliche Netzplanung war in einem öffentlichen Konsultationsverfahren mit mehr als 3300 Stellungnahmen auf viele Einwände gestoßen. Umweltverbände hatten sie als überdimensioniert bemängelt.

[...] Statt der ursprünglich geplanten vier Korridore sind nur noch drei Trassen geplant. Eine führt von Emden über das Ruhrgebiet nach Philippsburg in Baden-Württemberg, die zweite von Brunsbüttel an Hannover vorbei in Richtung Stuttgart und die dritte von Wilster bei Stade nach Grafenrheinfeld am Main. [...]
Zusammen mit der Netzplanung hat die Netzagentur einen Bericht über die möglichen Umweltauswirkungen der neuen Leitungen vorgelegt. Homann bezeichnete den Umweltbericht als "Frühwarnsystem", das Konflikte bei der nun anstehenden Feinplanung vermeiden solle. Der Entwurf legt nur grobe Korridore fest, durch die die neuen Höchstspannungsleitungen später einmal führen sollen. […]

bü, "Weniger neue Stromleitungen für die Energiewende", in: Frankfurter Allgemeine Zeitung vom 27. November 2012

In der Elektrotechnik gab es lange eine Hierarchie, die sich bis in den Haushalt fortsetzte: Überall dort, wo elektrische Energie ernsthafte Aufgaben zu erledigen hatte, kam sie als Wechselspannung daher. Sie treibt Lokomotiven, Flutlichtanlagen und Waschmaschinen. Gleichspannung taugte demnach nur für harmlose Randbereiche, das Batterieradio, die Halogen-Birnchen in der Schreibtischlampe oder den zur Steckdose umfunktionierten Zigarettenanzünder im Auto.
Doch inzwischen hat die Gleichspannung neue Freunde gefunden, ihr haftet der goldene Schimmer der Innovation an. Sie soll helfen, ein Kernproblem der Energiewende zu lösen: den Transport elektrischer Energie von Windparks im Norden zu Verbrauchern im Süden. [...]
Wechselspannung lässt sich mit einem Transformator problemlos auf ein anderes Niveau der Spannung bringen. Höhere Spannung bedeutet geringeren Strom, der beim Transport fließen muss. Und ein geringerer Strom bedeutet geringere Einbußen. Überlandleitungen haben oft eine Spannung von 400 Kilovolt. Nur auf diesem Niveau lassen sich die Übertragungsverluste begrenzen.
Doch moderne Elektronik erlaubt es, die Energie mit hoher Gleichspannung noch verlustärmer zu transportieren. Um eine elektrische Leistung von 2500 Megawatt 800 Kilometer weit zu transportieren, also die Produktion von fünf großen Offshore-Windparks in der Nordsee nach Bayern zu bringen, sind bei einer 400-Kilovolt-Wechselstromtrasse Verluste von fast zehn Prozent zu erwarten. Eine HGÜ-Verbindung (Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung) mit 800 Kilovolt käme mit gut einem Viertel davon aus. [...]
Andererseits ist HGÜ viel aufwendiger, als es konventionelle Leitungen sind. Besonders die Schaltstationen am Anfang und Ende einer Gleichstromtrasse schlagen ins Geld und produzieren Verluste. Erst bei Entfernungen von 600 Kilometern ist die Technik wirtschaftlich.
Neue Entwicklungen könnten sie verbessern: Erst vor Kurzem hat der Konzern ABB den Prototyp für einen HGÜ-Schalter vorgestellt. Dieser erlaubt es, ein Netz der verlustarmen Leitungen aufzubauen, statt überall Verbindungen von Punkt zu Punkt zu errichten, an deren Ende die Energie immer wieder in Wechselspannung konvertiert wird. Ohne solche Schalter hat der Gleichstrom nur wenig Chancen, aus seiner untergeordneten Position auszubrechen.

Christopher Schrader, "Umschalten in die Zukunft", in: Süddeutsche Zeitung vom 27. November 2012

[...] In Wildpoldsried wird das [schlaue Netz, genannt "Smart Grid"] erprobt, im Forschungsprojekt IRENE (Integration regenerativer Energien und Elektromobilität). Das kleine Dorf der Erneuerbaren ist zu einer Modelllandschaft geworden für Ökostrom und seine Verteilung.
Bevor die schlaue Steuerung beginnen kann, muss geklärt werden, was in einem Ortsnetz eigentlich genau passiert. Bisher wissen Stromversorger darüber fast nichts, schließlich werden die Zähler in Haushalten nur einmal im Jahr abgelesen. Zuerst wurden also 200 kleine schwarze Kästen über Wildpoldsried verteilt. Permanent funken diese "Smart Meter" Erzeugungs- und Verbrauchsdaten an die Zentrale der AÜW [Allgäuer Überlandwerke] in Kempten.
Wenn Wind und Sonne absehbar mehr Strom liefern, als die Wildpoldsrieder brauchen, kommen 32 Elektroautos zum Einsatz. Ihre Batterien werden dann nachgeladen und entlasten so das Netz. Der neu installierte Ortsnetztrafo senkt die überhöhte Spannung zusätzlich ab. Er ist nämlich regelbar – das gibt es normalerweise nur im Hochspannungsnetz. Im Herbst wird zusätzlich noch ein Lithium-Ionen-Speicher aufgebaut. Er soll überschüssigen Solarstrom aufbewahren für die verbrauchsintensiven Abendstunden.
Auch Wettereffekte werden berücksichtigt. So liefert viel Sonne nicht immer viel Solarstrom. Brennt sie im Sommer lange auf die Module, dann werden die sehr heiß, und ihr Wirkungsgrad sinkt. "Deshalb kann an einem Sommertag der Ertrag um über 20 Prozent niedriger liegen als bei gleicher Sonneneinstrahlung im Winter", sagt Robert Köberle. Der Ingenieur ist für die Feinjustierung und Wartung all der Technik zuständig. Beim neuen Ortsnetztrafo hat er eine Wetterstation eingebaut.
Schon im Wildpoldsrieder Miniaturmaßstab ist ein Smart Grid erstaunlich komplex. Jeden Tag liefert es drei Gigabyte Daten, fünf CDs ließen sich damit füllen. Ein schlaues Netz braucht schnelle Computer mit leistungsfähiger Software. [...]
Ein "selbst organisiertes Energieautomatisierungssystem" soll für den steten Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage im lokalen Stromnetz sorgen. "So Easy" lautet sein griffiges Kürzel. Dafür wird nach dem Vorbild großer Strombörsen ein lokaler Marktplatz simuliert, auf dem automatische Agenten die Interessen der Erzeuger und Verbraucher wahrnehmen. Wer Strom bei hoher Nachfrage erzeugt, wird belohnt, wer ihn bei hohem Angebot verbraucht, bekommt ihn billig.
[...] Mit dem Smart Grid können die [AÜW] einen Teil der Kosten vermeiden, die normalerweise beim Anschluss neuer Solar-, Biogas- und Windkraftanlagen ans Ortsnetz entstehen. "Das Einsparpotenzial liegt bei bis zu 20 Prozent", sagt Technikchef Fiedeldey. Dagegen stehen allerdings die Kosten für den Bau und den Unterhalt all der Technik, die ein Smart Grid wiederum erfordert. "Für den Betrieb müssen wir bisher einen halben Manntag ansetzen", weiß der Wartungschef Robert Köberle. Die größten Probleme macht ihm die drahtlose Übertragung all der Messdaten über das Handynetz. "Für unser System brauchen wir eine sehr sichere Verbindung, doch die reißt immer mal wieder ab."
Und für den Weg von Pilotprojekten zur flächendeckenden Anwendung fehlt den Smart Grids der rechtliche Rahmen. "Wenn wir Kupfer durch Intelligenz ersetzen wollen, brauchen wir Investitionssicherheit", sagt Michael Fiedeldey von den Allgäuer Überlandwerken. Doch im bisherigen System werden nur Erzeugung, Transport und Vertrieb des Stroms vergütet, nicht aber Systemdienstleistungen wie das Abpuffern großer Spannungsschwankungen im Ortsnetz.
Nötig wäre also noch mehr Regulierung in einem schon heute völlig überregulierten Markt. Der AÜW-Techniker veranschaulicht das mit einer Grafik. Sie zeigt den exponentiellen Anstieg erneuerbarer Energieeinspeisung in seinem Netz. Darüber liegt eine zweite, ebenso steile Kurve, die für die Zahl der Paragrafen in den Energiegesetzen steht. "Als ich vor 15 Jahren anfing, gab es ein Gesetz mit 19 Paragrafen. Heute haben wir sieben Gesetze mit 306 Paragrafen."
[...] Albert Moser, [d]er Leiter des Instituts für Elektrische Anlagen und Energiewirtschaft an der RWTH Aachen, hat eine Marktsimulation entwickelt für den von der Bundesregierung angeforderten Netzentwicklungsplan. Er warnt davor, das Potenzial schlauer Netze zu überschätzen. "Dieser Autarkie-Gedanke funktioniert mit viel Idealismus vielleicht an ausgewählten ländlichen Standorten, nicht aber in einer Großstadt." Die werde immer sehr viel mehr Strom benötigen, als sie erzeugen könne. "Smart Grids können deshalb den Ausbau der Übertragungsnetze nicht ersetzen."
[...] Für den Bürgermeister und CSU-Vorsitzenden von Wildpoldsried [Arno Zengerle] ist die Energiewende keine nüchterne Kosten-Nutzen-Rechnung. "Es kommt immer auf einzelne Menschen an", sagt er. 30 Millionen Euro haben die Bürger seines Dorfes in erneuerbare Energie investiert. Aus dem Erlös der Solarmodule auf kommunalen Dächern wird die Jugendarbeit von Sportvereinen und Feuerwehr finanziert. Im Gegenzug stellt jeder Verein einen Rentner für Wartungsarbeiten. "In einer kleinen Gemeinde geht so was per Zuruf", sagt er.
Auf die Interessen der Industrie muss er nicht achten. Denn Letztere gibt es in Wildpoldsried gar nicht. Nur eine kleine Firma produziert für Ökohäuser Lehmbauplatten. Die werden mit Heißluft getrocknet. Ein Glücksfall für die vier Blockheizkraftwerke im Dorf. Deren überschüssige Wärme lässt sich so im Sommer einigermaßen sinnvoll nutzen.

Dirk Asendorpf, "Mit schlauer Power", in: DIE ZEIT Nr. 34 vom 16. August 2012

[...] Früher oder später könnte die Speicherfrage zur Achillesferse der Energiewende werden, denn der Ausbau der Kapazitäten verläuft alles andere als reibungslos. Zum einen sträuben sich Bürger [...] gegen Großprojekte vor ihrer Haustür. Zum anderen ist es ausgerechnet der Ausbau der Erneuerbaren, der das Geschäft mit Pumpspeicherkraftwerken unrentabel werden lässt. [...] In Deutschland sind mehr als 30 solcher Anlagen in Betrieb. [...]
Wann genau der Bau zusätzlicher Speicher unausweichlich wird, ist umstritten. [...] Ein von vielen Fachleuten als realistisch angesehenes Szenario hat im vergangenen Jahr der Verband der Elektrotechnik, Elektronik Informationstechnik (VDE) von einem Forscherteam errechnen lassen. Sobald der Anteil des Stroms aus den Erneuerbaren die 40-Prozent-Marke übersteigt, reichen die heutigen Kapazitäten nicht mehr aus, prognostizieren die Wissenschaftler. Unmittelbar drohen demnach keine größeren Engpässe – doch weit von der kritischen Marke entfernt ist Deutschland nicht: 2020 sollen 35 Prozent des erzeugten Stroms aus erneuerbaren Energien stammen, zehn Jahre später die Hälfte. Wird 2050 das 80-Prozent-Ziel der Bundesregierung erreicht, benötige Deutschland zusätzliche Kurzzeitspeicher mit einer Leistung von 14 Gigawatt, was etwa eine Verdreifachung der heutigen Kapazitäten bedeuten würde. [...]

Vor diesem Hintergrund ist das, was sich im Osten von Dresden anbahnt, absurd. Noch pumpt der Energieversorger Vattenfall am Standort Niederwartha Wasser in die Höhe, noch rauscht das Wasser durch drei Meter starke Rohre zurück ins Tal. Doch schon bald könnten in Deutschlands ältestem Pumpspeicherkraftwerk die Schotten dichtgemacht werden. "Die Anlage rechnet sich so nicht mehr, im schlechtesten Falle müssen wir sie noch in diesem Jahr stilllegen", sagt Gunnar Groebler, der in der deutschen Wasserkraftsparte von Vattenfall das Sagen hat. Das Kraftwerk ist in die Jahre gekommen, um es in Schuss zu bringen, müsse ein dreistelliger Millionenbetrag investiert werden. Doch Investitionen in Pumpspeicherkraftwerke seien derzeit "grundsätzlich wirtschaftlich nicht darstellbar". Auch an anderen Standorten schiebe der Konzern Investitionen vor sich her. Macht Vattenfall in Sachsen ernst, sinkt die Speicherkapazität, anstatt zu steigen.
Die Ursache für den Investitionsstau ist paradox. Früher funktionierte das Geschäftsmodell der Betreiber so: Nachts, wenn der Strom an der Börse günstig war, warfen sie die Pumpen an und füllten ihre Staubecken. Gegen Mittag, wenn die Deutschen mit Abstand am meisten Strom verbrauchen und der Preis an der Börse nach oben schnellte, liefen die Turbinen, und die Betreiber verkauften teuren Strom mit Gewinn. "Diese Rechnung geht nicht mehr auf", sagt Groebler. Denn heute liefern Photovoltaikanlagen mittags große Strommengen und decken Bedarfsspitzen weitgehend ab. Die täglichen Preisunterschiede sind deshalb genau wie die Gewinne der Betreiber zusammengeschrumpft. Zwar hat die Bundesregierung neue und zum Teil auch bestehende Pumpspeicher für viele Jahre von den Netzentgelten befreit. Daran, dass sich viele Projekte nicht mehr rentieren, hat das aber wenig geändert.

Weil die Energieversorger die Auswirkungen der Erneuerbaren unterschätzt haben, stocken auch schon geplante Projekte. Zum Beispiel in Waldeck, Nordhessen. 250 Millionen Euro wollte Eon hier für eine weitere Turbine in einem bestehenden Pumpspeicherkraftwerk investieren. [...] Die endgültige Investitionsentscheidung hat Eon verschoben, Hintergrund sei "die energiewirtschaftliche Situation, die keine Investitionssicherheit gewährleistet".
[...] Kurz vor dem Abschluss steht hierzulande kein großes Neubauprojekt, zeigt eine Statistik der Bundesnetzagentur. Im laufenden Jahr gibt es eine geringe Kapazitätsausweitung von 195 Megawatt, für die Jahre 2014 und 2015 ist kein Zubau registriert. Weil es in Deutschland nur wenige geeignete Flächen für neue Pumpspeicher gibt, sucht die Regierung im Ausland nach Entlastung. [...] [Im] Projekt "Nord.Link" [...], das Netzbetreiber Tennet gemeinsam mit dem norwegischen Betreiber Statnett und der KfW-Bank beschlossen hat, [soll] ein Gleichstromkabel mit einer Kapazität von 1400 Megawatt [...] ab 2018 norwegische Wasserspeicher und das deutsche Stromnetz verbinden. [...]

Johannes Pennekamp, "Das Speicherproblem", in: Frankfurter Allgemeine Zeitung vom 30. März 2013