Energieverteilung: Netzausbau unter starkem Druck

Das Stromnetz in Deutschland ist historisch gewachsen. Das Streben nach größerer Wirtschaftlichkeit hat vermehrt zu Kraftwerksstandorten geführt, bei denen die benötigten Rohstoffe, wie Braunkohle oder Wasserenergie, unmittelbar zur Verfügung standen. Vor der Energiewende bildeten daher weiträumige Leitungen das Übertragungsnetz. In der Nähe der Verbraucher wird dann auf eine niedrige Betriebsspannung transformiert. Aus den Leitungen dieser Spannungsebene setzen sich die Verteilungsnetze zusammen.

Jedoch war diese Struktur nicht unverwundbar, wie einer der größeren Stromausfälle in Europa vor etwa zehn Jahren zeigt: Das Kreuzfahrtschiff „Norwegian Pearl“ wollte sich nach dem Stapellauf von seiner Werft in Papenburg auf den Weg zur Jungfernfahrt durch die Ems in die Nordsee machen. Auf der Reise musste das Schiff eine 380-kV-Übertragungsleitung queren. Zur sicheren Durchfahrt des Schiffs schaltete der Stromversorger E.on (heute Tennet TSO) die Stromleitung ab. Für den Stromfluss durch die Leitungen waren Windkraftanlagen verantwortlich. Die Unterbrechung der Leitungen deckte damals erhebliche Schwächen der Übertragungsnetze auf, denn durch die Abschaltung gingen in mehreren EU-Ländern die Lichter aus.

Heute haben sich die Rahmenbedingungen stark verändert: Für die sichere und bedarfsgerechte Entwicklung der Netze sind die vier Übertragungsnetzbetreiber 50 Hertz Transmission , Amprion, Tennet TSO und Transnet BW zuständig. Im Energiewirtschaftsgesetz werden ihre Verantwortlichkeiten geregelt, wie Michael Reifenberg von der Bundesnetzagentur erklärt. Der Ausbau der erneuerbaren Energien, vornehmlich Windkraft und Photovoltaik (PV), erfolgt jedoch nur wenig geordnet, da sie volatil, also schwankend, Strom in das Übertragungsnetz liefern. Hinzu kommt, dass große Strommengen von riesigen Windparks in Küstenregionen oder auf dem Meer sowie von sonnigen Standorten in die Ballungsräume im Westen und Osten transportiert werden. Langfristig ist eine Energiewende kostengünstiger, wenn die besten Standorte für erneuerbare Energien genutzt werden, sagt Reifenberg. Daneben gibt es viele dezentrale Einheiten, wie PV- und Biogasanlagen, die elektrische Energie in das Netz einspeisen.

Auch die Diskussionen um die Akzeptanz der Anlagen dürfen nicht außer Acht gelassen werden. Sowohl Freileitungen als auch Erdkabel haben Vor- und Nachteile. Sorgfältig abzuwägen sind Umweltaspekte, Versorgungssicherheiten und nicht zuletzt die Kosten. Solveig Wright vom Netzbetreiber Amprion sieht diese Klärung sogar essenziell: „Zunächst brauchen wir eine breite gesellschaftliche Akzeptanz. Und daran müssen alle Beteiligten arbeiten: Übertragungsnetzbetreiber wie auch Politik und Wirtschaft.“

Die vorzunehmenden Veränderungen sind Bestandteil des Netzentwicklungsplanes, den die vier Übertragungsnetzbetreiber Ende Januar der Bundesnetzagentur übergeben haben. Die Betreiber haben dafür eine Marktsimulation durchgeführt, die berücksichtigt, wie weit erneuerbare Energien bis 2030 in das Stromnetz integriert sein werden. Vier Szenarien stehen zur Auswahl – Drei mit dem Zieljahr 2030 und ein längerfristiges Szenario mit dem Zieljahr 2035. Die einzelnen Szenarien unterscheiden sich darin, wie stark und wie schnell sich die Energiewende im Hinblick auf den Stromerzeugungsmix, den Stromverbrauch sowie die Durchdringung mit Speichertechnologien und Flexibilitätsoptionen vollzieht. Für die Zieljahre 2030 und 2035 wird ein starkes innerdeutsches Erzeugungsgefälle mit einem Erzeugungsüberschuss in Norddeutschland und einem -defizit in Süddeutschland erwartet. Dann bedarf es vieler Stromleitungen. Das Volumen der Netzverstärkungen auf Bestandstrassen (Seiltausch oder Stromkreisauflagen sowie Neubau einer leistungsfähigeren Leitung in bestehender Trasse) beträgt je nach Szenario einschließlich Startnetz zwischen 7600 und 8500 Trassenkilometern. Der Ausbaubedarf neuer Leitungstrassen liegt in allen Szenarien mit Zieljahr 2030 jeweils bei 3800 km. Hierzu können Kosten von etwa 39 Mrd. Euro anfallen.

Der erzeugte Strom, meist im Norden produziert, soll mit Hochspannungs-Gleichstromübertragungsleitungen (HGÜ-Leitungen) zu den Verbrauchern im Süden gelangen. Insgesamt werden bis 2022 wohl drei neue Stromtrassen entstehen, die auch unterirdisch verlaufen könnten. Diese Art der Energieübertragung mittels Gleichstrom ist besonders bei großen Distanzen vorteilhaft. Im Vergleich zu Wechselstromleitungen sind die Übertragungsverluste wesentlich geringer. Moderne Gleichstromtechnik macht es außerdem möglich, Lastflüsse im Netz besser zu steuern.

An dieser Stelle spielen auch sogenannte Interkonnektoren eine wichtige Rolle, die als energetische Verbindung zwischen zwei Ländern fungieren und zukünftig das europäische Stromnetz miteinander verbinden sollen. Die Übertragungsnetzbetreiber 50 Hertz und Energinet aus Dänemark haben ABB im März 2016 für rund 125 Mio. Euro beauftragt, die Konvert^^erstation für das Projekt in Bentwisch bei Rostock zu errichten. Hintergrund des Projekts ist die Idee, die räumliche Nähe der dänischen und deutschen Offshore-Windparks in der Ostsee für den Austausch von Energie zu nutzen. Die beiden bereits existierenden Offshore-Windparks Baltic 1 und Baltic 2 speisen mehr als 300 MW Strom in das deutsche Netz ein. Auf dänischer Seite entsteht bis 2018 der 600 MW-Offshore-Windpark Kriegers Flak. Er wird über ein dreiadriges Drehstromkabel an das Stromnetz in Dänemark angebunden. „Da die Windparks nur etwa 15 km voneinander entfernt sind, entstand früh die Idee, diese miteinander zum weltweit ersten Offshore-Interkonnektor auf Drehstrombasis zu verbinden“, erläutert Projektdirektor Ulrich Maier. Hierzu müssen allerdings die Stromnetze der Länder synchronisiert werden.

Das Projekt Nord Link ist die erste Verbindung der Stromnetze von Norwegen und Deutschland. Der Interkonnektor ist ein HGÜ-System, bestehend aus zwei Konverterstationen und einem HGÜ-Kabelsystem, das 1400 MW über die Distanz von 623 km transportiert. Dies schafft eine Verbindung der norwegischen Wasserkraft mit der deutschen Windenergie. „Dieses Projekt ist ein Schlüsselprojekt für die Energiewende, aber auch für die Integration des Energiemarktes in Europa“, ist Robert Itschner, Leiter der Division Energietechnik-Systeme bei ABB Deutschland, überzeugt.

Auch der Siemens-Konzern beschäftigt sich mit Forschungsaktivitäten im Bereich der Übertragungsnetze. „Ein vorrangiges Ziel war es, quasi einen Autopiloten für das Übertragungsnetz zu entwickeln. Wie beim Flugzeug hat der Autopilot zwei Kernaufgaben: Erstens das System selbsttätig so zu regeln, dass der Flug oder der Netzbetrieb jederzeit möglichst ruhig und stabil bleibt. Zweitens das frühzeitige Erkennen von Hindernissen oder Störungen, damit diese umfahren oder vermieden werden. Damit erkennt der Operator in der dynamischen Netzleitwarte die Dynamik im Netz – und wir geben ihm Maßnahmen an die Hand, damit er das tun kann, was heute nicht möglich ist: Auf verifizierte dynamische Netzzustände gezielt zu reagieren“, erklärt Prof. Rainer Krebs, Principal Expert und Leiter der Fachabteilung für schutz- und leittechnische Systemstudien in der Siemens-Division Energy Management. In dem vom Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) geförderten Verbundprojekt „Dyna Grid Center“ wurde eine solche dynamische Netzleitwarte entwickelt. Diese wurde mit einem Netzmodell an der Universität Magdeburg informationstechnisch verbunden. Das Netzmodell schickt seine Messdaten an die Netzleitwarte in Ilmenau, wo sie in Echtzeit ausgewertet werden, um auf Basis der Ergebnisse das Magdeburger Modell dynamisch zu führen – als Netzleitwarte der Zukunft. Konkret geht es um die Integration zeitsynchroner, präziser Messgeräte, die außer Spannung, Strom und Frequenz auch Phasenwinkel messen können. Damit seien laut der Projektbeteiligten nicht nur ein genaueres und dynamischeres Netzabbild im Millisekundentakt möglich, sondern auch präzisere Handlungsempfehlungen an das Wartungspersonal.

Bei den Projekten zum Thema „Intelligente Verteilungsnetze“ geht es darum, Lösungen zu finden, die es ermöglichen, mehr dezentrale erneuerbare Energien in das Stromnetz zu implementieren. Hierzu entwickelte Siemens zusammen mit dem Stuttgarter Stromversorgungsunternehmen Netze BW ein intelligentes Stromnetz. Herzstück des Projekts ist ein dezentraler Regionalcontroller, der als Automatisierungseinheit im Umspannungswerk Niederstetten das Mittelspannungsnetz steuert.

Wesentliche Handlungsfelder sieht der Konzern bei der Einspeisung großer Leistungen aus dezentralen Erzeugungseinheiten und der hierzu notwendigen intelligenten Steuerung. Gemeinsam mit dem Allgäuer Überlandwerk (AÜW) hat das Unternehmen das Joint Venture „egrid“ gegründet, um die Ergebnisse aus den beiden gemeinsamen Smart-Grid-Forschungsprojekten kommerziell umzusetzen. In Wildpoldsried, dem Ort der beiden Forschungsprojekte, ist die Menge der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energiequellen fünfmal höher als der Eigenbedarf des Dorfes. Während der Laufzeit des ersten Projekts zur Integration regenerativer Energien und Elektromobilität (Irene) von Mitte 2011 bis Ende 2013 schufen die Projektpartner zusammen mit Partnern aus Industrie und Wissenschaft in der Allgäuer Gemeinde ein Smart Grid, um Stromerzeugung und -verbrauch auszubalancieren und so das Netz stabil zu halten. Im Rahmen dieses Projekts wurde der optimale Betrieb von autarken Inselnetzen und topologischen Kraftwerken wissenschaftlich untersucht und praktisch erprobt. „Die Ergebnisse der beiden Forschungsprojekte haben unsere Erwartungen weit übertroffen “, sagt Michael Schneider, Leiter des Geschäftssegments Power Technologies International in der Siemens-Division Energy Management. 

Um Stromausfälle wie beim Stapellauf der „Norwegian Pearl“ zu vermeiden, arbeitet beispielsweise das Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (Iwes) gemeinsam mit dem Deutschen Wetterdienst DWD an mathematischen Modellen, die auf die Viertelstunde genau prognostizieren sollen, wie viel Strom die in Deutschland installierten PV- und Windkraftanlagen in den nächsten Stunden und Tagen erzeugen. „Entscheidend ist, dass wir Wetter- und Leistungsprognosen enger miteinander verknüpfen als bisher und sie besser auf die Anforderungen der Übertragungsnetzbetreiber anpassen“, beschreibt Projektleiter Malte Siefert vom Fraunhofer Iwes. An dem seit Ende 2012 laufenden Projekt arbeiten auch die Übertragungsnetzbetreiber Amprion, Tennet TSO und 50 Hertz Transmission mit. Neu sind Prognosen, mit denen die Netzbetreiber genau berechnen können, wie viel Wind- und Solarstrom an welchem Netzknoten eingespeist wird. Außerdem liefern die Werkzeuge Informationen über die Zuverlässigkeit der Prognosen: „Die Übertragungsnetzbetreiber müssen auch wissen, wo es kritische Wettersituationen – etwa Hochnebelfelder oder Tiefdruckgebiete – gibt, um die Prognoseergebnisse besser zu bewerten und einzuschätzen“, erklärt Siefert.