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11. Jan. 18

Hochspannungsleitung in Niedersachsen: Die Digitalisierung des Stromnetzes ist aus Sicht von Experten ein wesentlicher Baustein für eine bessere Auslastung.

Bypässe für das Stromnetz

Um Blackouts zu verhindern, dürfen die Betreiber erstmals in großem Stil Stromflüsse umleiten. Ein besseres Netzmanagement bietet langfristig aber noch weit mehr Potenzial – auch ohne den Bau zusätzlicher Trassen

Von Steven Hanke

2025 – das ist das Jahr, in dem im Stromnetz alles besser werden soll. Dann ist die Inbetriebnahme von Suedlink geplant. Die XXL-Trasse soll dringend benötigten Windstrom aus dem Norden in die Verbrauchszentren im Süden bringen – denn dort geht schon 2022 das letzte AKW vom Netz.

Doch das Projekt stockt, wie auch der übrige Netzausbau in Deutschland. Ob die Leitung 2025 wirklich steht, ist fraglich. Das Blackout-Risiko steigt allerdings schon jetzt. Denn immer mehr Ökostrom konkurriert mit den im Dauerbetrieb laufenden Kohlekraftwerken um die knappen Leitungskapazitäten.

Und deshalb hat das Bundeswirtschaftsministerium einen Hilferuf an die Übertragungsnetzbetreiber, die Bundesnetzagentur und externe Gutachter geschickt. Sie sollten ein Paket an Sofortmaßnahmen erarbeiten, um mehr Energie in die Leitungen zu quetschen. Es geht um Bypässe für das infarktgefährdete Netz.

Gewöhnlich müssen Eingriffe ins Netz einen ausufernden Genehmigungsprozess durchlaufen. Aber diesmal hatten es die Behörden eilig

Das Ergebnis zeigt sich im neuen Netzentwicklungsplan (NEP) 2030, den die Bundesnetzagentur kurz vor Weihnachten genehmigt hat. Darin werden erstmals neun Ad-hoc-Maßnahmen bewilligt, um bis zur Fertigstellung neuer Stromtrassen Netzengpässe zu reduzieren und die Kosten im Zaum zu halten.

Im windreichen Norden wächst die Ökostromerzeugung rasant, auch dank der Offshore-Windkraft. Doch die Leitungen für den Abtransport sind knapp.

Der sonst übliche, aufwendige Genehmigungsprozess entfällt. Damit ist der aktuelle NEP ein Unikat. Gewöhnlich dient der alle zwei Jahre aktualisierte Plan ausschließlich dazu, eine langfristige Vision vom idealen Netz zu entwickeln und den Ausbaubedarf für die nächsten 15 Jahre aufzuzeigen. Kurzfristig Löcher zu stopfen war bislang nicht Teil der Planungen. Diesmal ist alles anders.

Zu den Sofortmaßnahmen gehören sieben sogenannte Phasenschieber, quer über Deutschland verteilt. Sie erlauben es, Strom von einer überfüllten Leitung zu einer weniger belasteten umzuleiten und so gleichmäßiger zu verteilen. Voraussetzung ist, dass daraus nicht Probleme auf den anderen Leitungen resultieren. Ihr Einsatz muss deshalb vorher von Gutachtern genau geprüft werden.

Phasenschieber gelten als relativ kostengünstig und schnell umsetzbar, sind aber nicht der Weisheit letzter Schluss. Sie wurden einer breiteren Öffentlichkeit durch ihren Einsatz an den Grenzen zu Polen und Tschechien bekannt. Dort dienten sie dazu, den grenzüberschreitenden Stromfluss zwischen den Staaten zu unterbinden. Die Nachbarländer wollen damit ihre Netze vor Stromüberschüssen aus Deutschland schützen.

Ein Phasenschieber der Stadtwerke Hannover: Mit solchen Anlagen können die Netzbetreiber den Stromfluss in den Leitungen besser steuern.

Die Installation der Bypässe kostet Geld. Doch die Investition werde sich schon bald auszahlen, versichert die Bundesnetzagentur

Der großflächige Einsatz von Phasenschiebern innerhalb Deutschlands ist ein Novum und kostet zunächst einmal natürlich viel Geld. Insgesamt sind für den Bau der neun bestätigten Anlagen zirka 600 Millionen Euro Investitionskosten angesetzt. Über die Netzentgelte werden sie auf die Stromkunden umgelegt.

Laut Regulierungsbehörde zahlt sich die Investition jedoch aus. Damit ließen sich in den Jahren 2023 bis 2025 Kosten von insgesamt 2,6 Milliarden Euro für das Netzengpassmanagement sparen. Netto bleibe also ein Gewinn von zwei Milliarden Euro.

Normalerweise werden solche Engpässe aufgelöst, indem die Netzbetreiber die Stromerzeugung fossiler Kraftwerke herunterregeln. Wenn das nicht ausreicht, dürfen sie auch Ökostromanlagen vom Netz nehmen, in erster Linie Windräder. Dafür erhalten die Betreiber von Kraftwerken und Windparks Entschädigungszahlungen.

Anfang dieses Jahres sorgte der Übertragungsnetzbetreiber Tennet damit für Aufsehen, dass er 2017 bereits mehr als eine halbe Milliarde Euro für dieses Engpassmanagement gezahlt hat. Für alle vier deutschen Netzgebiete rechnen Experten summa summarum mit rund 1,5 Milliarden Euro für das vergangene Jahr.

Braunkohlemeiler Niederaußem von RWE: Weil fossile Kraftwerke oft im Dauerbetrieb laufen, fluten sie die Stromnetze permanent mit Energie. Das bringt die Leitungen an ihre Belastungsgrenze.

Phasenschieber sind nicht die einzige Möglichkeit, um die Netze besser auszulasten. Experten empfehlen fünf weitere Maßnahmen

Die Politik steht also unter Handlungsdruck. Bei den aktuellen Sondierungsgesprächen von CDU/CSU und SPD ist das Thema auf der Agenda. In dem knappen Sondierungspapier der Arbeitsgruppe Energie ist die Rede davon, dass Ausbau und Modernisierung der Energienetze intensiviert werden müssen.

Dazu ist ein Netzausbau-Beschleunigungsgesetz geplant und eine weitere Optimierung des Netzmanagements. Mehr Platz im Netz sei auch die Voraussetzung für eine zusätzliche Ausschreibung von neuen Windparks und Solaranlagen, die die Große Koalition plant.

Mit Blick auf die Koalitionsverhandlungen hat die Denkfabrik Agora Energiewende ein Sofortprogramm zur Optimierung der Bestandsnetze vorgeschlagen. Der Werkzeugkasten enthält fünf Stellschrauben für die kurze und lange Frist.

Neben den Phasenschiebern empfiehlt die Studie insbesondere ein flächendeckendes Freileitungsmonitoring und den Ersatz älterer, schwacher Kabel durch sogenannte Hochtemperaturleiterseile mit höherer Leistungsfähigkeit. Beides möge die neue Bundesregierung bis 2021 beziehungsweise 2023 bundesweit umsetzen und dazu bis kommenden Sommer eine Roadmap vorlegen.

Hochspannungsleitung in Niedersachsen: Die Digitalisierung des Stromnetzes ist aus Sicht von Experten ein wesentlicher Baustein für eine bessere Auslastung.

In den Koalitionsverhandlungen geht es auch um wirtschaftliche Anreize für die Netzbetreiber: Sie sollen in die Optimierung investieren

Der technische Hintergrund ist, dass sich stromdurchflossene Leiter stark erhitzen, was ihre Transportkapazität bis zu einem gewissen Maße begrenzt. Wenn es jedoch bei viel Wind kälter ist, werden die Kabel gekühlt und können mehr aufnehmen.

Um ihre Leistungsfähigkeit zu optimieren, könnte man die Wetterbedingungen permanent beobachten und darauf reagieren. Das wird mit dem Freileitungsmonitoring auf etlichen Strecken in Deutschland bereits getan, aber eben längst noch nicht überall. Hochtemperaturleiterseile bestehen aus besonderen Materialien und können deshalb 50 bis 100 Prozent mehr Strom transportieren.

Für die Umsetzung all dieser technischen Maßnahmen muss sich außerdem der rechtliche Rahmen ändern. Die Stromnetze sind ein streng regulierter Bereich. Jede Investition, die letztlich der Stromkunde zahlt, muss sich der Netzbetreiber von der Bundesnetzagentur genehmigen lassen.

Der aktuelle Rechtsrahmen ist aber auf den Netzausbau fokussiert, nicht auf den Bestand. Die Regulierung müsse so reformiert werden, dass es für die Netzbetreiber stärkere wirtschaftliche Anreize gibt, in eine optimale Betriebsführung zu investieren, schrieben Vertreter des Bundeswirtschaftsministeriums in einer Handreichung für die Koalitionsverhandlungen.

Ein Drittel aller Leitungen liegen brach: Sie dienen als Notfallreserve. Bei besserer Steuerung könnten diese Standspuren genutzt werden

Auf lange Sicht schlummern im Netz noch erheblich größere Potenziale für eine bessere Auslastung. Etwa ein Drittel des Netzes wird nämlich gar nicht dauerhaft genutzt, sondern als Reserve bereitgehalten, um im Notfall darauf ausweichen zu können, ähnlich den Standspuren auf der Autobahn.

Nach 2030 könnten all diese Leitungen mit genutzt werden, dann entstünden die Engpässe in der Regel erst gar nicht. Voraussetzung ist jedoch, dass die gesamte Betriebsführung des Netzes vollständig digitalisiert und automatisiert wird, um die Staugefahr besser vorherzusagen und schnell eingreifen zu können.

An der Systemsicherheit ändert sich dadurch nichts, beschwichtigen die Befürworter. Die große Herausforderung wird sein, solche Systeme im laufenden Netzbetrieb zu testen, also praktisch am offenen Herzen.

Durch die Automatisierung der Betriebsführung ließen sich laut Agora die nächsten vier HGÜ-Leitungen von Nord nach Süd komplett einsparen, die zusätzlich zu Suedlink nach 2030 vermutlich noch gebaut werden müssten. In der neuen digitalen Welt wäre es unter anderem aber notwendig, dass die Stromkunden flexibel sind und auf ein Signal der Netzbetreiber ihren Verbrauch drosseln. Auch netzdienliche Stromspeicher werden dann wohl eine größere Rolle spielen müssen. Solche „Smart Markets“ sind derzeit Zukunftsmusik.

Volker Kühn
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