Netzausbau: Gegenverkehr im Stromnetz

Die Stromnetze müssen dringend ausgebaut werden, soll die vielbeschworene Energiewende gelingen. Diese Botschaft hat sich in Politik und Verwaltung mittlerweile festgesetzt. Auch an den Stammtischen wird längst kenntnisreich über die Vor- und Nachteile des Stromtransports über Hochspannungsleitungen - oder alternativ über Erdkabel diskutiert. Auch ist bekannt, dass man den Strom „aufgepropft“ auf das Leitungsnetz der Bahn und damit über bereits vorhandene Trassen transportieren könnte. Und längst geht allen Beteiligten die Buchstabenfolge H-G-Ü problemlos über die Lippen: HGÜ steht für Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung, so die nachgelieferte Erklärung. Dabei handelt es sich um eine erprobte Technik, mit der sich selbst größte Leistungen (verlustarm) über große Entfernungen transportieren lassen.

Vier Alternativen machen die Wahl nicht leichter. Das - und die Tatsache, dass niemand gern eine Stromtrasse an seinem Grundstück vorbeigeführt sieht, erklären, dass der Netzausbau deutlich den Planungen hinterherhinkt. So sind von den vor allem für den Transport des an und vor den Küsten von Nord- und Ostsee geernteten Windstroms benötigten 1800 Kilometer neue Fernleitungen erst 214 Kilometer gebaut. Zwar zeigen die in den zurückliegenden Monaten mühsam erarbeiteten Beschleunigungsbemühungen langsam Erfolg. Doch sicher ist, der (schleppende) Netzausbau bleibt die Achillesferse der Energiewende.

Energiesammelnetze

Doch neue Leitungen braucht’s nicht nur für die Strecke. Auch die lokalen Verteilnetze müssen im Zuge der Energiewende, um es zurückhaltend zu formulieren, „modifiziert“ werden: Hatte man sie ursprünglich dafür ausgelegt, den vorwiegend in großen, leistungsstarken Kraftwerken erzeugten Strom über (mehrere Spannungsebenen) in die Städte und aufs flache Land - und immer bis zur allerletzten Steckdose - zu schicken, stehen sie heute vor einer völlig neuen Herausforderung: Sie müssen Strom aufnehmen können. Überall dort, wo betuchte Hausbesitzer sich eine Photovoltaikanlage aufs Dach haben setzen lassen oder ein Bürger-Windrad installiert wurde, muss über das Verteilnetz der erzeugte Ökostrom abtransportiert werden. Aus den Verteilnetzen werden Energieeinsammelnetze.

Damit sie diesen Paradigmenwechsel hinbekommen, müssen sie technisch aufgerüstet werden - und das möglichst kostengünstig. Zwar wäre es denkbar, von den zahllosen Ökostrom-Einspeisern neue Leitungen zum nächstgelegenen Umspannwerk zu legen, doch das wäre viel zu teuer. Man sucht vielmehr nach „intelligenten“ Lösungen, welche den gleichen Zweck mit weniger Aufwand erfüllen. Man betritt zum Teil technisches Neuland, so dass man nicht auf erprobte Standardlösungen zurückgreifen kann. Es muss also geübt und geprobt werden.

Spitzenwerte von 13 Megawatt

Einen ersten derartigen Großversuch hat RWE Deutschland vor gut einem Jahr in einem rund 170 Quadratkilometer großen Teil des Eifelkreises Bitburg-Prüm an der Grenze zu Luxemburg gestartet und ein intelligentes Stromverteilnetz aufgebaut. Unter den etwa 400 deutschen Landkreisen fiel die Wahl auf diese spärlich besiedelte und von einer hügeligen Landschaft geprägte Region, da man hier vorfindet, was im Zuge der Energiewende typischerweise auf die in der Fläche installierten, weit gefächerten Verteilnetze zukommt: So hatte man vor Jahr und Tag das hier 117 Kilometer lange Netz auf eine maximale Last (Spitzennachfrage) von 2,9 Megawatt ausgelegt.

Das zur Ausgangssituation, die sich mittlerweile drastisch verändert hat. So wurden zahlreiche Ökostromanlagen mit einer Gesamtleistung von rund 13 Megawatt in der Gegend neu installiert: Das sind vor allem Windräder, zahlreiche Photovoltaikanlagen und einige maisfressende Biogasanlagen. In der Summe also mehr, als das bisherige Netz verträgt - und die, wenn die Sonne scheint und der Wind bläst - die Spannung im Netz tendenziell gefährlich nach oben drücken. Doch die Spannung gilt es aus Gründen der Netzstabilität stets konsequent konstant zu halten. So darf etwa im 400/230 Volt-Netz, an dem der „normale“ Endverbraucher hängt, die Spannung maximal um gerade mal zehn Prozent vom Zielwert abweichen.

Elektrische Regler verhindern, dass der ins Netz drückende Ökostrom die Spannung auf unverträglichen Höhen treibt

Wie die Erfahrungen aus einem Jahr Testbetrieb zeigen, ist das im Rahmen des „Smart Country“-Projekts gelungen, wie RWE den rund sechs Millionen Euro teuren Großversuch in der Eifel nennt (von dem Betrag übernimmt die Bundesregierung im Rahmen der Forschungsförderung rund die Hälfte). Und zwar vor allem mit zwei Maßnahmen.

So hat man sich von ABB aktive Spannungsregler liefern lassen, die der Elektrokonzern seit geraumer Zeit für „empfindliche“ Industrieverbraucher anbietet, deren Produktionsanlagen (Roboter) sensibel auf Störungen im Netz reagieren: Diese „wechselrichterbasierte“ Systeme schützen vor Spannungseinbrüchen und Überspannungen und ermöglichen eine kontinuierliche Spannungsregelung, heißt es von ABB. Damit entspricht deren Leistungsvermögen genau den Anforderungen, die im Smart Country gestellt werden.

Zwei Alternativen zur Neulegung

Unterschiedliche Typen dieser AVC-Regler (Active Voltage Conditioner) kommen in der Eifel zum Einsatz. So hat man zwei, rund einen Kilometer auseinander liegenden Landwirten, die sich beide üppig Solarzellen auf ihre Hallen haben setzen lassen, direkt neben das für sie zuständige Umspannhäuschen (hier erfolgt der Wechsel von der 20-kV- auf die 400/230-Volt-Ebene) einen Niederspannungregler gesetzt - wofür die Sonnenbauern natürlich nichts bezahlen müssen, ist der Netzbetreiber doch für den reibungslosen Abtransport des Ökostroms zuständig. Rund 60 000 Euro kostet der hier eingesetzte Prototyp eines „kleinen“ ABB-AVC-Reglers. Ein Betrag, der in etwa der Summe entspricht, die man alternativ für stärkere Kabel und einen erforderlichen Transformator aufwenden müsste. Künftig soll das alles billiger werden, rechnet man doch damit, dass die Regler, wenn sie in großer Stückzahl gebaut werden, günstiger zu haben sein werden.

Mit 500 000 Euro ist der andere im Eifel-Testfeld eingesetzte „große“ AVC-Regler deutlich teurer, spielt er doch auch in einer anderen Liga. Als Mittelspannungsregler ist er in einer 20-kV-Leitung „eingeschleift“ und versorgt damit 40 dahinter liegende Ortsnetzstationen. Er amortisiert sich schon jetzt. Denn wie im ersten Beispiel kann man dank des, in diesem Fall überseecontainergroßen Reglers anstatt der bisherigen Höchstlast von vier Megawatt nun die doppelte Last und damit acht Megawatt übers vorhandene Kabel schicken. Natürlich ginge es auch ohne komplizierte Regelelektronik. Nur müssten dann neue Leitungen verlegt werden. Im konkreten Fall genau 17,2 Kilometer, was nach RWE-Angaben 150 000 Euro je Kilometer kosten würde.

Zwischenspeichern in Methan-Zwischenanlagen

Wie Torsten Hammerschmidt, der RWE-Projektleiter Smart Country, sagt, kann man von derartigen Methan-Zwischenlagern keine Wunder erwarten. Doch würde man alle heute existierenden 7100 deutschen Biogasanlagen entsprechend nachrüsten, ließe sich eine Reserveleistung aufbauen, die rund der Hälfte der heute hierzulande existierenden Pumpspeicherleistung entspräche. Damit könne man durchaus einen Beitrag zum Ausgleich des volatilen Ökostromangebots leisten - und man hätte zudem den Vorteil, dass diese Speicher dort entstünden, wo man Lastspitzen kappen müsse. In der Fläche, dort wo längst die Verteilnetze an ihre Grenzen stoßen.

Mit dem Smart-Country-Projekt wird gezeigt, wie und mit welchem Aufwand die Verteilnetze im Zuge der Energiewende verändert werden müssen. Eine Aufgabe, die sich bei dem alles im allen über eine Million Kilometer langen Streckennetz noch lange hinziehen wird - und geschätzte 21 bis 27 Milliarden Euro kosten wird. Kosten, die über den Strompreis auf die Verbraucher umgelegt werden.

Quelle: F.A.Z.
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