Energie Es wird eng auf den Stromautobahnen

In der Schaltzentrale des Übertragungsnetzbetreibers Amprion geht die Vorbereitung auf den kommenden Tag von einer Einspeisung von bis zu 20.000 Megawatt Windkraft im Norden Deutschlands aus. Ein Sturmtief zieht über die Nordsee. Das bedeutet, dass viel Strom von der Küste nach Süden über die Stromautobahnen von Amprion in die Verbrauchszentren fließen muss.

Tatsächlich, so registriert die Schaltzentrale in Brauweiler am nächsten Tag, liegt die eingespeiste Windstrommenge um 2000 Megawatt über der Prognose - das ist weder ungewöhnlich noch kritisch für das Höchstspannungsnetz. Spannend wird es für die Schaltingenieure erst, als gegen Mittag, zur Hauptverbrauchszeit, die für den Nord-Süd-Transport sehr wichtige Mittelrheinleitung von Köln nach Koblenz plötzlich ausfällt. Bei sehr hoher Belastung von 1450 Megawatt wurde sie abrupt aus dem Netz geworfen, als der Wind eine große Gartenbaufolie in die Seile der 380-Kilovolt-Leitung blies. Bei einer Umleitung der von Norden stammenden Windenergie auf die parallel verlaufende Transportleitung wären betriebliche Grenzwerte im Amprion-Netz überschritten worden.

Um einem Netzzusammenbruch vorzubeugen, greifen die Schaltingenieure in die Stromproduktion von Kraftwerksbetreibern ein. Braunkohlekraftwerke westlich der ausgefallenen Stromautobahn werden um 500 Megawatt zurückgefahren und die gleiche Strommenge an zusätzlichem Kohlestrom aus dem Saarland und - unter Mitwirkung des Schaltingenieurs der ENBW Transportnetze - an Wasserkraft aus Baden-Württemberg in das Netz gespeist. Die Verbraucher merken von diesen schnellen Eingriffen zur Netzstabilisierung nichts. Die dabei anfallenden Kosten von einigen hunderttausend Euro werden 2011 auf alle Stromrechnungen umgelegt.

Völlig neuen Bedingungen für die Stromautobahnen

Jahrzehntelang galt das deutsche Stromnetz als vorbildlich zuverlässig. Aber der Umbau des Kraftwerkparks hin zu mehr erneuerbaren Energien verändert die Herausforderungen an den Verlauf und die Kapazität der Höchstspannungsleitungen immer stärker. Früher wurde Elektrizität möglichst verbrauchsnah produziert und kaum über größere Strecken transportiert. Die Kraftwerke konnten bedarfsgerecht gefahren werden.

Die mit dem Ausbau der Windparks in Nord- und Ostsee wetterabhängig schwankende und in immer größeren Mengen anfallende Windenergie führt jedoch zu völlig neuen Bedingungen für die Stromautobahnen. Rechnerisch könnten die überwiegend in Norddeutschland aufgestellten Windräder mit ihrer 2009 auf 25.777 (Vorjahr: 23.903) Megawatt angewachsenen Kapazität schon rund ein Drittel des Spitzenbedarfs und nachts bei geringem Verbrauch sogar den gesamten Strombedarf decken. Aber da Windkraft nach Angaben des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) nur an 1740 der 8760 Stunden im Jahr zu Verfügung steht, trägt sie erst rund 10 Prozent zur deutschen Stromversorgung bei.

Weil Ökostrom gesetzlich bei der Einspeisung Vorfahrt hat, müssen Übertragungsnetzbetreiber die Stromleitungen mit weitem Blick nach vorn auf die entstehenden Maximal-Kapazitäten insbesondere der Windkraft zuschneiden. Die Energieagentur Dena hat 2005 in einer Studie über die Integration von Windstrom in die allgemeine Stromversorgung ein bis zum Jahr 2015 entstehendes Defizit von 850 Kilometern bei den Höchstspannungsleitungen ermittelt. Als Folge dieser Analyse sind inzwischen im Energieleitungsausbaugesetz 24 Projekte mit vordringlichem Bedarf benannt worden.

Ungewisse Netzanbindung

Aber die Vehemenz, mit der seit wenigen Jahren die vier großen Versorgungskonzerne den Ausbau der Windparks im Meer vorantreiben, hat die Dena-Prognose sehr schnell veralten lassen. Die von der Energieagentur gerade bearbeitete Aktualisierung wird gewiss zu einem noch dringenderen Ausbaubedarf führen. Nicht umsonst hat die im RWE-Konzern für Erneuerbare zuständige Tochtergesellschaft Innogy die für die Nordseeküste verantwortliche Transpower Stromübertragungs GmbH öffentlich angemahnt.

Der Innogy-Windpark Nordsee Ost nordöstlich von Helgoland soll 2012 mit 290 Megawatt Kapazität die Arbeit aufnehmen. „Uns bereitet die ausstehende Netzanbindung Sorgen“, erklärt Innogy-Chef Fritz Vahrenholt. „Es wäre unverantwortlich, wenn der Windpark fertig und das Netz nicht da wäre.“ So wie Vahrenholt dürften noch andere Investoren um einen rechtzeitigen Netzanschluss bangen. Denn mit dem Ausbau der Flotte von Offshore-Installationsschiffen werden vor Deutschlands Küsten demnächst schneller Windfarmen entstehen, als das 2009 noch zu erwarten war. „Wir stehen an einem Wendepunkt“, erklärt die BDEW-Vorsitzende Hildegard Müller.

Habe in den zurückliegenden 10 Jahren der entscheidende Entwicklungsschub für die Erneuerbaren im Vordergrund gestanden, werde in den nächsten 10 Jahren der dringend notwendige Ausbau der Stromnetze und die Erforschung von neuen Speichertechnologien absolute Priorität haben.

Investitionsplanung erheblich ausgeweitet

Für Pflege, Erweiterungs- und Neubau des Übertragungsnetzes, also der knapp 36.000 Kilometer langen Höchstspannungsleitungen, sind die aus den vier großen Verbundkonzernen verselbständigten Gesellschaften zuständig: Amprion, ENBW Transportnetze, Transpower und 50-Hertz. Diesen Betreibergesellschaften wird zwar allenthalben vorgeworfen, sie kämen mit dem Netzausbau viel zu langsam voran. Aber nach Angaben der Bundesnetzagentur haben die vier Transportnetzgesellschaften 2009 zumindest ihre Investitionsplanung für den Zeitraum 2010 bis 2018 erheblich ausgeweitet.

Für die Projekte zum Neu- und Ausbau sowie für Erweiterung und Erhalt der Netze wollen sie 7,8 Milliarden Euro aufwenden. Das sind immerhin 2,3 Milliarden Euro mehr als zuvor für den Referenzzeitraum bis 2017 der Netzagentur gemeldet worden war. Ein erklecklicher Teil des angekündigten Mehraufwandes entfällt auf den Ausbau grenzüberschreitender Verbindungen, deren voraussichtliche Investitionsbudgets binnen Jahresfrist von rund 100 Millionen auf etwa 680 Millionen Euro angehoben wurden.

Nach dem Verkauf der früheren Eon-Transportnetzgesellschaft Transpower an die Tennet-Netzgesellschaft hat der niederländische Eigentümer in Deutschland Investitionen von rund 4 Milliarden Euro angekündigt. Da das Transpower-Höchstspannungsnetz Deutschland wie ein Band von der Grenze zu Dänemark bis an die Grenze nach Österreich durchzieht, hat diese Gesellschaft neben der Anbindung der Offshore-Windparks auch hohe Verpflichtungen beim Ausbau der Stromautobahnen in den Süden.

Zunehmender Widerstand in der Bevölkerung

Aber auch Amprion mit seiner Binnenlage im Westen Deutschlands wird zunehmend zur Transitzone. Deshalb will die Gesellschaft in den nächsten zehn Jahren 3 Milliarden Euro in rund 800 Kilometer Leitungen investieren. Davon entfällt nach Angaben von Amprion-Sprecher Marian Rappl ein erheblicher Teil auf die im Gesetz benannten vordringlichen Nord-Süd-Projekte. Eine soeben von der Bundesnetzagentur genehmigte Leitung führt von Dortmund 128 Kilometer auf Frankfurt zu. Beim niederrheinischen Wesel sollen als Pilotprojekt drei Teilstücke unterirdisch geführt werden. Solche Kabelführungen werden zwar von der Bevölkerung und den Lokalpolitikern favorisiert. Aber ihre Investitionskosten machen ein Mehrfaches der Freileitungen aus. Transpower plant südlich von Bremen eine 60 Kilometer lange Höchstspannungsleitung für 160 Millionen Euro. Dabei soll ein 8,3 Kilometer langes unterirdisches Kabelteilstück allein rund 100 Millionen Euro kosten.

Nach Angaben von Rappl erfährt Amprion bei neuen Leitungsprojekten zunehmenden Widerstand in der Bevölkerung, auch wenn in schon bestehenden Trassen die Kapazität erweitert wird. Unüberwindbare Hindernisse gebe es jedoch nicht. „Wir versuchen Gesellschaft und Politik in der Region durch frühe Informationsveranstaltungen mitzunehmen“, erklärt der Sprecher. Es sind nicht nur sieben bis zehn Jahre Entwicklungszeit bis zur Nutzung einer Höchstspannungsleitung erforderlich. Zu Beginn neuer Projekte muss der Blick noch sehr viel weiter nach vorn gerichtet sein.

Den Betreibergesellschaften ist klar, dass in zehn Jahren noch viel mehr Windenergie aus Nord- und Ostsee weit in den Süden gelenkt werden muss. Auch wird dann die Stromspeicherung in Wasserkraftwerken, und zwar überwiegend in den Alpen, einen größeren Stellenwert haben. Deshalb denken die Netzbetreiber über neue Transporttechniken nach. Das könnte die Anhebung der Höchstspannung auf 750 Kilovolt sein. In erheblich größeren Staaten wie China werden bereits große Mengen über lange Strecken mit Gleichstromüberlandleitungen transportiert. „Deren Einsatz im eng vermaschten deutschen Netz stellt allerdings eine große Herausforderung dar, auch weil zwischen Einspeise- und Endpunkt nur mit sehr hohem finanziellen Aufwand Entnahmestellen eingerichtet werden können“, sagt Rappl.