Stromnetzausbau

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Die Notwendigkeit des Netzausbaus (in Deutschland)

Als kritischer Punkt einer großflächigen Verbreitung der Erneuerbaren Energien wird vor allem der Ausbau des Stromnetzes diskutiert. Der Hauptgrund hierfür ist, dass sich bei einem hohen Anteil der Erneuerbaren Energien sowohl die Anforderungen an die Betriebsweise des Stromnetzes als auch die Wege von Erzeuger zu Verbraucher verändern. Neben dem Transport übernimmt das Stromnetz bzw. deren Betreiber die Verteilung und das Management der Stromproduktion, angepasst an die Stromnachfrage. Diese weiteren Systemdienste sind für die Versorgungssicherheit essentiell, da sich elektrische Energie nur mit relativ großem Aufwand speichern lässt. Das heißt, der Strom, der von den Verbrauchern (Industrie, Haushalte, etc.) nachgefragt wird, muss zeitgleich über einen Generator in einem Kraftwerk erzeugt werden.

 

Das derzeitige deutsche Stromnetz

Das bisherige System mit einzelnen zentralen und sehr großen Kraftwerken (Größenordnung GigaWatt = 1.000.000 kW, Durchschnittsverbrauch eines Haushalts < 1 kW) zeichnet sich durch folgende Eigenschaften und Betriebsweisen aus:

 

Herausforderungen durch Erneuerbare Energien

Die beschriebene Netzauslegung ist aus den folgenden Gründen nicht besonders geeignet für einen hohen Anteil an regenerativen Stromerzeugern im Netz:

 

Was bedeutet das konkret und gibt es Alternativen zum Netzausbau?

Die Deutsche Netzagentur (dena) hat eine Studie erstellt, die vom Bundesumwelt (BMU) und Wirtschaftsministerium (BMWi), der Bundesnetzagentur und weiteren Beteiligten unterstützt wurde [1,2]. Das Ergebnis der Netzstudie II von 2010 ist, dass ein deutlicher Netzausbau erforderlich ist. Der Betrachtungszeitraum der Studie sind die Jahre bis 2020. Zu diesem Zeitpunkt sollen 39 % des Stromes aus erneuerbaren Quellen stammen, wobei angenommen wird, dass 37 Gigawatt (GW) Wind onshore, 14 GW offshore und 18 GW Photovoltaik installiert sind. Im Moment sind bereits 30 GW Windstrom mit stabilen Neuinstallationsraten von ca. 2 GW/Jahr am Netz. Des Weiteren sind die 18 GW Photovoltaik schon jetzt erreicht mit ungewissem Ausmaß weiterer Installationen. Das heißt der Anteil der Erneuerbaren ist in der Studie als zu konservativ angenommen und kann schon vor 2015 erreicht sein. Die Summe dieser Peakleistungen entspricht etwa der derzeitigen maximalen Last im deutschen Stromnetz von 80 GW. Für die Berechnungen wurde die Einspeisung im 15 Minuten-Raster inklusive Wettermodellen erfasst. Weitere Rahmenbedingungen sind der 2000 beschlossene Atomausstieg (der wenig relevant für das Ergebnis ist), die Gewährleistung der Versorgungssicherheit und ein liberalisierter Strommarkt.

Es wurden verschiedene Szenarien betrachtet, die sich in der eingesetzten Technologie unterscheiden: Das Standardszenario mit dem Einsatz bisheriger Technologie (die großen 380 kV Drehstrom-Freileitungen) erfordert ca. 3.600 km neue Freileitungen, mit Kosten von etwa 1 Mrd. Euro pro Jahr. Deren Standorte sind in Abbildung 3 gezeigt, die auch die prognostizierten Bilanzen zwischen den einzelnen Regionen darstellt. Da die maximale Übertragungskapazität von Leitungen hauptsächlich durch deren Erwärmung aufgrund des vorhandenen Widerstandes bestimmt wird, bietet die Temperaturfernüberwachung (Freileitungsmonitoring, FLM) die Möglichkeit, die Menge an übertragenem Strom zeitweise zu erhöhen, was in einem zweiten Szenario betrachtet wurde. Dies ist im Zusammenhang mit der Windenergie interessant, da insbesondere bei hohem Windaufkommen (Kühlung) und tiefen Umgebungstemperaturen mehr Strom übertragen werden kann. Dies bedeutet allerdings auch mehr Übertragungsverluste und hat laut den Berechnungen der dena wenig Einfluss auf die Menge an neu zu installierenden Netzabschnitten.

 

Im dritten Szenario wird der Einsatz von Hochtemperaturleiterseilen (TAL) diskutiert, die die Übertragungskapazität einer Trasse um 50 % erhöhen und die erforderliche Länge an neuen Trassen in etwa halbieren (1700 km). Allerdings müssen ca. 6000 km an bestehenden Leitungen umgerüstet werden, was Gesamtinvestitionskosten von ca. 1,6 Mrd. Euro pro Jahr erfordert. Ein weiteres Szenario behandelt den Einsatz von alternativen Übertragungstechnologien via Erdkabel(Hochspannungsgleichstromübertragung, HGÜ). Diese würden ca. 2 Mrd. Euro pro Jahr an Investitionen erfordern. HGÜ Leitungen sind sehr interessant, da sie im Gegensatz zu Wechselspannungsleitungen Strom über mehrere 1000 km sowohl als Freileitung als auch als Erdkabel übertragen können. Die Verluste belaufen sich auf lediglich 3 % auf 1000 km [3]. Freileitungen liegen bei 1 % auf 100 km [4]. Etliche solcher Leitungen sind z.B. schon in der Nordsee oder auch in China zum Anschluss der Drei-Schluchten-Talsperre in Betrieb.

Bei einem hohen Anteil Erneuerbarer Energien sind technische Kompensationseinrichtungen erforderlich, um die Systemdienstleistungen wie die Bereitstellung von Blindleistung (ist erforderlich in einem Wechselspannungsnetz) und Regelleistung zu gewährleisten. Außerdem können Biomassekraftwerke (positive) Regelleistung vorhalten. Der Anschluss von Offshore-Windparks erfordert zudem Seekabel von 1500 km Länge mit jährlichen Kosten von 350 Mio Euro. Obwohl die erwähnten Summen große Investitionen darstellen, würde sich das Netznutzungsentgelt für den Haushaltskunden lediglich von 5.8 Cent/kWh auf 6.0 bis 6.3 Cent/kWh erhöhen (derzeitiger Gesamtpreis für den Endkunden ca. 25 ct/kWh).

 

Szenario

Neue Trassen (in km)

Zu modifizierende Trasse (in km)

Kosten / Jahr

Standard: 380 kV Freileitungen

3.600

0

0.95 Mrd. €

Erweitert: Freileitungsmonitoring

3.500

3.100

0.99 Mrd. €

Neue Technik: Hochtemperaturleiter

1.700

5.700

1.6 Mrd. €

Alternative Übertragungstechnologie: HGÜ Erdkabel

3.400

0

2 Mrd. €

Tabelle: Vergleich einiger Szenarien der dena Netzstudie II [2]

 

Netzausbau konkret - Aktueller Stand

Die Dena Netzstudie ist wie jede Prognose ein Papier, das auf vielen Annahmen beruht. Manche Kritiker halten die Ausbauzahlen für zu hoch und andere für zu niedrig. So ist z.B. das Verteilungsnetz nicht diskutiert und der Anteil der Photovoltaik zu konservativ angenommen. Andererseits erfordert ein möglichst dezentraler Ausbau (auch der Windenergie onshore in Süddeutschland) möglicherweise einen geringeren Netzausbau. Dennoch herrscht große Einigkeit darüber, dass die Betriebsführung des Netzes geändert werden muss, um möglichst viel des fluktuierenden regenerativen Stromangebots abzunehmen und dass dafür (in welchem Ausmaße und Zeitraum auch immer) das Netz um- und ausgebaut werden muss. Dieser Ausbau verläuft momentan viel zu langsam, wie auch der Verband der Elektrotchnik (VDE) moniert [5]. So sind von den von der dena Netzstudie I von 2005 für 2015 (20 % Anteil erneuerbarer Energie am Stromverbrauch) vorgesehenen 850 km Ende 2010 nur 90 km realisiert [5]. Anderseits wurden die 20 % Erneuerbarer Strom nicht zuletzt dank des immensen Ausbaus der Photovoltaik schon 2011 mit dem bestehenden Netz erreicht ohne dass dieses kollabiert ist.

Für den Realisierungszeitraum einer Fernleitung werden ungefähr 10 Jahre veranschlagt, die hauptsächlich für Planung und Genehmigung benötigt werden. Daher wurde 2011 das Netzausbaubeschleunigungsgesetz beschlossen. Des Weiteren wird momentan von der Bundesregierung ein Plan zum Netzausbau erarbeitet (Stand Ende 2012). Diese Bemühungen sind allerdings nur zielführend, wenn eine weitgehende Akzeptanz in der Bevölkerung erreicht wird. Dies ist im Moment nicht der Fall und in der Tat ein großes Problem, wie z.B. die Diskussionen in Niedersachsen zeigen.

 

Erdkabel vs. Freileitungen

Höchstspannungsfreileitungen mit ihren bis zu 60 m hohen Masten und einer Trassenbreite von 72 m sind unbeliebt, da sie die Natur beeinträchtigen, das Landschaftsbild stark verändern und aufgrund der elektromagnetischen Wechselfelder („Elektrosmog“), das Wohlbefinden von Anwohnern (sei es auch nur durch nicht-physische Gründe) beeinträchtigen können. Diese negativen Auswirkungen sind teilweise subjektiv (Ästhetik), andere können genau umgekehrt interpretiert werden (Natur: Freileitungstrassen als ökologische Nischen), andere sind aber auch gerechtfertigt. Abhilfe können Erdverkabelungen bieten. Deshalb werden solche Lösungen von Anwohnern bevorzugt. Dabei werden die Kabel ca. einen Meter unter der Erdoberfläche verlegt und benötigen eine Trasse von ca. 15 m. Obwohl unsichtbar, muss diese Schneise von Wurzelwerk freigehalten werden und erzeugt auf der Erdoberfläche direkt über der Leitung höhere Magnetfelder als Freileitungen. Bei Freileitungen sind die elektromagnetischen Felder weiter ausgedehnt, wobei deren biologische Wirkung in dieser Stärke zwar als unbedenklich, allerdings bisher (ähnlich dem Mobilfunk) nicht eindeutig geklärt sind.

Während 380 kV Freileitungen technisch erprobt sind, gibt es bei Erdverkabelungen auf dieser Spannungsebene noch wenig Erfahrungswerte und technische Schwierigkeiten im Gegensatz zum Mittelspannungsbereich, der schon häufig erdverlegt realisiert wird (siehe Forum-Netzintegration.de) [6]. Selbst 110 kV Leitungen können ohne großen technischen Aufwand und zu vertretbaren Kosten erdverlegt werden [6]. Nachteile der Erdverkabelung sind die höheren Blindleistungsverluste aufgrund der hohen Kapazität der Leitungen in der Erde, was Kompensationseinrichtungen (Spulen) entlang der Trasse erfordert. Des Weiteren ist mit höheren Ausfallzeiten im Havariefall zu rechnen. Leitungsverluste für Erdverkabelungen werden teils höher, teils geringer angegeben. Die Kosten sind definitiv höher, wobei zwischen 30 % und Vielfachen, was auch sehr stark von der konkreten Strecke und der Bodenbeschaffenheit abhängig sein sollte [7,8,9]. Laut einer VDE Studie von 2011 kosten erdverlegte HGÜ-Leitungen ca. 2,5 mal mehr und Drehstromkabel bis zu 4,5 mal mehr im Vergleich zu äquivalenten 380 kV Freileitungen [5]. Das zeigt, dass für längere Leitungen die bereits vorgestellte Alternative der Hochspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) genutzt werden sollte, die allerdings spezielle Umrichterstationen erfordert. Die VDE Studie untersucht auch das Zusammenlegen von Infrastrukturen wie z.B. Autobahnen und Hochspannungsleitungen, um die Beeinträchtigung von Landschaft und Bevölkerung durch das Vermeiden zusätzlicher Trassen zu reduzieren.

 

Alternativen

Die dena Netzstudie prognostiziert, dass bis 2020 weiterhin nur Pumpwasserspeicherkraftwerke als Stromspeicher wirtschaftlich und somit vorhanden sind. Eine ökonomische Betriebsweise von Speichern allgemein, die nahe der großen Erzeuger angesiedelt sind, reduziert den Netzausbau nur unwesentlich, da er die Stromflüsse nur verschiebt. Viele kleine dezentrale Speicher, die den Bedarf an Netzausbau stark reduzieren könnten, sind aus technologischen (Zyklenfestigkeit, Wirkungsgrad) und ökonomischen Gründen noch nicht in Sicht. Lastmanagement (Demand-side-management, Stichwort Smart Grid, Smart Metering) kann die Ausbaukosten laut der Studie um bis zu 0,5 Mrd. Euro bis 2020 reduzieren, indem Prozesse mit einer eigenen Speicherfähigkeit (wie chemische Prozesse in der Industrie oder Wärme- und Kältebereitstellung in Haushalten) dem Stromangebot nachgeregelt werden. Dadurch kann der Einsatz von teuren Spitzenkraftwerken (Gasturbinenkraftwerke) vermindert werden. Der weitere Ausbau des Netzes auf europäischer Ebene (wie zum Beispiel im Desertec Projekt mit Solarstrom aus der Mittelmeerregion oder HGÜ nach Norwegen zu Speicherkraftwerken) kann die Versorgungssicherheit und die Speicherkapazität erhöhen. Außerdem kann die geographische Weite eines europäischen Verbundnetzes lokale Fluktuationen der regenerativen Stromerzeugung besser ausgleichen.

Zukünftig wird das Stromnetz noch integraler betrachtet werden müssen im Zusammenwirken mit dem Gas- (Speicher) und Verkehrsnetz (Elektromobilität). Das ist allerdings noch Zukunftsmusik, während der rasche Ausbau der Erneuerbaren (darunter insbesondere die Windenergie und die Photovoltaik) schon jetzt höhere Übertragungskapazitäten erfordern.


 

Zusammenfassung Netzausbau

Notwenddigkeit des Netzausbaus

möglichst ökomomischer Einsatz der Erneurbaren an günstigen Standorten erzeugt Regionen mit Nettoüberschuss an Erzeugung

 

zeitliche Schwankungen im Angebot erfordern Umverteilung

 

Netzstabilität und - Versorgungssicherheit garantiert durch Verbund

Erneuerbare total dezentral einzusetzen (dort erzeugen, wo verbraucht wird, z. B. Wind in Süddeutschland) scheint unrealistisch

 

Erzeugen, wann verbraucht wird bzw. immenser Speichereinsatz ist noch nicht in Sicht

 

Dezentrale Strukturen insbesondere zusammen mit industriellen Großabnehmern schwieriger

Hindernisse

Akzeptanz bei Bevölkerung

Interesse der Netzbetreiber?

Kein technisches oder ökonomisches Problem

Umsetzungen

Freileitungen in Kombination mit bestehender Infrastruktur oder wenn Erdkabel technisch schwierig

Erdkabel als HGÜ wo technisch möglich

 


Quellen:

[1] Dena Netzstudie I (Link)

[2] Dena Netzstudie II (Link)

[3] Whitebook Desertec (Link)

[4] http://www.energie-lexikon.info/hochspannungsleitung.html, 03.01.2013

[5] VDE: Stromübertragung für den Klimaschutz (Link)

[6] http://www.forum-netzintegration.de/uploads/media/DUH_Factsheet_Erdkabel-oder-Freileitung_02.pdf, 13.12.2012

[7] http://www.forwind.de/forwind/files/forwind-oswald-studie-langfassung_05-09-23_1.pdf, 15.12.2012

[8] http://www.swissgrid.ch/dam/swissgrid/grid/technologies/Meta-Studie.pdf, 15.12.2012

[9] http://www.erneuerbare-energien.de/files/pdfs/allgemein/application/pdf/studie_netzausbau_bf.pdf, 15.12.2012

 


Beitrag erstellt von Dr. Wolfgang Tress (Januar 2013)

Zuletzt aktualisiert am Mittwoch, den 06. Februar 2013 um 15:16 Uhr