"NordLink" in Vorbereitung

(24. März 2015) Das Konsortium zum Bau der "NordLink" aus Statnett, TenneT und der KfW-Bank gab beim schweizerischen Technologiekonzern ABB Anlagen für über 900 Mio Dollar in Auftrag. ABB liefert für den Interkonnektor zwischen dem deutschen und dem norwegischen Stromnetz zwei HGÜ-Konverterstationen für 525 kV und 1.400 MW, eine bei Tonstad in Südnorwegen, die andere nahe Wilster in Norddeutschland. Dazu kommt das Kabelsystem aus 154 km See- und 54 km Landkabel für den deutschen Sektor.

Die gesamte "NordLink" wird mit 623 km die längste HGÜ-Verbindung Europas und soll ab 2020 Wind- oder Solarstrom aus Deutschland zu norwegischen Pumpspeicherkraftwerken transportieren. ABB hat die HGÜ-Technologie vor 60 Jahren entwickelt und mit ihr bisher 100 Projekte mit über 120.000 MW realisiert.

Intelligente Verteilnetze

Die Verteilnetze sind das Nadelöhr der Energiewende, 97 Prozent der erneuerbaren Energien und über die Hälfte der gesamten Erzeugungskapazitäten bundesweit sind hier angeschlossen.  Das Pilotprojekt iNES zeigt neue Wege zur Netzstabilisierung.

(1. Oktober 2014) Im Niederspannungsnetz unter den Straßen und zu den Häusern beträgt die Spannung 230 Volt bei Wechselstrom und 400 Volt zwischen den Außenleitern bei Drehstrom. Das örtliche Verteilnetz wird wiederum durch einen Trafo gespeist. Der Trafo transformiert die höhere Spannung im vorgelagerten Mittelspannungsnetz mit 10 bis 20 kV auf die im Verteilnetz benötigten 230 bis 400 Volt. Die Kabelquerschnitte sind auf ein reines Verbrauchsnetz ausgelegt. Die Spannung im Verteilnetz ist am höchsten direkt hinter der Trafostation und wird dann immer geringer bis zum entlegensten Verbraucher.

Einspeisung war nicht vorgesehen

Aber was passiert, wenn viel Strom in das Verteilnetz eingespeist wird, zum Beispiel durch ein Blockheizkraftwerk oder eine PV-Anlage? Der Strom kann nur ins Netz eingespeist werden, wenn er eine geringfügig höhere Spannung hat, als das Netz an der Einspeisestelle aufweist. Damit erhöht der eingespeiste Strom die Spannung im örtlichen Verteilnetz. Das kann teilweise ein erwünschter Effekt sein. Denn die Spannung wird dann an den vom Trafo entfernten Enden im Verteilnetz durch die Einspeiser zusätzlich stabilisiert.

Eine unzulässig überhöhte Netzspannung durch dezentrale Einspeisung ist durch den vorgeschriebenen sogenannten NA-Schutz unmöglich. Sie unterbricht die Einspeisung, wenn anderenfalls die Spannung im Stromnetz zu hoch würde. Was genau in den Netzen abläuft, das weiß der Versorger meist gar nicht. Denn die Spannung im Netz wird nicht kontrolliert, gemessen oder gar stabilisiert. Es gibt aber auch schon regelbare Ortsnetztransformatoren mit Fernüberwachung. Hier wird die Spannung im Verteilnetz gemessen und der Ortsnetztrafo reagiert auf diese Messung. Noch weiter geht der im folgenden dargestellte Ansatz: Hier wird gemessen und dezentral im Verteilnetz auf die Messung reagiert.

Gestatten, iNES

Im iNES-Projekt haben sich die Unternehmen Mainova, SAG und Bilfinger mit der bergischen Universität zusammengefunden.

Die Spannung in zwei Testnetzen wurde an mehreren Punkten gemessen: einem ländlichen Netz mit großen PV-Anlagen und einem städtischen dicht vernetzten Netz mit PV-Einspeisung.

Die Spannung im Verteilnetz wird gemessen. Sofern erforderlich wird eine zusätzliche Spannungsregelung aktiviert. Auch kann die PV-Einspeisung unterbrochen werden.

Ferner wurden in die Netze zusätzliche Spannungsregelungen eingebaut, um überhöhte Spannungen im Netz zu stabilisieren. Eine intelligente Ortsnetzstation steuert diese zusätzlichen Spannungsregelungen. Wenn selbst die zusätzlichen Regelungen nicht ausreichen, werden wie bisher PV-Anlagen abgeregelt, um das Verteilnetz zu schützen.

Die Technik ist da

Smart Meter oder steuerbare Verbraucher spielen hier noch keine Rolle. Damit gibt es auch kein Datenschutzproblem. Aber natürlich lässt sich das System in diese Richtung erweitern. Die für iNES notwendige Technik wurde in dem Projekt entwickelt und steht jetzt allen Netzbetreibern zur Verfügung. Das Interesse der Netzbetreiber ist allerdings noch gering. Denn mit einem einfachen Leitungsnetzausbau lässt sich einfacher Geld verdienen.

Eine Frage der Regulierung

Der Vorteil der intelligenten Steuerung liegt auf der Hand: Die Spannung im Verteilnetz ist stabiler als vorher, das Netz braucht nicht kostspielig ausgebaut zu werden und kann dennoch die Einspeisung von PV und BHKW besser aufnehmen. Der Um- und Ausbau der Verteilnetze mit intelligenter Technik könnte die Kosten gegenüber dem konventionellen Netzausbau halbieren, wenn der Gesetzgeber entsprechende Anreize setzen würde.

Aufgrund des Zeitverzugs, mit der die Regulierung Anreize für Investitionen in den Nieder- und Mittelspannungsebenen setzt, herrscht aktuell Investitionszurückhaltung.

Wichtiger Schritt beim Netzausbau

(7. August 2014) Die Bundesnetzagentur hat den ersten Antrag auf Bundesfachplanung für eine Leitung aus dem Bundesbedarfsplangesetz erhalten. Der Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz hat die Antragsunterlagen für den Bau der geplanten Höchstspannungsleitung von Bertikow in Brandenburg nach Pasewalk in Mecklenburg-Vorpommern eingereicht. Das sei ein wichtiger Schritt zur Umsetzung des dringend notwendigen Netzausbaus, so Jochen Homann, der Präsident der Bundesnetzagentur. Bei der geplanten Leitung handelt es sich um das Vorhaben Nr. 11 aus dem Bundesbedarfsplangesetz. Mit der 30 km langen Freileitung soll eine bereits bestehende 220kV- durch eine 380kV-Höchstspannungsleitung ersetzt werden.

Das ist notwendig, weil die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien in den Regionen Uckermark und Vorpommern in den kommenden Jahren deutlich ansteigen wird. Die Bundesnetzagentur ist für das nun beginnende Planungs- und Genehmigungsverfahren zuständig, da es sich um ein länderübergreifendes Vorhaben handelt. Zur öffentlichen Antragskonferenz, die vermutlich Ende September stattfinden wird, lädt die Bundesnetzagentur Behörden, Gemeinden, Verbände und die Bürger ein, damit sie sich aktiv an der Suche nach einem geeigneten Trassenkorridor beteiligen können.

Ziel der Bundesfachplanung ist es, einen 500 bis 1.000 m breiten Trassenkorridor festzulegen. Der konkrete Trassenverlauf innerhalb dieses Korridors wird erst im nachfolgenden Planfeststellungsverfahren, für das ebenfalls die Bundesnetzagentur verantwortlich ist, festgelegt. Sobald die Agentur die Vollständigkeit der Antragsunterlagen bestätigt hat, werden diese unter www.netzausbau.de/vorhaben11 veröffentlicht. Mehr Informationen zur Bundesfachplanung stehen unter www.netzausbau.de/bfp sowie unter www.youtube.com/netzausbau zur Verfügung.

Intelligentes Verteilnetz halbiert Kosten des Netzausbaus

(25. Juni 2014) Die Verteilnetze sind das Nadelöhr der Energiewende, 97% der erneuerbaren Energien und über die Hälfte der gesamten Erzeugungskapazitäten bundesweit sind hier angeschlossen.

Aufgrund des Zeitverzugs, mit der der Regulierer in der Anreizregulierung die Investitionen in der Nieder- und Mittelspannung anerkennt, herrscht aktuell aber Investitionszurückhaltung. Der Um- und Ausbau der Verteilnetze mit intelligenter Technik halbiert die Kosten gegenüber dem konventionellen Netzausbau, den die Deutsche Energieagentur (dena) in ihrer Verteilnetzstudie bis 2020 mit 27,5 Mrd Euro beziffert. Der Verband kommunaler Unternehmen fordert bessere Investitionsbedingungen für den Verteilnetzausbau.

"SUED.LINK" in Arbeit

(25. Oktober 2013) Die beiden Stromnetzbetreiber TenneT und TransnetBW beginnen mit der konkreten Planung für die 800 km lange Gleichstromverbindung namens "SUED.LINK". Damit fällt der Startschuss für Deutschlands größtes Energieinfrastrukturprojekt der Energiewende.

Die Leitung soll ab 2022 Windstrom von Schleswig-Holstein in die verbrauchsstarken Regionen nach Bayern und Baden-Württemberg transportieren. Sie werde die Versorgung der Region mit Energie sichern, wann immer Erzeugung aus Kohle oder Kernkraft vom Netz geht, hieß es.

Das Gemeinschaftsprojekt besteht derzeit aus zwei Einzelvorhaben: eine Verbindungen von Wilster bei Hamburg nach Grafenrheinfeld bei Schweinfurt und eine weitere von Brunsbüttel nach Großgartach in Baden-Württemberg. Beide Vorhaben sind Teil des Bundesnetzplans. Noch vor der Antragsstellung bei der Bundesnetzagentur wollen TenneT und TransnetBW mögliche Korridore mit der breiten Öffentlichkeit diskutieren.

Netzplan in der Kritik

(13. Juni 2013) Der Bund für Umwelt und Naturschutz Deutschland (BUND) kritisiert das Bundesbedarfsplangesetz für Stromnetze, über das im Bundesrat abgestimmt wird, und hat zugleich bei der EU Beschwerde eingelegt. Die Planungen seien überzogen und widersprächen europäischen Umweltvorschriften, hieß es. Der Netzausbau gehe weit über den tatsächlichen Bedarf hinaus und sei viel zu stark auf den Bau von Windparks in Nord- und Ostsee ausgerichtet. Der Ausbau der Onshore-Windenergie, insbesondere in Süddeutschland, sei dagegen nur ungenügend berücksichtigt.

Zugleich dienten die geplanten Stromnetze nicht vorrangig dem Ausbau erneuerbarer Energien, sondern vor allem dem europäischen Stromhandel und der besseren Auslastung fossiler Kraftwerke, so der Verband. Außerdem seien Alternativen mit geringeren oder anderen Ausbau der Netze bei der Strategischen Umweltprüfung der Bedarfspläne nicht berücksichtigt worden, weshalb der BUND bei der EU-Kommission Beschwerde eingelegt habe.

2012 hatte der Verband bei der Bundesnetzagentur zwei Stellungnahmen eingereicht und Alternativen vorgeschlagen. Diese hätten die Netzbetreiber und die Bundesnetzagentur aber ignoriert, so der BUND. Zudem habe die Bundesnetzagentur einen Umweltbericht zu den Ausbauplänen erstellt, ohne ihrer gesetzlichen Pflicht zur Vorsorge vor möglichen negativen gesundheitlichen Auswirkungen nachzukommen, vor allem beim Schutz der Anwohner vor elektromagnetischen Feldern entlang der Trassen.

Netzausbau besiegelt

(2. Mai 2013) Der Bundestag hat mit dem "Zweiten Gesetz über Maßnahmen zur Beschleunigung des Netzausbaus" den Bundesbedarfsplan zum Ausbau des Höchstspannungsnetzes in Deutschland beschlossen.

Das Gesetz dient der Beschleunigung der Planungs- und Genehmigungsverfahren für Ausbauvorhaben auf Übertragungsnetzebene. Die Bundesnetzagentur ist erstmalig außer für die Trassenplanung für die Planfeststellung zentraler Leitungsprojekte zuständig.

Nun müssen die Bundesländer der Verordnung am 7. Juni noch im Bundesrat zustimmen, dann könnten in diesem Jahr bereits erste Anträge der Netzbetreiber für die Bundesfachplanung, der früheren Raumordnung, gestellt werden.

Fixiert sind die 36 Vorhaben, die im Netzentwicklungsplan Strom 2012 bestätigt wurden. Dabei geht es um 2800 km neue und um die Aufrüstung von 2900 km bestehenden Leitungen.

Der konkrete Verlauf der Leitungen sowie die Standorte von Nebenanlagen wie Konverter werden in den nachfolgenden Planungs- und Genehmigungsverfahren ermittelt.

Netzausbau: NEP übergeben

(14. Dezember 2012) Die Bundesnetzagentur hat den von ihr bestätigten Netzentwicklungsplan Strom 2012 (NEP) samt zugehörigem Umweltbericht ans Bundeswirtschaftsministerium übergeben. Die Dokumente sind unter www.netzausbau.de zu finden. Zentrale Bausteine sind Leitungen, die per Höchstspannungsgleichstromübertragung (HGÜ) den im Norden erzeugten Windstrom in die Verbrauchszentren im Westen und Süden transportieren sowie Optimierungs-, Verstärkungs- und Ausbaumaßnahmen, die für ein sicheres Übertragungsnetz in 2022 erforderlich sind.

Die Bundesnetzagentur übernahm nicht alle von den vier Übertragungsnetzbetreiber vorgeschlagenen Maßnahmen, z. B. wurden nur drei von vier HGÜ-Korridoren bestätigt. Insgesamt wurden die 74 vorgeschlagenen Maßnahmen auf 51 reduziert. Übrig blieben 49 Leitungen und zwei Seekabel, alle zu errichten bis spätestens 2022. Damit müssen in den nächsten Jahren um die 2800 km neuer Stromleitungen errichtet werden, der Großteil in HGÜ, auf weiteren 2800 km werden bestehende Leitungen aufgerüstet.

Die Bundesregierung wird nun auf Grundlage des NEP den Entwurf für das Bundesbedarfsplangesetz erstellen. Der BDEW begrüßte, dass die vordringlichsten Stromleitungstrassen im ersten Schritt festgelegt wurden, und die bislang noch nicht enthalten Trassen in einem zweiten Schritt überprüft und priorisiert werden sollen. Er appelliert ebenso wie der VKU an die Politik, nun auch den Um- und Ausbau des Verteilnetzes voranzutreiben.

Netzentwicklungsplan: Beteiligung erledigt

(13. Dezember 2012) Die Öffentlichkeitsbeteiligung zum Netzentwicklungsplan Strom 2012 samt Umweltbericht sei abgeschlossen, so die Bundesnetzagentur. Der Entwurf des Netzentwicklungsplans enthält alle Ausbaumaßnahmen, die aus Sicht der Übertragungsnetzbetreiber bis 2022 für eine sichere Stromversorgung notwendig sind, der Umweltbericht dokumentiert deren Umweltauswirkungen. Beide Dokumente konnten unter www.netzausbau.de eingesehen werden, zudem führte die Netzagentur bundesweit sechs Infotage durch.

Es lägen mehr als 2.700 Stellungnahmen vor, so die Agentur. Neben Behörden, Verbänden und Unternehmen hätten in den acht Wochen viele Privatpersonen Stellung genommen, besonders aus Gegenden, in denen die Übertragungsnetzbetreiber konkrete Eingriffe vorhaben. Viele Stellungnahmen beschäftigen sich mit Beeinträchtigungen des Landschaftsbilds durch neue Leitungen, dem Risiko eines Wertverlusts von Immobilien und der Gefährdung durch elektrische sowie magnetische Felder.

Die Bundesnetzagentur wertet nun die Stellungnahmen aus, beide Dokumente werden nochmals überarbeitet. Der überarbeitete Netzentwicklungsplan wird dann der Regierung als Entwurf für einen Bundesbedarfsplan vorgelegt.
 

Falscher Ansatz beim Netz?

(24. Juli 2012) "Spiegel Online" berichtet über eine Analyse der beiden Wissenschaftler Lorenz Jarass und Gustav Obermair, die seit vielen Jahren die Wirtschaftlichkeit der deutschen Stromnetze prüfen und den Netzentwicklungsplan der Übertragungsnetzbetreiber begutachteten. Ihr Fazit: Der ÜNB-Plan sei ein Armutszeugnis, überteuert, ineffizient und in Teilen sogar rechtswidrig.

Die Wirtschaftlichkeit werde völlig außer Acht gelassen. Es würden viel zu viele Leitungen geplant, was die Bürger enorm belaste. Die Netze sei so geplant, dass sie zu jedem erdenklichen Zeitpunkt jede erdenkliche Menge an Strom aufnehmen könnten, statt so viel, wie wirtschaftlich zumutbar sei. In Folge dessen würde Deutschland viel zu viel Strom produzieren und halb Europa mit billigem Strom fluten.

Umwelthilfe kritisiert Netzbetreiber

(13. Juli 2012) Die Deutsche Umwelthilfe (DUH) wirft den Übertragungsnetzbetreibern vor, sie wollten ein Stromnetz, dass zwar die Energiewende ermögliche, aber auch die Rückkehr zu einem zentralistischen Stromsystem auf Basis großer Kohlenkraftwerke. Es brauche eine klare Priorisierung der vorgeschlagenen Trassen und den eindeutigen Nachweis der energiewirtschaftlichen Notwendigkeit jeder Trasse, sonst sei eine Akzeptanz in der Bevölkerung nicht zu erreichen.

Die Betreiber wollten so viel Netz wie möglich statt so viel wie nötig, so die DUH. Dazu hätten sie das außergewöhnlich windreiche Jahr 2007 als Basis ihrer Berechnungen gewählt, nicht berücksichtigt, dass nie alle EE-Anlagen gleichzeitig einspeisen, und auch keinen reduzierten Netzausbaubedarf analysiert, bei dem man auf die absolute Spitzeneinspeisung verzichtet.

So reduziere sich der Netzausbaubedarf um 10%, wenn auf nur 2% der im Jahr von Windrädern erzeugten Stromenge verzichtet werde, so die DUH. Zudem gebe es im Entwurf der Netzbetreiber nur wenige Hinweise auf Bemühungen zur Einsparung von Übertragungskapazitäten. Die DUH-Stellungnahme ist im Bereich "Pressemitteilung" unter www.duh.de zu finden.

Netzausbau: Windbranche baut eigene Leitungen

(16. Juni 2012) Um Zwangsabschaltungen von Windparks wegen fehlender Leitungen zu verhindern, will die Windkraftbranche nun selber Stromnetze bauen und diese auch betreiben, so der Bundesverband Windenergie. Konkret geht es um Erdkabel für die 110-Kilovolt-Ebene im Norden.

Weil diese ungeeignet für den Abtransport in die Verbrauchsschwerpunkte des Südens sind, sollen 200 bis 300 Megawatt Windenergie gebündelt und zur 380-Kilovolt-Höchstspannungstrasse übertragen werden. Dabei soll allerdings das sogenannte n-1-Kriterium entfallen: Bei einem Ausfall der Leitung steht also keine Absicherung zur Verfügung.

Gerade im Norden steigt dank immer mehr Bürgerwindparks die Bereitschaft zum eigenen Netzausbau. Auch die geplante Zahlung von 40.000 Euro pro Trassenkilometer an Kommunen, durch die eine 380-kV-Trasse laufe, sei ein richtiger Weg. Die Optimierung bestehender Leitungen durch Hochtemperaturseile könne zudem den Ausbaubedarf deutlich verringern und um bis zu acht Jahre beschleunigen.

Netzplan vorgestellt

(14. Juni 2012) Bei einem Besuch von Bundeskanzlerin Merkel, Bundeswirtschaftsminister Rösler und Bundesumweltminister Altmaier legte die Bundesnetzagentur in Bonn den Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) für den ersten nationalen Netzentwicklungsplan Strom vor. Dieser sei ein zentraler Schritt zur Umsetzung der Energiewende, so Behördenchef Jochen Homann.

Er enthalte alle Maßnahmen, die aus ÜNB-Sicht innerhalb der nächsten zehn Jahre für ein sicheres Übertragungsnetz erforderlich seien und sei auf Basis des von der Bundesnetzagentur Ende 2011 genehmigten Szenariorahmens erstellt worden.

Schwerpunkt der Netzverstärkungen und Neubaumaßnahmen seien leistungsstarke Nord-Süd-Leitungen, um die verbrauchsstarken und vom Kernenergieausstieg besonders betroffenen Regionen in Südwestdeutschland mit dem durch den Zubau an Windenergie geprägten Norddeutschland zu verbinden.

Dabei spiele neben der Optimierung und Verstärkung des Bestandsnetzes u. a. auch der Einsatz innovativer Technologien wie der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung eine wichtige Rolle. Nun startet eine erste öffentliche Konsultation des Entwurfs. Der Bund der Energieverbraucher e.V. hat alle Verbraucher zur Beteiligung an der Konsultation aufgerufen. www.netzentwicklungsplan.de

Die vier großen Übertragungsnetzbetreiber tricksten bei den Investitionskosten für den Netzausbau, so Ulrich Kelber, der stellvertretende Vorsitzende der SPD-Bundestagsfraktion. Sie würden "maßlos übertreiben", um die nächsten Erhöhungen bei den Netzentgelten zu rechtfertigen. Ihre Zahlen seien wahrscheinlich mindestens doppelt so hoch wie die tatsächlichen Zusatzkosten, so Kelber, nun müssten die echten Zahlen auf den Tisch.

Die Netzbetreiber TenneT, Amprion, 50Hertz und TransnetBW hatten in ihrem Entwurf des Netzentwicklungsplan die notwendigen Investitionen auf rund 20 Mrd Euro beziffert. Vorgesehen sind u. a. vier neue Stromautobahnen von Schleswig-Holstein, Niedersachsen und Sachsen-Anhalt quer durch Deutschland Richtung Bayern und Baden-Württemberg.

Pressemitteilung der Deutschen Umwelthilfe vom 30.05.2012: Netzentwicklungsplan Strom: jetzt mitmachen!

Strommaste sind über 50 Jahre alt

(2. November 2011) Die Bundesnetzagentur hat einen Bericht über den Zustand der Stromnetze veröffentlicht.

Laut Bericht sind die Höchstspannungsmaste 220 Vol im Schnitt über 50 Jahre alt, (Grafik aus Bericht Seite 33), die ältesten Masten sind sogar über 85 Jahre alt. Zwar sind die 380 kV-Maste mit 37 Jahren deutlich jünger (Stand 2009), jedoch gibt es auch hier Maste, die 70 bis 85 Jahre alt sind. Bei den Transformatoren liegt das Durchschnittsalter bei 32 Jahren. Der Bund der Energieverbraucher e.V. kritisiert, dass die Netzbetreiber die Netzgelte in Höhe von über 15 Milliarden Euro jährlich zwar von den Verbrauchern verlangen, dafür aber zu wenig in die Erneuerung der Netze investieren.

Der Bericht stellt auch die aktuell in Bau befindlichen neuen Leitungstrassen dar.

Netzbetreiber planen neue Trassen

(26. September 2011) Die deutschen Netzbetreiber Milliarden in neue Stromtrassen investieren. Tennet, 50 Hertz, Amprion und die Transportnetzsparte von EnBW planten dazu drei Leitungen quer durch Deutschland, berichtet die Financial Times.

Tennet plane eine 900 km lange Trasse von Nord- nach Süddeutschland, die mehrere Milliarden Euro kosten soll. 50 Hertz wolle rund 1 Mrd Euro in eine 600 km lange Leitung aus dem Raum Magdeburg ins Rhein-Main-Gebiet investieren. Bis alle Genehmigungen vorlägen und gebaut werden könne, vergingen aber noch gut acht Jahre, so die Zeitung.

Eine von Amprion und EnBW geplante Leitung aus dem Rheinland in den Raum Stuttgart könne bis zu 1 Mrd Euro kosten. Hintergrund: Im Juni 2012 müssen die Netzbetreiber der Bundesnetzagentur ihren Entwurf des Netzentwicklungsplans vorlegen, in dem die Stromautobahnen eine zentrale Rolle spielen.

Der Bund der Energieverbraucher e.V. begrüßt den Leitungsbau als längst überfällig. Seit Jahren zahlen die Stromverbraucher rund 17 Milliarden jährlich für das Leitungsnetz. Wenn jetzt endlich neue Leitungen gebaut werden, so besteht keinerlei Anlass, dies als Geschenk der Netzbetreiber darzustellen.

Spannungsebenen

(11. Juli 2011, aktualisiert 7. September 2011) Das deutsche Stromnetz besteht aus vier Ebenen (siehe auch "Wie kommt der Strom ins Haus").

In der obersten Ebene, den überregionalen Übertragungsnetzen, wird der Strom mit einer Höchstspannung von 380 beziehungsweise 220 Kilovolt von den Großkraftwerken über große Entfernungen zu den Verbrauchsschwerpunkten übertragen – auch zu den europäischen Nachbarn.

Die zweite Ebene decken die Verteilnetze der regionalen Stromversorgungsunternehmen ab. Sie verteilen den Strom mit einer Spannung von 110 Kilovolt (Hochspannung) in einem größeren Gebiet und versorgen die Großindustrie.

Ebene drei sind die lokalen Netze (Mittelspannung mit weniger als 110 Kilovolt), die Industrie und Gewerbe versorgen.

Die unterste Spannungsebene (Niederspannung mit weniger als 1 Kilovolt) ist für die Versorgung von Haushalten und kleinerem Gewerbe zuständig. Die verschiedenen Spannungsebenen sind durch Umspannwerke miteinander verbunden. Hier wird die Spannung in eine höhere und niedrigere Spannung umgewandelt.

Höchstspannungsnetze

Früher gehörten die Höchstspannungsnetze den vier großen Stromkonzernen E.on, RWE, Vattenfall und EnBW. Das hat sich geändert:

• 40 Prozent des Übertragungsnetzes gehörte zum E.on-Konzern. Am 4.5.2009 wurde die E.on Netz umbenannt in transpower GmbH und aufgrund einer Auflage der EU-Wettbewerbskommission am 1. Januar 2010 an die niederländische Stromnetzbetreiber Tennet veräußert. Auch der Name Transpower wurde damit verändert in Tennet T TSO.
• RWE: Das Höchstspannungsnetz von RWE firmiert unter dem Namen Amprion. RWE hat 74,9 % seines Netzbetreibers Amprion an ein Konsortium institutioneller Finanzinvestoren aus der Versicherungswirtschaft und von Versorgungswerken unter Führung der Commerzbank-Tochter Commerz Real AG verkauft. Beteiligt sind Gesellschaften der Munich Re und Ergo, vertreten durch Meag, Swiss Life, Talanx und ärztliche Versorgungswerke aus Westfalen-Lippe und Brandenburg. Der Kaufpreis lag bei einer Milliarde Euro. Die vor einem Jahr ausgegliederte Dortmunder Amprion betreibt ein 11.000 km langes Hochspannungsnetz in West- und Süddeutschland. RWE bleibt mit 25,1% an Amprion beteiligt und wird außerdem dem über das Konsortium auch noch einen indirekten Anteil an Amprion von 10,8% halten. Auch die Commerz Real AG hält zunächst noch 13% an Amprion. Diese beiden vorübergehend gehaltenen Anteile werden kurzfristig an weitere Investoren verkauft.
• Am 5. Januar 2010 wurde die Vattenfall Transmission in 50Hertz Transmission GmbH, kurz 50Hertz, umbenannt. Seit 19. Mai 2010 hat 50Hertz neue Anteilseigner. Der belgische Übertragungsnetzbetreiber Elia hält 60 Prozent der Anteile am Unternehmen. 40 Prozent sind im Besitz des australischen Infrastrukturfonds Industry Funds Management (IFM).
• EnBW prüft den Verkauf seines Übertragungsnetzes.

3.500-Kilometer-Loch im Netz?

(16. Oktober 2010, geändert 13. Dezember 2010) Im deutschen Stromnetz fehlen 3.500 Kilometer Hochspannungsleitungen, heißt es in der zweiten Netzstudie der Deutschen Energie-Agentur (dena), die im November 2010 vorgestellt wurde. Um die Lücken bis 2020 zu schließen, müssten etwa sechs Milliarden Euro investiert werden, so die dena.

Bei ihrer ersten Studie 2005 hatte die Agentur noch von einer Lücke von gerade mal 850 Kilometern gesprochen. Wegen des schnellen Ausbaus der erneuerbaren Energien sei dieser Wert überholt. Außerdem seien von den einst geforderten 850 Kilometern bislang weniger als 100 Kilometern realisiert worden.

Der Wiesbadener Prof. Lorenz-Jarass hält die Ausbauzahlen der dena für unbewiesen. Er fordert absolute Priorität für Ökoenergie im Stromnetz.

Wie kommt der Strom ins Haus?

(23. Juni 2009) Wenn Energie an einem Ort erzeugt und an einem anderen Ort benötigt wird, muss sie übertragen (transportiert) werden. Der Transport elektrischer Energie erfolgt über Stromnetze bzw. das Verbundnetz, das die Verbraucher mit elektrischer Energie versorgt.

Stromnetze werden mit verschiedenen, aber festgelegten Spannungen und bei Wechselstrom auch mit festgelegten Frequenzen betrieben.

Strom wird mit dreiphasigem Wechselstrom bzw. Drehstrom unterschiedlicher Spannung transportiert und verteilt. Die Spannungshöhe wird der jeweiligen Aufgabe angepasst. Zur Verteilung und Fernübertragung großer Leistungen werden hohe Spannungen verwendet; dabei treten geringere Verluste auf.

Das Hochspannungsnetz sorgt für die Grobverteilung von elektrischer Energie. Das Mittelspannungsnetz verteilt den Strom an die Transformatorstationen des Niederspannungsnetzes oder größerer Verbraucher.

Stadtwerke speisen ihren Strom in der Regel in das Mittelspannungsnetz ein. Niederspannungsnetze sind für die Feinverteilung zuständig; damit werden Haushalte, Industrie, Gewerbe und Verwaltungen versorgt. Im Bereich der Höchstspannung sind die Netze der einzelnen Übertragungsnetzbetreiber über Fernleitungen zum nationalen Verbundnetz zusammengeschlossen.

Die Betreiber sind Mitglieder im UCTE (Union for the Coordination of the Transmission of Electricity) und am europäischen Verbundsystem beteiligt. Gleichstrom ist für die Energieverteilung auch in größeren Verteilzonen des heutigen Wechselspannungsnetzes ungeeignet; für extrem große Entfernungen jedoch eröffnet die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) neue Perspektiven, da HGÜ mit deutlich niedrigeren Übertragungsverlusten verbunden ist.

Mit Gleichstrom in die Zukunft

Der Strom wird knapp. Regenerative Energien müssen her. Wind- und Sonnenstrom aus sonnenintensiven Regionen im mittleren Osten und Nordafrika ist deutlich kostengünstiger als Elektrizität aus Mitteleuropa. Bereits eine Fläche von 110 mal 110 Kilometer in der Wüste reichen, um 100 Prozent des europäischen Energiebedarfs zu decken. Ein europäisches Supergrid mit Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung ist überfällig.
Von Julian Peters

(16. September 2007) Im Schnitt legt der Strom vom Kraftwerk zum Verbraucher etwa 100 Kilometer zurück. Die konventionellen Hochspannungsnetze mit Drehstrom funktionieren auf kurzen Distanzen wunderbar. Sie haben jedoch Nachteile für den Transport über größere Entfernungen von mehr als 100 Kilometern. Bei der Umpolung von der einen auf die folgende Phase - das passiert 50 mal pro Sekunde - muss der Leiter erst komplett neu geladen werden. Dabei treten große Magnetfelder auf, die dem Ladungsvorgang entgegenwirken. Je länger die Leitung, desto größer sind die Felder, desto größer ist der Verlust. Des weiteren fließt der Strom nur in den Rändern des Leiters, was dickere Querschnitte voraussetzt und den größten Teil des Leiters ungenutzt lässt.

An dieser Stelle setzt die Technik der Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) an: Statt als Drehstrom wird die Energie als Gleichstrom auf die Reise geschickt. Die Verluste fallen deutlich geringer aus. Weil der ganze Leiterquerschnitt genutzt wird und die Zahl der Pole geringer ist - es werden zwei oder gar einer statt drei benötigt - ist der Platzbedarf einer solchen Leitung nur etwa halb so groß wie für die herkömmliche Variante. In der Praxis muss man bei einer HGÜ-Leitung von 1000 Kilometer Länge nur drei bis vier Prozent Verlust in Kauf nehmen. Hinzu kommen je 0,6 Prozent Verlust beim Umrichten. Drehstromnetze, die speziell für hohe Spannungen ausgelegt sind, haben Leitungsverluste von etwa 15 Prozent auf 1.000 Kilometern.

Ein weiterer Vorteil der Gleichspannungsübertragung: Die Wechselstromnetze, die über eine Gleichspannugsleitung verbunden sind, müssen nicht phasensynchron schwingen. Ein synchrones Wechselstromnetz überspannt derzeit zum Beispiel ganz Kontinentaleuropa.

Wenn in einem Teilnetz Produktion und Verbrauch nicht übereinstimmen, dann wird aus anderen Regionen automatisch Strom nachgeliefert bis die Drähte glühen. Die Netzstabilität ist dadurch ein gemeinsames Problem aller durch Wechselspannung verbundenen Netze. Regionen, die durch Gleichspannungskupplungen miteinander verbunden sind, können und müssen ihre Netzstabilität jeweils selbstständig sichern. England und Kontinentaleuropa sowie Mittel- und Osteuropa sind so miteinander verbunden.

Wechselrichter

Das Problem beim Gleichstromtransport: Man muss zuerst den Wechselstrom gleichrichten, übertragen und daraus anschließend wieder Wechselstrom erzeugen. Verbesserte Halbleitertechnologie mit riesigen Thyristoren hat diesen Prozess wesentlich verbessert. Die Wechsel- beziehungsweise Gleichrichtung ist ein wesentlicher Kostenfaktor einer HGÜ-Übertragung. Deshalb wird die HGÜ-Übertragung je Kilometer immer günstiger, je länger die Leitung ist. Wirtschaftlich interessant werden diese Leitungen derzeit erst ab einer Distanz von 500 Kilometern, bei Unterseeleitungen schon ab 40 Kilometern. Anders als bei Wechselstrom lässt sich eine HGÜ auch nicht unterwegs zur Stromentnahme anzapfen.

Die Gegenwart

Bisher sind schon einige HGÜ-Leitungen in Europa entstanden: Die erste HGÜ-Anlage wurde 1954 zwischen der schwedischen Insel Gotland und dem schwedischen Festland in Betrieb genommen. 1994 ging die 262 Kilometer lange Gleichstromleitung "Baltic-Cable" zwischen Lübeck-Herrenwyk und Kruseborg in Schweden in Betrieb. 1995 folgte die 170 Kilometer lange, vollständig verkabelte "Kontek" zwischen Bentwisch bei Rostock und Bjæverskov in Dänemark. England und Frankreich überbrücken den Ärmelkanal mit einer 2.000 Megawatt-Leitung, Finnland ist mit Russland durch eine 1.000-Megawatt-Leitung verbunden. Weitere Projekte gibt es in Norwegen, Schweden, Spanien, Italien und auch Deutschland. Insgesamt sind derzeit um die 50 Anlagen in Betrieb, die meisten davon in Europa. Siemens hat 2005 in China eine 940 Kilometer lange Hochspannungs-Gleichstrom-Strecke "Gui-Guang" gebaut. Eine weitere 1.400 Kilometer lange HGÜ-Leitung mit einer Kapazität von 5.000 Megawatt wird Siemens in China 2010 in Betrieb nehmen. Die Anbindung von Off-Shore-Windparks ist mit HGÜ-Netzen ebenfalls am günstigsten.

Die Zukunft

Die Halbleitertechnologie entwickelt sich stürmisch weiter. Das erleichtert die Gleich- und Wechselrichtung bei einer HGÜ. In Zukunft gewinnt der Stromtransport über größere Entfernungen an Bedeutung. Die HGÜ-Technik wandelt sich deshalb derzeit von der Nischentechnik zum Trendprodukt.

Derzeit zeigt die UCTE, die für das europäische Stromnetz zuständige Vereinigung, allerdings noch wenig Initiative in Sachen HGÜ.

Das liegt an ungelösten Problemen bei der Zusammenschaltung der Einzelverbindungen zu einem Netz. Auch die Angst marktbeherrschender Firmen vor unliebsamer Konkurrenz könnte den Aufbau von HGÜ-Netzen bremsen. Der Bau eines europäischen Supergrids ist zwar aus einer Reihe von Gründen mehr als dringend. Politisch steht das Projekt aber noch nicht auf der Agenda.