Das Stromnetz der Zukunft – Einbindung erneuerbarer Energien

Das Stromnetz der Zukunft muss für eine erfolgreiche Energiewende mit der wachsenden Einspeisung erneuerbarer Energien zurecht kommen. Denn dies ist die Grundlage, um die Versorgungssicherheit mit elektrischer Energie in Deutschland zu sichern. Die Sicherheit der Stromversorgung hängt von der Verfügbarkeit von Energieträgern und den Umwandlungstechnologien wie Kraftwerke sowie einer bedarfsgerechten Energieerzeugung ab. Bei Strom oder Fernwärme sind dabei die Transportmöglichkeiten von großer Bedeutung. Diese können wiederum durch Störungen, und im Fall des Stromnetzes durch Probleme mit der Systemsicherheit, eingeschränkt werden. Durch den grünen Strom stellen sich neue Fragen, etwa nach der Einbindung von „dargebotsabhängiger“ Wind- und Sonnenenergie.

Erneuerbare Energien müssen ausgebaut werden

Die in den Jahren 2016/2017 an Land errichteten Windkraftanlagen hatten eine Erzeugungskapazität von jährlich etwa 5 Gigawatt (GW). 2019 sind die Neuinstallationen jedoch auf gut 1 Gigawatt zurückgegangen. Im Erneuerbare-Energien-Gesetz (EEG) 2021 wird ein über 5 GW liegendes Ausschreibungsvolumen erst wieder im Jahr 2028 erreicht. Damit würde aber die für ein „klimaneutrales Deutschland“ erforderliche Leistung an Windenergie an Land nicht erreicht. Laut der von Prognos, dem Öko-Institut und dem Wuppertal-Institut 2020 erstellten Studie „Klimaneutrales Deutschland“ wären dafür nämlich rund 80 GW nötig. Hierfür wäre ein durchschnittlicher Bruttozubau von 4,5 GW/Jahr erforderlich. Das läge zwar unter dem Zubau von 2016/2017, erforderte aber ein Ausschreibungsvolumen von deutlich über 5 GW/Jahr., da in der Vergangenheit nicht alle Anlagen, die einen Zuschlag erhalten haben, auch realisiert wurden.

Der Zuwachs für das Stromnetz ist auch deshalb erforderlich, weil erneuerbarer Strom im klimaneutralen Deutschland auch andere Sektoren als bisher versorgen soll, vor allem den Verkehrs-(Elektromobilität) und Wärmesektor (Wärmepumpen). Nur so kann die Energiewende ermöglicht werden.

Welche Hürden gibt es beim Ausbau des Stromnetzes?

Neben dem fehlenden politischen Willen stellt sich auch das Problem der benötigten Flächen. Die „Ernte“ von grünem Strom benötigt mehr Fläche als die der Stromerzeugung mit Hilfe atomarer oder fossiler Brennstoffe. Fläche ist in Deutschland jedoch ein knappes und begehrtes Gut. Auch auf eigentlich konfliktarm zu nutzenden Flächen wie Gewerbeflächen stehen oft Zweckbindungen oder Höhenbegrenzungen einer Nutzung als Standort für Windkraftanlagen entgegen.

Den Abstand zu Wohngebieten bestimmt häufig die „optisch bedrängende Wirkung“ von Windkraftanlagen. Andere Gründe für größere Abstände – namentlich die Lärmbelastung – spielen durch technische Entwicklungen eine wesentlich geringere Rolle als früher. Bei Windenergieanlagen gibt es strengere Maßstäbe als bei anderen hohen Bauwerken wie etwa Strommasten, Schornsteinen oder Kühltürmen. Der geforderte Abstand zu Wohnbebauung hat erheblichen Einfluss auf die verfügbaren Standorte. Politisch ist bei der Festlegung der Abstände auch die Entscheidung zu treffen, ob man die optische Wirkung höher bewertet als etwa den Schutz unzerschnittener Naturlandschaften und Waldflächen.

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Deutsches Stromnetz der Zukunft – wie sieht es aus?

Das historisch gewachsene deutsche Stromnetz muss für eine Zukunft mit erneuerbaren Energien besser ausgelastet, aus- und umgebaut werden.

Besser ausgelastet: Um den teureren Aus- und Umbau zu begrenzen.
Ausgebaut: Um schon heute bestehende Netzengpässe zu beseitigen. Im Jahr 2018 mussten z.B. 3,6 Prozent des aus Windenergie- und Photovoltaikanlagen stammenden Stroms der Netzbetreiber abgeregelt werden. Die Probleme der Netze wirken sich also bereits negativ auf die Klimabilanz Deutschlands aus. Die Maßnahmen fanden vor allem an der Nordseeküste statt. Das liegt daran, dass dort besonders viel Windstrom erzeugt wird. Der Transport zu den Verbraucherzentren in den Süden ist aber aufgrund von Netzengpässen nicht immer möglich.
Umgebaut: Da das Stromnetz darauf ausgelegt ist, Strom aus großen Kraftwerken abzunehmen und über die verschiedenen Ebenen effizient an die Verbraucher zu verteilen. Vor allem dezentrale Anlagen zur Stromerzeugung aus grünem Strom – mit ihren vergleichsweise geringen Leistungen – speisen aber in die hierfür nicht ausgerüsteten Nieder- und Mittelspannungsnetze ein, die weitgehend „blind“ betrieben werden. Die Netzbetreiber kennen nur die Einspeisungen aus höheren Ebenen, aber nur in Ausnahmefällen den detaillierten Lastfluss. Netzengpässe entstehen vor allem im Übertragungsnetz, nur ca. 10 Prozent von ihnen im Verteilnetz. In den „Netzentwicklungsplänen Strom“ ist der Ausbau des Übertragungsnetzes zumindest geplant. Aufgrund von Widerstand gegen neue Stromtrassen ist die Umsetzung jedoch nicht immer plangemäß.

Stromaustausch über EU-Landesgrenzen hinweg

Auch die von der EG/EU getriebene Liberalisierung des europäischen Strommarktes mit dem Ziel eines europäischen Binnenmarktes erfordert einen Ausbau des Übertragungsnetzes durch die Übertragungsnetzbetreiber. Der Austausch von Strom über die Landesgrenzen hinweg trägt zur Sicherheit der Stromversorgung bei. Konkret besteht das Stromverbundziel darin, dass jeder Mitgliedstaat sein Stromnetz so auslegen sollte, dass mindestens 10 Prozent des in seinen Kraftwerken erzeugten Stroms grenzüberschreitend in Nachbarländer weitergeleitet werden kann. Sichergestellt wird die Verknüpfung der nationalen Übertragungsnetze über sogenannte „Interkonnektoren“. Das sind notwendige Übergabepunkte bzw. Stromleitungen zwischen zwei Ländern, die das Funktionieren von dem Verbundnetz ermöglichen.

Unwirtschaftlich ist mit Wechselstrom-Höchstspannung aber die Verknüpfung etwa mit dem britischen oder skandinavischen Stromnetz. Bei Seekabeln (wie bei Erdkabeln) entstehen dabei starke kapazitive Blindströme. Hier werden daher Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungs-Leitungen (HGÜ-Leitungen) eingesetzt, die die Stromnetze über mehrere Kilometer miteinander verbinden. Noch größere und leistungsfähigere Verbundnetze – die in der Regel ebenfalls auf HGÜ-Leitungen beruhen und Trassen von 5 bis 10 GW übertragen können (zum Vergleich: eine Höchstspannungsleitung mit 380 kV kann i.d.R. ca. 1,4 GW übertragen) – werden „Supergrid“ genannt. HGÜ-Trassen werden auch in Deutschland gebaut. Sie transportieren Strom in die Landesmitte sowie den Süden, da dort durch die Abschaltung von Atom- und Kohlekraftwerken Strommenge fehlt.

Wie groß der Ausbaubedarf beim Übertragungsnetz aber tatsächlich ist, hängt auch von der Art des Ausbaus der erneuerbaren Energien ab. Ein wettbewerblicher Ausbau, bei dem in erster Linie ertragreiche Windkraftanlagen im Norden und Osten Deutschlands gebaut werden, erfordert einen stärkeren Netzausbau. Dahingegen fordert ein lastnaher Ausbau eher den Aus-, vor allem aber den Umbau der Verteilnetze.

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Was ist das NOVA-Prinzip und wie wird es umgesetzt?

Das Stromnetz wird in Deutschland nach dem NOVA-Prinzip ausgebaut: Netzoptimierung vor Netzverstärkung vor Netzausbau. Dazu gehören z.B. das Freileitungsmonitoring, die Lastflusssteuerung sowie der Einsatz von Hochtemperaturleiterseilen. Was das genau bedeutet und wann bzw. warum diese eingesetzt werden, erläutern wir Ihnen hier.

Freileitungsmonitoring und Lastflusssteuerung

Zur Netzoptimierung gehört das Freileitungsmonitoring. Hauptursache für Netzengpässe sind thermische Limits. Die mit dem Stromfluss ansteigende Erwärmung von Freileitungen führt zu deren Ausdehnung, so dass sie weiter durchhängen. Der Abstand zum Boden, zu Objekten oder zur Vegetation wird dadurch zu gering. Klassisch werden thermische Limits mit Hilfe auf statischen Annahmen über Außentemperatur, Sonneneinstrahlung und Wind beruhende DIN-Normen berechnet. Freileitungsmonitoring bedeutet die Messung der tatsächlichen Betriebstemperatur von Freileitungen. Durch eine stärkere Kühlung, z.B. bei Wind, können Sie dann auch mehr Windstrom übertragen.

Ebenfalls der Netzoptimierung dient die Lastflusssteuerung, d.h. die regionale „Umleitung“ des Stromflusses auf wenig belastete Leitungen. Dazu werden spezielle technische Einrichtungen wie Phasenschiebertransformatoren benötigt. Mit deren Hilfe kann festgelegt werden, wie die Leistung auf verschiedene Leitungen aufgeteilt werden kann.

Einsatz von Hochtemperaturleiterseilen

Der Verstärkung des Stromnetzes dient z.B. der Einsatz von Hochtemperaturleiterseilen aus speziellen Aluminiumlegierungen statt herkömmlicher Aluminium-Stahl-Leiterseile. Diese hängen bei höheren Temperaturen weniger durch. Sie sind jedoch teurer und bewirken höhere Transportverluste, da bei höheren Temperaturen die Verluste bei der Übertragung ansteigen.

Sowohl beim Freileitungsmonitoring als auch bei der Nutzung von Hochtemperaturleiterseilen ist auch zu beachten, dass mit steigender Belastung der Leitungen eine Verstärkung der elektrischen und magnetischen Felder erfolgt. Die Grenzwerte der 26. Verordnung zur Durchführung des Bundes-Immissionsschutzgesetzes (BImSchV) müssen natürlich weiterhin eingehalten werden.

Der Weg in die Zukunft

Für eine Energiewende sowie die notwendige Stromversorgung kommen beim Stromnetz direkt an das Übertragungsnetz angeschlossene, schnell steuerbare, flexible Anlagen zur Behebung von Netzengpässen hinzu – die sogenannten „Netzbooster“. Dazu gehören:

Zusätzliche Lasten, z.B. Power-to-Heat-Anlagen, die überschüssigen Erneuerbare-Energien-Strom in Wärme umwandeln. Diese Power-to-Heat-Anlagen sind insbesondere im windreichen Norden eine Möglichkeit, in Kombination mit Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK) die Netze zu entlasten. Wenn Wärme gebraucht wird, aber genug EE-Strom eingespeist wird, könnten flexible KWK-Anlagen abgeschaltet werden und die Wärme aus den Power-to-Heat-Anlagen beziehen. Bisher scheitert die Umsetzung an fehlenden Anreizen für die Betreiber, die künftig über sog. “Smart Markets“ geschaffen werden sollen. Das gilt perspektivisch auch für andere Power-to-X-Anlagen, die Stromüberschüsse etwa zur Herstellung von Gas (z.B. von Wasserstoffgas durch Elektrolyse: Mittels Methanisierung kann hieraus auch Methan gewonnen werden) oder flüssigen synthetischen Brenn- oder Kraftstoffen (ebenfalls aus Wasserstoff) verwenden, die bei Bedarf auch wieder zur Stromerzeugung eingesetzt werden können.
Zentral steuerbare Batteriespeichersysteme, die v.a. im Süden eingesetzt werden. Hier werden in naher und mittlerer Zukunft deutliche Preissenkungen erwartet – auch in Folge der Massenproduktion durch die Förderung der Elektromobilität. Auch Kleinspeicher in Haushalten, die etwa durch Photovoltaik auf dem Dach erzeugten Strom nicht in das Netz einspeisen, sondern selbst verbrauchen, können das Stromnetz etwas entlasten: In den Mittagsstunden erzeugter Überschussstrom muss nicht mehr in das Netz eingespeist werden und in den typischen Hauptlastzeiten am Abend muss kein Strom aus dem Netz bezogen werden.
Flexible Gasturbinen.

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Was sind intelligente Stromnetze – Smart Grids?

Noch einmal anders stellen sich die Herausforderungen bei den bisher oftmals „blind“ (siehe oben) betriebenen Verteilnetzen dar. Diese sollen zu „intelligenten Stromnetzen“ (engl. „smart grids“) gemacht werden. Diese können die Stromerzeugung und Lastmanagement zur Steuerung des Verbrauchs feinsteuern. Sie werden es in Zukunft nicht nur mit weiteren Einspeisungen von erneuerbarem Strom, sondern auch mit neuen Verbrauchern – von Wärmepumpen bis Elektroautos – zu tun haben. Dadurch steigt die Komplexität vom Netzbetrieb, der zukünftig nur mit Informations- und Kommunikationstechnologie – Digitalisierung – zu bewältigen sein wird. Dies fängt an bei der Überwachung des Netzzustandes und gilt auch für das Übertragungsnetz. Mit der Verschiebung thermischer Grenzen nach oben könnte die Systemstabilität bedeutsamer werden, deren Sicherstellung von Online-Assistenzsystemen profitieren würde. Je besser bereits auf Verteilnetzebene Schwankungen ausgeglichen werden, desto weniger werden Höchst- und Hochspannungsleitungen beansprucht.

Intelligent vernetzte dezentrale Erzeugungsanlagen können zur Versorgungssicherheit beitragen, die Netzreserve kann sogar sinken. Mittelfristig geht der Weg über eine Erfassung des Zustands vom Stromnetz, die Entwicklung von Vorgehensweisen bei Problemen und die schnelle Ansteuerung von Erzeugung und Lasten (siehe „Netzbooster“) zu einer weitgehend automatischen Systemführung. Diese erlaubt z.B. ein fehlerbasiertes Redispatch (statt dem bisher weitgehend üblichen präventiven). Eine Auslastung der Leitungen und Transformatoren ist damit wesentlich besser möglich. Voraussetzung hierfür sind Schutzkonzepte im Rahmen der Cybersecurity, um Hackerangriffe auf kritische Infrastrukturen zu erschweren.

Stromnetz der Zukunft - Vernetzung von Smart Grids

Intelligente Messsysteme für das Stromnetz

Intelligente Messsysteme können das Stromnetz der Zukunft ergänzen. Diese liefern Daten an die Übertragungsnetzbetreiber, die diesen bei der zuverlässigen Netzsteuerung helfen. Ein Baustein des „smart grid“ sind in ein Kommunikationssystem eingebundene intelligente Messsysteme („smart meter“). Diese können digitale Daten aus dem Stromnetz empfangen und verarbeiten. Mit ihnen lassen sich jederzeit Stromverbrauchs- und Erzeugungsdaten erfassen und auswerten. Der Verbraucher erhält genaue Informationen über sein Verbrauchsverhalten. Dem Verteilnetzbetreiber helfen die Daten bei der zuverlässigeren Netzsteuerung.

Eine ergänzende Steuerung macht es möglich, die Daten zudem zu nutzen, um dezentrale Stromerzeugungsanlagen zu steuern oder abschaltbare Verbrauchslasten in andere Zeiten zu verschieben. Ebenso werden mit intelligenten Messsystemen variable Stromtarife möglich: Wenn reichlich Strom aus erneuerbaren Energien zur Verfügung steht, kann Strom billiger werden. Wenn er knapp ist, wird er teurer. Wenn die Verbraucher automatisiert auf die Strompreise reagieren können, trägt auch dieses zur Anpassung der Stromnachfrage an das Stromangebot, also zur Flexibilisierung der Nachfrage, bei. Das könnte z.B. bedeuten, dass die Verbraucher in Zukunft potenziell die Waschmaschine so einstellen können, dass sie bei hohen Strompreisen automatisch „Pause“ macht.

Wie erfolgte die Einführung dieser intelligenten Messsysteme?

Die Einführung intelligenter Messsysteme wurde in Deutschland mit dem Messstellenbetriebsgesetz vom September 2016 eingeleitet. Dieses verpflichtet die Betreiber von Messstellen, bei Haushalten und anderen Verbrauchern ab 6.000 kWh Stromverbrauch sowie bei Erneuerbare-Energie- oder Kraft-Wärme-Kopplungs-Stromerzeugungsanlagen ab 7 kW Leistung nach und nach ein intelligentes Messsystem für Strom einzubauen, sobald diese verfügbar sind. Die Kosten für die intelligenten Messsysteme trägt zunächst der Messstellenbetreiber, stellt diese aber seinen Kunden in Rechnung. Dabei sind die im Messstellenbetriebsgesetz festgelegten Preisobergrenzen zu beachten.

Zentrale Herausforderung für die Verfügbarkeit waren die Anforderungen an Sicherheit gegenüber Hackerangriffen sowie der Datenschutz. Hierfür wurden Anforderungen aus Schutzprofilen und technischen Richtlinien des Bundesamtes für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) zugrunde gelegt. Die Verfügbarkeit sicherer, intelligenter Messsysteme hat das BSI am 31.01.2020 festgestellt. Die gesetzliche Verpflichtung der Messstellenbetreiber zum Einbau intelligenter Messsysteme begann damit am 24.02.2020. Allerdings hat das Oberverwaltungsgericht NRW in einem Eilverfahren den Einbau intelligenter Messsysteme am 4.3.2021 vorläufig gestoppt. Die Pflicht sie wegen Fehlern des BSI bei der Zertifizierung der Smart Meter Gateways (der Kommunikationseinheit) wegen Nichteinhaltung gesetzlicher Mindestanforderungen sowie formaler Fehler „voraussichtlich rechtswidrig“.

Stromnetz der Zukunft - Datenkommunikation in intelligenten Messsystemen

Gaskraftwerke für das Stromnetz

Mit dem Ausstieg aus der Kohle – und der damit verbundenen Energiewende – hat die Kohlekommission empfohlen, zur Sicherstellung der Netzstabilität und Sicherheit sowie zur Versorgung von Fernwärmenetzen, neue Gaskraftwerke und Gasturbinen für die Netzreserve zu errichten. Damit ist die weitere Nutzung der bestehenden Infrsatruktur für Gas- und Fernwärme möglich und die Versorgungssicherheit über das Stromnetz ist gesichert. Synthetisches Gas kann zusammen mit Biogas mittelfristig Erdgas als Energieträger ablösen. Gleichzeitig bieten synthetisches Gas sowie Brenn- und Kraftstoffe die Möglichkeit, diese in Regionen wie Nordafrika herzustellen, wo in größerem Ausmaß Wind, Sonne und Fläche vorhanden und daher die Produktions- und Transportkosten geringer sind. Dennoch wäre die Importabhängigkeit deutlich geringer als heute bei fossilen Brennstoffen. Über synthetische Brenn- und Kraftstoffe werden zudem der Strom-, Wärme- sowie Mobilitätssektor miteinander gekoppelt. Umgekehrt sind Elektroautos mit ihren Akkus auch potenzielle Stromspeicher. Dieses Zusammenwachsen der historisch getrennt entstandenen Sektoren nennt man „Sektorenkoppelung“.