Gerade das neue Ziel für den Ausbau der Erneuerbaren Energien – 65 Prozent bis 2030 – hängt davon ab, wie es mit dem Netzausbau vorangeht: Das Ziel sei zwar ambitioniert, sagt Boris Schucht, Vorsitzender der Geschäftsführung beim Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, aber machbar:
Der Netzausbau spielt dabei eine zentrale Rolle, denn mehr Erneuerbaren-Einspeisung – insbesondere aus Windkraft an Land und auf See – bedeutet eben auch eine höhere Transportaufgabe von Nord nach Süd.
Die Politik habe das Ziel daher zu Recht an Fortschritte beim Netzausbau gekoppelt. Ohne eine bessere Synchronisierung zwischen Erneuerbaren- und Infrastrukturausbau würden die Kosten für das Engpassmanagement in Deutschland weiter in die Höhe schnellen. "Dass wir bei 50Hertz diese Kosten seit rund drei Jahren halbwegs stabil halten konnten, hat hauptsächlich mit der Inbetriebnahme der Südwest-Kuppelleitung zu tun", sagt Schucht. "Einfach gesagt: Netzausbau wirkt! Der Aktionsplan Stromnetz des Bundeswirtschaftsministers geht hier in die richtige Richtung."
Quelle: BDEW
Seit seinem Amtsantritt im Bundesministerium für Wirtschaft und Energie hat Peter Altmaier dem Netzausbau Priorität eingeräumt. Was das bedeutet, zeigt der Aktionsplan Stromnetz aus dem August 2018: Er sieht zum einen vor, bestehende Netze zu optimieren und besser auszulasten, zum anderen den Ausbau der Übertragungsnetze voranzutreiben. Im Dezember hat das Bundeskabinett daher die Novelle des Netzausbaubeschleunigungsgesetzes auf den Weg gebracht, mit der Planungsprozesse abgekürzt und Genehmigungsverfahren vereinfacht werden sollen. Warum das wichtig ist, zeigen die Verzögerungen bei den Leitungsvorhaben, deren beschleunigter Ausbau 2009 mit dem Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) und 2013 mit dem Bundesbedarfsplangesetz (BBPlG) beschlossen wurde.
Doch wo hakt es da?
Wir haben in Deutschland ein gutes Planungsrecht, das auch die Öffentlichkeit beteiligt. Wir brauchen daher nicht mehr Gesetze, sondern weniger Bürokratie, damit wir die Projekte schneller realisieren können,
sagt Dr. Hans-Jürgen Brick, kaufmännischer Geschäftsführer der Amprion GmbH. Es gehe darum, mehr Zeit für den Dialog mit den Bürgern zu gewinnen – und gleichzeitig zügig rechtssichere Genehmigungen zu erhalten. "Der Erfolg des Netzausbaus entscheidet sich auf regionaler und kommunaler Ebene. Wir brauchen einen roten Faden bei der Umgestaltung des Energiesystems, der von Berlin bis in die Rathäuser vor Ort reicht. Nur so lässt sich die Fülle von Herausforderungen rund um die Projekte lösen. Wenn der Protest gegen einzelne Netzausbauprojekte auf lokaler politischer Ebene immer wieder verstärkt wird, vor allem vor Wahlen, haben wir Schwierigkeiten, bei den Bürgern um Toleranz für den Netzausbau zu werben."
Während die Vorhaben aus dem EnLAG, zusammen auch Startnetz genannt, als Drehstromleitungen umgesetzt werden, enthält das BBPlG auch mehrere sogenannte HGÜs, Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen. Seit 2016 sind diese nicht mehr überirdisch als Freileitungen, sondern vorrangig unterirdisch zu planen. "Der Erdkabelvorrang für die großen Gleichstromprojekte hat den Dialog mit Teilen der Bürger vor Ort sicherlich erleichtert, er hat aber auch neue potenzielle Konfliktfelder erzeugt – vor allem mit den Landwirten und den Grundbesitzern, die den Eingriff in ihre Böden fürchten", sagt Brick. "Für viele Menschen in den Projektregionen ist es zudem schwer nachvollziehbar, warum wir Wechselstrom-Leitungen nicht in gleichem Umfang wie beim Gleichstrom verkabeln können. Hier haben wir neben den gesetzlichen vor allem technische Restriktionen. Wenn wir die Erdkabelanteile im Wechselstrom nicht sorgsam abwägen, besteht die Gefahr, dass durch physikalische Phänomene Schäden in den angeschlossenen Netzen oder an Industrieanlagen entstehen."Neben dem Neubau von Leitungen ist für das 65-Prozent-Ziel auch die Optimierung und Aufrüstung der bestehenden Infrastruktur von Bedeutung.
Neue technische Maßnahmen im Netz können den Netzausbau nicht ersetzen. Aber sie helfen, ihn zu optimieren.,
so der Vorsitzende der Geschäftsführung von TransnetBW, Dr. Werner Götz.
Dafür setzt das Unternehmen auch auf die Digitalisierung – zum Beispiel beim Pilotprojekt DA/RE. "Vor einigen Jahren haben etwa 500 Großkraftwerke Deutschland versorgt. Heute haben wir zwei Millionen dezentrale Erzeugungsanlagen, die nicht auf der Höchstspannungsebene einspeisen, und diese Zahl wird weiter steigen. Durch die Dekarbonisierung entfällt künftig eine große Anzahl der erzeugenden Anlagen auf unserer Spannungsebene", so Götz. Das bedeutet nicht nur für die Übertragungsnetzbetreiber ein völlig neues Spiel, sondern auch für die Verteilnetzbetreiber. Das bestätigt Dr. Martin Konermann, technischer Geschäftsführer der Netze BW GmbH:
In einer dezentralen Energiewelt ist eine transparente und verlässliche Abstimmung zwischen den Netzbetreibern unabdingbar, um auch weiterhin einen sicheren Netzbetrieb auf allen Spannungsebenen zu garantieren. Nur durch eine tiefgreifende Digitalisierung kann dies erreicht werden. Das gilt sowohl für den Datenaustausch mit Dritten als auch für unseren eigenen Netzbetrieb.
Mit dem Kooperationsprojekt DA/RE gehen Netze BW und TransnetBW zusammen mit weiteren Partnern einen neuen Schritt in diese Richtung.
| DA/RE steht für Datenaustausch/Redispatch Die Netze BW GmbH betreibt das Hoch-, Mittel- und Niederspannungsnetz in weiten Teilen Baden-Württembergs. Mit DA/RE haben TransnetBW und Netze BW eine Initiative ins Leben gerufen, deren Ziel es ist, auf einer digitalen Plattform Maßnahmen zur Netzstabilisierung über alle Netzebenen hinweg zu koordinieren und zu optimieren. |
"Vor zwei Jahren haben wir in unserer Netzstressstudie gezeigt, dass der weiter steigende Anteil von Erneuerbaren durch eine bessere Auslastung und intelligentere Steuerung der Netze integriert werden kann", sagt TenneT-Geschäftsführer Lex Hartmann. Zusammen mit den anderen Übertragungsnetzbetreibern, Verteilnetzbetreibern, der Bundesnetzagentur und Herstellern hat sich TenneT am Stakeholder-Prozess "Höhere Auslastung des Stromnetzes" der Deutschen Energie-Agentur (dena) beteiligt. Dessen Ziel: die Kosten für die Netzengpassbewirtschaftung auf der Höchstspannungsebene zu senken – und so in den kommenden Jahren die Netzstabilität und Versorgungssicherheit zu stärken. "Positiv ist, dass unser Vorschlag einer automatisierten Systemführung branchenübergreifend Unterstützung gefunden hat und nun in einem Forschungsvorhaben aufgegriffen und weiterentwickelt wird", sagt Hartmann.
Daneben ist aber auch der Fokus auf die Digitalisierung wichtig: Eine vollständige Digitalisierung und Automatisierung der Netze sorgt dafür, dass die Transportkapazität der bestehenden Netze wesentlich stärker genutzt werden kann. Damit ließe sich der Netzausbaubedarf nach 2030 deutlich beschränken.
"Klar ist, dass wir uns zusätzlich anstrengen müssen, um das Bestandsnetz noch besser auszulasten und zu optimieren", findet auch 50Hertz-Chef Boris Schucht. Der Blick aufs Netz allein aber reiche nicht aus: "Die intelligente und systemorientierte Nutzung von Flexibilitäten oder der Einstieg in PtX-Anwendungen sind unabdingbar. Gerade PtX wird spätestens dann eine größere Rolle spielen, wenn der Netzausbau an seine Grenzen gestoßen ist und nicht mehr weiterhilft, weil Kunden den transportierten Strom gar nicht mehr nutzen können. Nach heutigem Stand können wir, auf einen kurzen Nenner gebracht, sagen: Ohne Netzausbau ist das 65-Prozent-Ziel nicht erreichbar – aber nur mit Netzausbau eben auch nicht!"
Immer mehr Erneuerbare: Das ist also nicht nur eine Frage der Stromautobahnen, sondern der gesamten Infrastruktur. Die neue Zielmarke betrifft folglich alle Akteure. Mit dem 65-Prozent-Ziel erhöhe sich die Verantwortung der Netzbetreiber auf Übertragungs- und Verteilnetzebene für die Systemstabilität, so Torsten Maus, Vorsitzender der Geschäftsführung der EWE NETZ GmbH. "Denn Flexibilitätspotenziale verschieben sich ins Verteilnetz. Sektorkopplung und Digitalisierung machen das Verteilnetz zur zentralen Infrastrukturplattform für die weitere Dekarbonisierung im Strom-, Verkehrs- und Wärmesektor in Deutschland. Den Verteilnetzbetreibern kommt dabei langfristig eine horizontale Koordinationsfunktion zu." Das Ziel für 2019: Diese gemeinsam mit den Übertragungsnetzbetreibern auszugestalten.
Text: Christiane Waas