Thema des Monats Mai 2011

Die Atomkatastrophe von Fukushima hat in Deutschland zu einem Umdenken geführt. Nachdem erst im vergangenen Jahr die Laufzeit von Atomkraftwerken verlängert wurde, ist nun ein schneller Ausstieg aus der Atomkraft in Sichtweite. Allerdings ist eine Energiewende kaum ohne großflächige Investitionen in das deutsche Stromnetz möglich. Die Netzbetreiber und Kabelhersteller stehen in den nächsten Jahren vor großen Herausforderungen. Dabei proben sie auch vermehrt neuere Stromübertragungsmöglichkeiten.

Mindestens 3600 Kilometer Stromnetzausbaubedarf

Eine Grundlage für die Bemessung des Ausbaubedarfs liefert die von der Deutschen Netzagentur in Auftrag gegebene denaII-Studie „Integration erneuerbarer Energien in die deutsche Stromversorgung im Zeitraum 2015 – 2020 mit Ausblick 2025“ vom vergangenen Jahr. In dem Papier wird davon ausgegangen, dass der Anteil der Erneuerbaren Energien am Bruttostromverbrauch im Jahr 2020 bei 39 Prozent liegt. Mit 37 Gigawatt installierter Leistung Onshore und 14 GW installierte Leistung Offshore wird die Windenergie die größte Rolle spielen. Die installierte Leistung aus sonstigen Erneuerbaren Energien wird auf etwa 25 GW geschätzt. Auf Grundlage dieser Annahmen beziffert die Studie den Ausbaubedarf auf 3600 Kilometer neue Leitungen. Dass die Zeit drängt erkannte auch Wirtschaftsminister Rainer Brüderle (FDP). Bei der Vorstellung eines Netzausbaubeschleunigungsgesetzes sagte er: „Ohne forcierten Netzausbau wird der Ausbau Erneuerbarer Energien in der Stromerzeugung nicht vorankommen.“

01: Ein Netzausbau mit ausschließlich Freileitungen wird nach Berechnungen des Instituts der Deutschen Wirtschaft (IWD) etwa 10 Milliarden Euro kosten - und damit die günstigste Variante darstellen. (Foto: Amprion GmbH)

Als größte Probleme beim bevorstehenden Netzausbau sehen Netzbetreiber und Kabelhersteller die Kosten und die Akzeptanz von neuen Stromtrassen. Aufgrund dessen werden zusehends auch Alternativen wie Erdkabel im Hochspannungsbereich, Hochtemperaturseile oder das so genannte Freileitungsmonitoring in Betracht gezogen.

Erdkabel statt Freileitungen

In Deutschland laufen fast alle Höchstspannungsleistungen oberirdisch. Sie transportieren den auf 380 Kilovolt (KV) hochgespannten Strom über größere Distanzen. Eine Verlagerung der Hochspannungsleitungen unter die Erde wäre zwar in Hinblick auf Akzeptanzprobleme bei zusätzlichen oberirdischen Stromtrassen eine gute Alternative, sei aber derzeit eine große technische Herausforderung, erklärt Andreas Preuß vom Netzbetreiber Amprion: „Im Netz eingebunden gibt es das bisher nicht und wir wissen momentan noch nicht, ob es funktioniert.“ Die größten Probleme bereiteten die Kosten und die Wartung. Weil für den Transport der gleichen Strommenge die doppelte Anzahl an Leitungen im Vergleich zu oberirdischen Trassen notwendig ist, sei das Verfahren deutlich teurer, erläutert Preuß. Zudem werde es bei Störungsfällen an einem Erdkabel deutlich schwieriger als bei einer Freileitung, die Fehlerquelle ausfindig zu machen und die Leitung zu reparieren. Dennoch erprobe Amprion das Verfahren aber bereits: „Auf der Strecke Meppen-Wesel planen wir derzeit drei Kabelstrecken mit etwa zwölf Kilometer Gesamtlänge.“ Auch der für Nord- und Ostsdeutschland zuständige Netzbetreiber 50Hertz erprobt Erdkabel. Pressesprecher Volker Kamm zufolge gebe es vier Pilotprojekte. Allerdings bedeuteten ihm zufolge auch Erdkabel einen beträchtlichen Eingriff in die Natur: „Man braucht eine Trassenbreite von 25 bis 30 Metern und muss zudem mindestens aller 1,5 Kilometer eine Art Muffe bauen.“ Zudem seien die Kosten im Moment sehr hoch. So würden Erdkabel im Gebirge bis zu 15 Mal so viel wie eine oberirdische Leitung kosten.

Ausbau bestehender Leitungen als Alternative?

Als Alternative zum Neubau von Stromtrassen wird der Ausbau und die Verstärkung bestehender Leitungen diskutiert. Eine vielversprechende Technik stellt dabei das sogenannte Freileitungsmonitoring (FLM) dar. Bei FLM wird die Betriebstemperatur der Leiterseile überwacht und gegebenenfalls die übertragene Strommenge geändert. Sinkt die Temperatur durch beispielsweise starken Wind, können die Leiter stärker als bei Normbedingungen belastet werden. Besonders im Zusammenspiel mit der Übertragung von Strom aus Windkraftanlagen erweise sich diese Technik als Vorteil, hält der Netzbetreiber Tennet TSO fest: „Weht der Wind besonders stark, kann die Transportkapazität der Leitungen in Norddeutschland um bis zu 50 Prozent gesteigert werden. [...] Die höhere Übertragungskapazität durch windgekühlte Leitungen steht genau in Zeiten mit hoher Einspeisung von Windenergie und dem dadurch hohen Transportbedarf zur Verfügung.“ Tennet TSO-Sprecherin Cornelia Junge zufolge hat der Betreiber 2010 15 der bestehenden Leitungen für den Einsatz von FLM umgerüstet, das entspreche knapp 1.800 Kilometer Leitungen und 22 Umspannwerken. Ein Ersatz für den Ausbau sei das aber nicht: „Wenn Sie die kommende Einspeiseleistung aus Windenergieanlagen betrachten, reicht auch ein das gesamte Netz umfassendes Freileitungs-Monitoring nicht aus, um die erzeugte Energie abzutransportieren.“

02: Ein VPE-isoliertes 380-kV- Erdkabel mit Kupferleiter (Drehstrom). Dem IWD zufolge steigen die Kosten für den Netzausbau auf 14 Milliarden Euro, wenn 800 der 3600 Kilometer neuer Leitungen unter die Erde verlegt werden. (Foto: TenneT TSO GmbH)

Stand der Technik seien der denaII-Studie zufolge dagegen Hochtemperaturseile. Die normalerweise eingesetzten Leiterseile können nur bis zu einer Betriebstemperatur von 80 Grad Celsius belastet werden. Eine Umrüstung der Leitungen auf hochtemperaturfestes Aluminium (TAL) erhöhe die maximale Betriebstemperatur auf 150 Grad Celsius und ermögliche so eine 50 Prozent höhere Belastbarkeit, hält die Studie fest. Sowohl Amprion als auch 50 Hertz testen die Technik bereits und auch der Kabelhersteller Nexans begleitet nach Angaben der Sprecherin Hannelore Glotzbach Umrüstungs- und Neubauvorhaben mit Hochtemperaturseilen. Ihr zufolge seien diese aber nur für den kurzzeitigen Hochauslastungsfall empfehlenswert: „Langer Betrieb bei hohen Temperaturen ermöglicht zwar die Übertragung höherer Energieraten, aber die Energieverluste steigen überproportional.“ Deswegen könnten Hochtemperaturseile zwar die Netzsicherheit erhöhen und Engpässe vermeiden helfen, eine Alternative zu einem wirtschaftlichen Netzausbau seien sie jedoch nicht.

Hochtemperaturseile – genauso wie andere Techniken zur Umrüstung bestehender Leitungen – werden dennoch eine zunehmende Rolle spielen, vor allem um die Energiewende nicht am Widerstand der Bürger gegen den Bau neuer Leitungen scheitern zu lassen: „Wir forschen daran, um in Zukunft so wenig wie möglich auszubauen.“, erklärt 50 Hertz-Sprecher Kamm.




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