Rascher Ausbau von Wind- und Solaranlagen überfordert Stromnetz

Warum die geografische Verteilung der Erzeugung das Netz belastet

Die aktuelle Struktur der Stromerzeugung erzeugt ein Ungleichgewicht zwischen den Produktionszentren und den Verbrauchsregionen. Während die Windkraftanlagen vor allem in den nördlichen Bundesländern hohe Erträge liefern, konzentriert sich die industrielle Nachfrage auf den Süden Deutschlands. Die bestehenden Übertragungsleitungen können diese Mengen an Strom nicht in ausreichendem Maße transportieren.

Die vier großen Übertragungsnetzbetreiber – Amprion, TenneT, 50Hertz und TransnetBW – müssen regelmäßig eingreifen, wenn die Kapazitäten der Leitungen erschöpft sind. Diese Betreiber sind geografisch spezialisiert: TenneT ist primär für den Norden und Nordwesten zuständig, Amprion deckt den Westen ab, 50Hertz verantwortet das Netz im Osten Deutschlands und TransnetBW ist für den Südwesten verantwortlich. In solchen Momenten muss der Stromfluss künstlich begrenzt werden, um eine Überlastung der Netzknoten zu vermeiden. Dies führt dazu, dass Windparks im Norden abgeschaltet werden müssen, während im Süden konventionelle Kraftwerke hochgefahren werden, um die Versorgungssicherheit zu garantieren.

Diese Steuerung erfolgt über sogenannte Redispatch-Maßnahmen. Die Netzbetreiber kommunizieren mit den Anlagenbetreibern, um die Einspeisung zu drosseln oder die Aufnahme zu begrenzen. Der Prozess dient der proaktiven Vermeidung von Netzausfällen, indem er Eingriffe vornimmt, bevor die physikalischen Belastungsgrenzen der Leitungen erreicht werden. Die technische Herausforderung besteht darin, dass die Volatilität der erneuerbaren Energien die Planung dieser Eingriffe erschwert. Die Betreiber müssen die unvorhersehbaren Schwankungen der Wind- und Sonnenenergie mit den Lastprofilen der Industrie koordinieren, um die Netzstabilität jederzeit aufrechtzuerhalten.

Wie steigende Redispatch-Kosten die Energiewende verteuern

Die Kosten für diese regulatorischen Eingriffe werden direkt auf die Strompreise umgelegt. Die Bundesnetzagentur dokumentiert in ihren Berichten eine signifikante Zunahme der Ausgaben für die Netzstabilität. Wenn Windkraftanlagen im Norden aufgrund von Netzengpässen abgeregelt werden, werden die Betreiber für den entgangenen Ertrag entschädigt. Gleichzeitig müssen die Kosten für das Hochfahren von Reservekapazitäten in anderen Regionen erstattet werden.

Diese finanziellen Aufwendungen fließen in die Netznutzungsentgelte ein. Diese Entgelte sind ein wesentlicher Bestandteil der Stromrechnung für Endverbraucher und werden durch die Kosten der Netzstabilität direkt beeinflusst. Die finanzielle Belastung durch diese Maßnahmen hat in den vergangenen Jahren massiv zugenommen. Experten weisen darauf hin, dass die Kosten für den Redispatch nicht allein durch den Ausbau der Erneuerbaren, sondern primär durch die Verzögerungen beim Netzausbau getrieben werden.

Die Kosten für das Management von Netzengpässen sind ein direktes Resultat der zeitlichen Asynchronität zwischen dem Ausbau der Erzeugungskapazitäten und dem Ausbau der physikalischen Netzinfrastruktur.

Bundesnetzagentur

Welche Infrastrukturprojekte die Netzstabilität künftig sichern sollen

Um die Engpässe dauerhaft zu lösen, setzt die deutsche Energiepolitik auf den massiven Ausbau von Gleichstrom-Übertragungsleitungen (HGÜ). Projekte wie SuedLink und SuedOstLink sollen den Strom aus dem Norden effizient nach Bayern und Baden-Württemberg leiten. Diese Leitungen arbeiten mit Gleichstrom, was bei großen Distanzen geringere Verluste verursacht als das herkömmliche Wechselstromnetz. Ein technischer Grund hierfür ist, dass bei der Verlegung von unterirdischen Kabeln Wechselstrom hohe kapazitive Verluste verursacht, die den effizienten Energietransport behindern. Gleichstrom hingegen ermöglicht einen stabilen und verlustarmen Transport über weite Strecken.

Die Planung dieser Infrastruktur erfolgt koordiniert im Rahmen des Netzentwicklungsplans (NEP), einem langfristigen Planungsinstrument der Übertragungsnetzbetreiber und der Bundesnetzagentur. Neben dem physischen Leitungsbau rücken dezentrale Lösungen in den Fokus der technischen Entwicklung. Dazu gehören:

• Großskalige Batteriespeicher, die überschüssige Energie bei hoher Windlast aufnehmen und bei Flaute abgeben.
• Der Ausbau der Wasserstoffinfrastruktur, um Energie in chemischer Form zu speichern und später wieder in Strom umzuwandeln.
• Smart-Grid-Technologien, die den Verbrauch durch intelligente Steuerung von Industrieanlagen und Elektrofahrzeugen an die Erzeugung anpassen. Ein Kerninstrument ist hierbei das Demand Side Management (DSM), das darauf abzielt, Lastspitzen im Netz durch die zeitliche Verschiebung von Verbrauchsprozessen zu reduzieren.

Die Umsetzung dieser Projekte ist jedoch an langwierige Genehmigungsverfahren und lokale Widerstände gebunden. Die Geschwindigkeit, mit der diese Infrastruktur realisiert wird, entscheidet darüber, ob die Kosten für die Netzstabilität stabil bleiben oder die wirtschaftliche Belastung der Industrie weiter steigt.

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