Energiewelt im Wandel

Die Energiewende ist eines der größten Innovationsprojekte der Gegenwart. Amprion treibt sie gemeinsam mit vielen Partnern voran. Das Ziel: die Energiezukunft sicher, nachhaltig und volkswirtschaftlich effizient gestalten. Doch die Herausforderungen sind groß. Ein Blick in die Vergangenheit und Zukunft der Energiewelt.

Der Weg zur Energiewende führte über den Protest: Eine stetig wachsende Umweltbewegung forderte seit den 1970er Jahren vehement einen Wandel: weg von Kohle, Erdöl und Kernenergie, hin zu erneuerbaren Energien. Mit sichtbaren Ergebnissen. 1987 ging in Schleswig-Holstein der erste deutsche Windpark ans Netz. Kurz darauf stellte die Politik die ersten Weichen für die neue Energiewelt. Das Stromeinspeisegesetz von 1990 verpflichtete Versorger, grünen Strom von Kleinanbietern zu vorgegebenen Einspeisevergütungen bevorzugt abzunehmen.

Das schuf die Grundlage für den rasanten Ausbau der grünen Stromerzeugung: Bis 1999 stieg die installierte Leistung der Windkraftanlagen um das mehr als 70-Fache auf 4,3 Gigawatt. Einen weiteren Rechtsrahmen brachte das Erneuerbare-Energien-Gesetz von 2000. Die Erneuerbaren sollten fortan fossile Energieträger schrittweise ersetzen. Attraktive Einspeisevergütungen und wachsendes Umweltbewusstsein befeuerten den Boom. Der Anteil von Wind, Sonne, Wasser und Biomasse an der erzeugten Energie stieg bis 2010 auf 24 Prozent. „Damals gab es bereits erste Studien für das Energiesystem der Zukunft“, sagt Gerald Kaendler, Leiter Asset Management bei Amprion. „Niemand ahnte jedoch, dass der tatsächliche Ausbau der erneuerbaren Energien alle Prognosen übertreffen würde.“ Im Folgejahr wurde ein weiterer Strukturwandel angestoßen: Nach der Katastrophe von Fukushima entschied sich die Bundesregierung, den Ausstieg aus der Kernenergie zu forcieren. Die ältesten Generatoren gingen sofort vom Netz. Bis Ende 2022 sollen die verbleibenden Kernkraftwerke abgeschaltet werden. „Uns war sofort klar“, so erinnert sich Kaendler, „dass sich die neue Erzeugungslandschaft ohne ein stärkeres und flexibleres Netz nicht entwickeln kann. Und wir haben uns mit Hochdruck an die Arbeit gemacht.“

Deutschland wurde „Energiewende“-Land. Und die 2014 in der Europäischen Union verabschiedeten Klimaziele untermauerten den deutschen Kurs: Um die globale Erderwärmung auf zwei Grad Celsius zu begrenzen, sollen die Treibhausgas-Emissionen bis 2050 um mindestens 80 Prozent gegenüber 1990 sinken. Der Umbau des Energiesystems hin zu einer emissionsarmen und nachhaltigen Erzeugung ist zu einer gesamteuropäischen Aufgabe geworden.

Aber wie reagierte das deutsche Energiesystem auf die Wende? Strom wurde zunehmend nicht mehr dort erzeugt, wo er verbraucht wird, sondern dort, wo der Wind weht und die Sonne scheint. „Lastferne Erzeugung“ sagen Experten dazu. Dafür war das Stromnetz jedoch nicht aus­gelegt. Es musste deutlich um- und ausgebaut werden, um etwa Windstrom aus dem Norden in die Verbrauchszentren im Westen und Süden zu bringen. 2009 und 2013 beschloss der Gesetzgeber deshalb umfangreiche Netzausbauvorhaben – umzusetzen durch die Übertragungsnetzbetreiber und verbunden mit einer durchschnittlichen Zeitspanne für Planung, Genehmigung und Bau von bis zu zehn Jahren, für große Vorhaben sogar länger. Hinzu kam: So breit die gesellschaftliche Zustimmung zur Energiewende auch war – die damit verbundenen Maßnahmen stießen nicht immer auf Akzeptanz. „Wir haben gelernt, dass Netzausbau nur im intensiven Dialog vor Ort gelingt“, sagt Kaendler. „Doch dafür brauchen wir Zeit.“ Im Ergebnis wuchsen die erneuerbaren Energien schneller als die Infrastruktur für deren Transport. Und das führte immer häufiger zu sehr hohen Belastungen und Engpässen im Netz.

»Wir betreiben inzwischen unser Netz in einigen Stunden im Jahr an seinen technischen Grenzen.«

Joachim Vanzetta,

Leiter Systemführung bei Amprion

Zu hohe Belastungen sind ungesund. Für Menschen wie für ein Stromnetz. Hervorgerufen werden sie von immer größeren und wetterabhängig stark schwankenden Strommengen, die es zu transportieren gilt. An einigen Tagen fluten Wind- und Solarstrom die regionalen Netze, so dass die Übertragungsnetze den Strom abtransportieren und in Regionen mit großem Verbrauch bringen müssen. An anderen Tagen produzieren die Erneuerbaren kaum Strom, dann müssen vor allem Gas- und Kohlekraftwerke einspringen. Doch viele Anlagen gehen nach und nach vom Netz, weil sie im Wettbewerb mit gefördertem Wind- und Solarstrom oft nicht mehr wirtschaftlich zu betreiben sind. Dadurch schwinden die für die Versorgungssicherheit so wichtigen „gesicherten Erzeugungskapazitäten“. Die Übertragungsnetze sind gefragt. Sie transportieren Strom aus anderen Teilen der Republik sowie aus dem europäischen Ausland heran.

So kommt es, dass gerade in den Wintermonaten viele Leitungen hoch ausgelastet sind – und kaum Reserven bieten, wenn andere ausfallen sollten. Ein stabiles Netz aber ist die Basis für eine sichere Energieversorgung. „Stromleitungen sind die Lebensadern der deutschen Volkswirtschaft. Und wir tragen als Übertragungsnetzbetreiber dafür Verantwortung“, sagt Dr. Hans-Jürgen Brick, kaufmännischer Geschäftsführer von Amprion.

Wie die „Belastungssteuerung“ im Netz funktioniert, lässt sich in Brauweiler bei Köln beobachten. Der dortigen Systemführung von Amprion hat der Gesetzgeber Instrumente an die Hand gegeben, mit denen sie auf kurzfristige Engpässe im Netz reagieren kann. Dazu zählt der sogenannte Redispatch. Die Schaltingenieure von Amprion können Kraftwerke außerplanmäßig drosseln oder ihre Leistung erhöhen lassen, wenn es die System­sicher­heit erfordert. Doch auch diese Optionen sind irgendwann ausgereizt. Und sie kosten sehr viel Geld: Kraftwerksbetreiber werden entschädigt, wenn ihre Anlagen außerplanmäßig heruntergefahren werden – und dafür bezahlt, wenn sie kurzfristig Reserven mobilisieren.

Um Engpässe zu verhindern, gaben die Übertragungsnetzbetreiber 2017 mehr als eine Milliarde Euro aus. Über 100 Millionen Euro fielen davon im Amprion-Netz an. Diese Kosten tragen die Stromkunden.

Und die kritischen Situationen häufen sich. „Wir betreiben inzwischen unser Netz in einigen Stunden im Jahr an seinen technischen Grenzen – Tendenz steigend“, urteilt Joachim Vanzetta, Leiter Systemführung bei Amprion. Umso wichtiger ist es, dass der Netzausbau Fahrt aufnimmt. Amprion wird die Leistungsfähigkeit seines Netzes weiter steigern, so dass es die Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energien in deutlich größerem Umfang aufnehmen und abtransportieren kann. Neben der Verstärkung und dem Neubau wichtiger Wechselstromleitungen sollen in diesem Zuge auch unverzichtbare Gleichstromprojekte fertig werden: A-Nord verbindet Emden mit dem Rheinland; Ultranet führt von dort aus weiter nach Philippsburg. Gleiches gilt für den Ausbau der grenzüberschreitenden Kuppelleitungen, die das Amprion-Netz noch enger mit den Netzen der Nachbarländer verbinden werden. Einer der sogenannten Interkonnektoren ist ALEGrO. 2020 wird die erste deutsch-belgische Stromleitung in Betrieb gehen. Sie ist eine in doppelter Hinsicht innovative Lösung: ein mit Gleichstrom betriebenes Erdkabel, mit dem sich die Stromflüsse nach und von Belgien genau regeln lassen. HGÜ-Kabel lautet die Kurzbezeichnung für diese Technologie: Erdkabel zur Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragung. Sie trägt dazu bei, die Netze in Belgien, den Niederlanden, Luxemburg und Deutschland sicherer zu machen.

Die Schwankungen im Netz sind groß, weil immer mehr kleinere „Kraftwerke“ abhängig von Sonne und Wind Strom produzieren. „Wir müssen genau wissen, wie sich Wetter, Einspeisungen und Verbräuche entwickeln“, sagt Vanzetta. „Nur so können wir das Stromsystem stabil halten. Deshalb haben wir bereits vor geraumer Zeit damit begonnen, unser Netz immer intelligenter zu machen.“ 2019 erreicht Amprion auf dem Gebiet der Digitalisierung einen weiteren Meilenstein: Die neue Hauptschaltleitung in Brauweiler nimmt ihren Betrieb auf. Mithilfe modernster Technik wird das Netzleitsystem Unmengen von Daten über den Betrieb und die Auslastung von Freileitungen, Erdkabeln und Umspannanlagen sowie Daten wie Wetterprognosen oder Fahrpläne von Kraftwerken verarbeiten. Das neue Leitsystem wird diese Informationen annähernd in Echtzeit zusammenführen, auswerten und den Schaltingenieuren melden, wo Engpässe entstehen könnten – und zwar weit über das Amprion­-Netz hinaus: Vanzetta und seine Kollegen haben ebenso die angrenzenden nationalen und internationalen Übertragungsnetze im Blick – die sogenannte Observability Area. Denn wenn es dort eng wird, könnte sich dies auch auf das Amprion-Netz auswirken. Parallel arbeitet das Unternehmen daran, zwischen Erzeugern, Verbrauchern und Verteilnetzbetreibern neue Datenflüsse zu organisieren. Diese werden unverzichtbar sein, um das Stromsystem auch zukünftig im Gleichgewicht zu halten.

Aber all das wird langfristig noch nicht ausreichen: Wenn es viel Wind und Sonne gibt, wird regelmäßig mehr erneuerbare Energie erzeugt werden, als in dem Moment transportiert werden kann. Und bislang ist nicht absehbar, dass es elektrische Speicher in ausreichender Größe geben wird, die diese Überschüsse aufnehmen könnten. „Die Energiewende ist mehr als eine Stromwende“, sagt deshalb Prof. Dr. Manfred Fischedick, Vizepräsident des Wuppertal Instituts. Er sieht Deutschland im Zeichen eines beginnenden Systemumbaus, der nicht nur den Stromsektor, sondern auch Sektoren wie Verkehr, Wohnen und Industrie umfasst. Dort werde der überschüssige Strom aus erneuerbaren Energien verwendet, um den Kohlendioxidausstoß radikal zu senken. Kaendler teilt seine Vision: „Die intelligente Kopplung von Sektoren wie Strom, Gas, Wärme und Mobilität ist neben dem Ausbau der Netze ein weiterer Schritt, das Energiesystem zukunftsfähig zu gestalten. Die Arbeit daran haben wir gemeinsam mit unseren Partnern schon begonnen.“

Die Energiewelt der Zukunft lebt hauptsächlich von Strom, der aus erneuerbaren Energien erzeugt wird. Unternehmen – so die Vision – werden ihn nicht nur verwenden, um Anlagen zu betreiben. Sie werden ihn auch in Wasserstoff, in synthetisches Gas, in Kraftstoffe und Chemikalien umwandeln. Auf diese Weise lässt er sich für die industrielle Fertigung einsetzen oder speichern. Privatpersonen werden mit Energie aus regenerativen Quellen ihre Autos aufladen. „Die gesamte Volkswirtschaft wird den grünen Strom nutzen“, erwartet Kaendler. „Denn jede Kilowattstunde Strom aus erneuerbaren Energien entlastet das Klima.“

Doch mit jedem regenerativen „Kraftwerk“, jeder Anlage, die Strom in synthetisches Gas umwandelt, und jedem Elektroauto wachsen die Herausforderungen für das Stromnetz weiter. „Die Vorgänge werden immer komplexer“, erwartet Vanzetta. „Stromerzeugung und -verbrauch von Millionen von Akteuren müssen koordiniert werden.“ Er erwartet, dass die Digitalisierung noch weiter Fahrt aufnimmt – über nationale Grenzen hinweg. Neue Informations- und Kommunikationstechnologien würden dazu beitragen, die Stromflüsse im europäischen Binnenmarkt noch besser zu koordinieren, und somit die grenzüberschreitende Zusammenarbeit weiter vertiefen.

Hinzu kommen neue Fragen, auf die Kaendler, Vanzetta und ihre Kollegen Antworten entwickeln: Wie lässt sich die Datensicherheit weiterhin gewährleisten? Wie lässt sich das Netz stabil halten, wenn der Anteil der schwankenden erneuerbaren Energien auf über 60 Prozent wächst? Wie lassen sich bei großflächigen Störungen Netze mit erneuerbaren Energien wieder aufbauen?

Noch sind Netze und Systemführung nicht auf alle Herausforderungen der Zukunft vorbereitet. Doch die Forschung ist bei Amprion und seinen Partnern bereits angelaufen. Vorausdenken und volkswirtschaftlich vernünftige Lösungen finden – so versteht Amprion diese Aufgabe. Anders als 1990 wird sie heute von einem breiten gesellschaftlichen Konsens getragen – und es gibt einen Zukunftsplan. „Mit den EU-Klimazielen sind die Perspektiven bis 2050 vorgezeichnet“, sagt Gerald Kaendler. Klar ist aber auch: Um die dritte Phase der Energiewende zu meistern, braucht es branchenübergreifende, volkswirtschaftliche Lösungen, so Kaendler: „Der Umbau unseres Energiesystems ist und bleibt eine Gemeinschaftsaufgabe. Und wir bei Amprion geben dafür wichtige Impulse.“