Der Blackout, der weite Teile Spaniens und Portugals lahmlegte, war eine Warnung. Warum der Strom am Vormittag des 28. April ausfiel und das öffentliche Leben binnen Sekunden praktisch zum Erliegen kam, wird bis heute untersucht. Was schon jetzt klar ist: Strom aus dem Ausland konnte Spanien kaum helfen. Das Land ist zwar über Hochspannungsleitungen nach Frankreich an das kontinentaleuropäische synchrone Stromnetz angebunden, doch liegt die Interkonnektivität zwischen den beiden Ländern bei nur etwa drei Prozent der installierten Leistung.
In Deutschland ist die Blackout-Gefahr geringer, die Interkonnektivität höher. „Deutschland hat im Unterschied zu Spanien den Vorteil, dass wir uns mitten im europäischen Verbund befinden“, sagt Claudia Kemfert vom Deutschen Institut für Wirtschaftsforschung. Außerdem sei das deutsche Stromnetz redundant ausgelegt: „Fällt eine Leitung aus, springt eine andere ein.“ Beruhigend ist das nur auf den ersten Blick.
Die gewachsenen Stromnetze sind weder auf eine europäische Vernetzung noch auf die erneuerbaren Energien vorbereitet. Sie waren und sind ausgelegt für zentrale Kraftwerke und relativ konstante Lasten – und dienen primär dem Stromtransport innerhalb der Landesgrenzen. Für die Integration volatiler und dezentraler Energiequellen sind sie ebenso unzureichend gerüstet wie für den grenzüberschreitenden Stromhandel. Damit steht Europa als Ganzes vor einer Modernisierung der Stromnetze. Fast die Hälfte des in Europa erzeugten Stroms stammt aus erneuerbaren Quellen, in Deutschland sind es sogar knapp 60 Prozent. Damit steigen auch die Netzschwankungen, die Netzbetreiber mit einigem Aufwand ausgleichen müssen.
Alte Infrastruktur, neue Anforderungen
Vorgaben aus Brüssel drängen alle EU-Mitgliedsstaaten zum schnelleren Ausbau erneuerbarer Energien. Das stellt die Netze vor große Herausforderungen: Alte Strukturen müssen umfassend modernisiert werden, um künftig größere Mengen volatilen Stroms integrieren zu können. „Mehr und stärkere Koppelleistungen mit dem Ausland erhöhen die Versorgungssicherheit und sorgen für günstigere Strompreise“, sagt Martin Braun, Stromnetzexperte und Leiter des Fraunhofer-Instituts für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) in Kassel. Dadurch werde der europäische Stromhandel zugleich liquider, da die günstigen erneuerbaren Energiequellen zeitlich und räumlich besser genutzt werden könnten. Zudem ließen sich regionale Engpässe mit einem gut ausgebauten europäischen Stromnetz entlasten.
Der iberische Blackout offenbart eindrücklich, welche Folgen veraltete Netzinfrastrukturen haben können. Ganz zu schweigen von deren mangelnder Einbindung in ein einheitliches und zuverlässiges europäisches Netz. Neben Spanien sind auch Irland, Polen und die Länder Südosteuropas schlecht integriert. Das EU-Ziel einer Verbindungsquote von 15 Prozent der installierten Erzeugungskapazität ist vielerorts nicht erreicht. Die Folgen sind für alle spürbar: Netzentgelte und Strom werden teurer.
Digitalisierung als Lösung?
Smart Grids und virtuelle Kraftwerke helfen, diese Probleme zu lösen. Smart Grids – also intelligente Stromnetze – bilden das Rückgrat der Energiewende. Sie verknüpfen dezentrale Energieinfrastrukturen wie Kraftwerke, Stromnetze, Speichersysteme mit digitalen Steuerungssystemen. Sie erfassen, analysieren und regulieren Stromflüsse in Echtzeit. Anders als das traditionelle Netz, das primär auf zentral erzeugten Strom ausgelegt ist, ermöglichen Smart Grids eine flexible Integration dezentraler, volatiler Quellen wie Photovoltaik- oder Windkraftanlagen.
Ein zentrales Element ist dabei das bidirektionale Datenmanagement. Intelligente Messsysteme (Smart MeterDigitale Stromzähler, die regelmäßig Daten zum Verbrauch und – falls vorhanden – zur Erzeugung erfassen und auch an Netzbetreiber versenden.) liefern fortlaufend Verbrauchs- und Einspeisedaten. Diese Informationen fließen in Netzleitstellen, wo Algorithmen – auch auf Basis Künstlicher Intelligenz – Angebot und Nachfrage abgleichen. Netzbetreiber können so Lastspitzen glätten und Engpässe vermeiden. Verbraucher wiederum erfahren auf diese Weise in Echtzeit den aktuellen Strompreis und können ihren Verbrauch gegebenenfalls anpassen – etwa durch das zeitversetzte Laden eines Elektroautos.
Virtuelle Kraftwerke
Ebenso wichtig für intelligentere Stromnetze und damit die Energiewende: virtuelle Kraftwerke, kurz VK. Sie bündeln viele kleine Stromerzeuger, Speicher und flexible Verbraucher zu einem digitalen Großkraftwerk. Die einzelnen Einheiten werden digital koordiniert, um wie ein einziges Kraftwerk am Energiemarkt zu agieren oder die Netzstabilisierung zu gewährleisten. So können VKs Schwankungen ausgleichen, Regelleistung bereitstellen oder gezielt Strom einspeisen – etwa wenn Wind oder Sonne schwächeln.
Wie das funktioniert, zeigt ausgerechnet Spanien. Ziel des Centro de Control de Energías Renovables (CECRE) ist es, die schwankende Einspeisung aus Wind-, Solar- und Wasserkraftwerken in Echtzeit zu überwachen und so stabil in das Stromnetz zu integrieren. Spanien ist damit europaweit Vorreiter: Es war das erste Land, das ein Kontrollzentrum für erneuerbare Energien eingerichtet hat. Über CECRE sind inzwischen Tausende Anlagen digital zu einem virtuellen Kraftwerk vernetzt. In Spitzenzeiten deckt Spanien so bis zu 70 Prozent seines Strombedarfs durch erneuerbare Quellen – gesteuert über ein intelligentes Netz.
Ohne Smart MeterDigitale Stromzähler, die regelmäßig Daten zum Verbrauch und – falls vorhanden – zur Erzeugung erfassen und auch an Netzbetreiber versenden. ist ein solches Smart Grid allerdings nicht denkbar. Die intelligenten Zähler erfassen den Stromverbrauch (oder auch die Einspeisung) in einem Haushalt oder Betrieb und übermitteln die Daten in Echtzeit an das virtuelle Kraftwerk, wo das gesamte Netz mithilfe von Künstlicher Intelligenz gesteuert wird. Doch in vielen Ländern Europas fehlen diese Geräte bisher. Warum? Weil die Vorgaben der Europäischen Union in vielen Ländern nicht umgesetzt werden. Die EU hatte 2019 in einer Richtlinie die Mitgliedsstaaten zu einem flächendeckenden Roll-out angehalten. Während Dänemark, Schweden, Estland, Finnland, Italien, Luxemburg, Norwegen und auch Spanien bereits mehr als 80 Prozent der Erzeuger und Konsumenten mit Smart Metern versorgen, liegt der Anteil in Belgien, Slowakei, Kroatien, Griechenland, Ungarn, Bulgarien und Tschechien bei weit unter 20 Prozent. Auch Deutschland gehört zu den Schlusslichtern. Erst seit 2023, mit dem Gesetz zum Neustart der Digitalisierung der Energiewende, wird die Einführung forciert.
Energiewende wird ausgebremst
Unterdessen steigt die Zahl der Wind- und Solaranlagen. Der Markt der Batteriespeicher boomt, vielerorts sind bereits große Speicher an den Standorten stillgelegter Kraftwerke in Planung. Nur die Stromnetze wachsen nicht mit. Für eine aktuelle Studie hat die Organisation Beyond Fossil Fuels erkundet, dass Erneuerbare-Energie-Projekte in mehr als einem Dutzend europäischer Länder derzeit auf „Hold“ gestellt werden. Es geht um Investitionen in Milliardenhöhe. Und: Die nicht ans Netz gegangenen Anlagen könnten einen Energieverbrauch von rund 1.700 Gigawattstunden decken – das entspricht in etwa dem Monatsverbrauch von mehr als fünf Millionen Haushalten. Eon-Chef Leonhard Birnbaum mahnt daher: „Wenn wir Erneuerbare beschleunigen, müssen wir das Netz beschleunigen. Wenn wir nur Erneuerbare beschleunigen, machen wir einen großen Fehler.“
Vor besseren Netzen stehen allerdings die bürokratischen Hindernisse. Die langwierigen Genehmigungsverfahren etwa dauern aufgrund von Umweltauflagen, raumplanerischen Bedingungen und Bürgerbeteiligungen nicht selten länger als der eigentliche Bau. Wenn Länder gar Entwicklungen auf europäischer Ebene verschlafen, wird es brisant. So versäumte es die Bundesregierung, die europäischen Erneuerbare-Energien-Richtlinie bis Ende Mai in deutsches Recht umzusetzen. Diese Richtlinie enthält auch Regelungen für beschleunigte und vereinfachte Genehmigungsverfahren für Erneuerbaren-Projekte. „Wenn ihre Inhalte nicht schnellstmöglich in nationales Recht überführt werden, droht ein Rückfall in langwierige Verfahren und neue Rechtsunsicherheiten“, warnt Kerstin Andreae vom Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW).
Nicht zuletzt ist bei Infrastrukturprojekten mit Widerstand in der Bevölkerung zu rechnen. Auch wenn die Zustimmung für mehr erneuerbare Energie groß ist, kippt die Stimmung meist dann, wenn große Trassen in der Nähe des eigenen Grundstücks verlaufen sollen oder den Blick auf die Landschaft stören. Das Nimby-Phänomen (not in my backyard) hat schon viele Projekte verzögert oder gestoppt.
Eine gefährliche Gemengelage
Entsprechend langsam kommen die EU-Agentur für die Zusammenarbeit der Energieregulierungsbehörden (ACER) und das European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E) voran, um die nationalen Regularien etwa zu Netzzugängen, Entgelten, Redispatch oder Einspeisevorrang zu harmonisieren. Da auch im vereinten Europa viele Länder primär national planen, messen sie dem überregionalen Netzausbau unterschiedliche Prioritäten bei. Grenzüberschreitende Projekte sind dementsprechend für Investoren schwer kalkulierbar. Wer zahlt beispielsweise für grenzüberschreitende Leitungen, wenn das eine Land mehr profitiert als das andere?
Gerade ein halbes Prozent der ENTSO-E-Projekte wurde bisher realisiert, gut zehn Prozent befinden sich immerhin in der Bauphase. Gleichwohl verlieren die europäischen Übertragungsnetzbetreiber ihr Ziel nicht aus den Augen, ganz im Gegenteil. In Zukunft könnten die nationalen Stromnetze in Europa sogar zusätzlich gestärkt werden durch eine Art Supergrid, basierend auf verlustarmer Gleichstromtechnik.
Deutschland: Wegen des hohen Anteils der erneuerbaren Energien sind die Herausforderungen durch historisch gewachsene Stromnetze in Deutschland leicht zu erkennen. So erzeugt der Norden deutlich mehr Windstrom, als vor Ort benötigt wird, während der hoch industrialisierte Süden diesen Strom dringend braucht – doch es fehlt an leistungsfähigen Leitungen. Wichtige Nord-Süd-Gleichstromverbindungen wie Suedlink und Suedostlink verzögern sich seit Jahren. Ob sie bis 2030 stehen, wenn 80 Prozent des Strombedarfs in Deutschland aus erneuerbaren Energien kommen sollen, ist mehr als fraglich.
Frankreich deckt rund zwei Drittel seines Strombedarfs mit Atomkraftwerken. Doch viele Reaktoren sind älter als 40 Jahre und gehen immer wieder wegen technischer Mängel oder klimabedingter Kühlprobleme vom Netz. Im Hitzesommer 2022 etwa lieferte kaum die Hälfte der 56 Atomkraftwerke Energie. Also musste Frankreich in hohem Maße Strom importieren – unter anderem aus Deutschland. Der französische Netzbetreiber RTE warnte vor Engpässen und rief zum Stromsparen auf – ungewöhnlich für ein Land, das lange als Energieexporteur galt. Die Folge: zusätzliche Belastung für benachbarte Netze, etwa in Belgien und Deutschland.
Auch in Italien sind Angebot und Nachfrage ungleich verteilt. Während es im sonnenreichen Süden zahlreiche Photovoltaikanlagen gibt, konzentrieren sich die großen industriellen Stromabnehmer im Norden. Deshalb ist das Netz häufig überlastet, was durch die Förderung von Photovoltaikanlagen noch verschärft wird. Doch der Netzausbau kommt nur schleppend voran – wie in Deutschland auch wegen regionaler Widerstände. Immer häufiger muss Strom teuer aus dem Ausland zugekauft werden.
Aktuell wird noch an der technischen Umsetzbarkeit dieses HGÜ-Overlay-Netzes gearbeitet. Das Besondere daran: Gleichstromleitungen verbinden nicht nur zwei Punkte, sondern sie sind vermascht, also miteinander vernetzt. „Die Vermaschung selbst ist herausfordernd und soll in Deutschland nun auch in einem Netzentwicklungsprojekt erprobt werden, da die Technologien inzwischen eine ausreichende Reife erlangt haben“, sagt Stromnetzexperte Martin Braun.
Die Vorteile liegen auf der Hand: Durch ein HGÜ-Overlay-Netz ließen sich die Leistungsflüsse in Europa noch besser steuern und zusätzliche Übertragungskapazitäten schaffen. Besonders ins Gewicht fällt, dass Offshore-Windenergie in Europa dann besser genutzt und verteilt werden könnten, ohne das umgebende Drehstromnetz umfangreich ausbauen zu müssen. „Ein solches Overlay-Netz ist strategisch von großer Relevanz“, sagt Braun: „zur Kostensenkung, zur Erhöhung der Versorgungssicherheit, zur Senkung von CO₂-Emissionen und für mehr Energiesouveränität in Europa.“
Es ist also nicht die Technik, die den Unternehmen weltweit Kopfzerbrechen bereitet. Es sind die politischen und wirtschaftlichen Rahmenbedingungen, unter denen sie erfinden, investieren und verdienen können. Das zeigt in eindrucksvoller Weise die aktuelle Powering up-Studie von Beyond Fossil Fuels, für die rund 1500 Unternehmensmanager aus 15 Ländern befragt wurden. Demnach sprechen sich 97 Prozent der Führungskräfte für einen raschen Umstieg auf erneuerbare Energien aus. Dabei argumentieren sie vor allem mit ihrer Wettbewerbsfähigkeit. 62 Prozent der Unternehmen wären sogar bereit, ihre Betriebe in Regionen mit besserem Zugang zu erneuerbarem Strom zu verlagern. Für neun von zehn Befragten gehört der Zugang zu erneuerbarer Energie zu den entscheidenden Faktoren bei Investitionsentscheidungen: ein Appell an die Länder Europas, ihre Stromnetze zukunftssicher und für Investoren attraktiv zu machen.
