Schlaff hängen Hochspannungsseile vom Strommast herunter, daneben liegen Stahlteile auf freiem Feld. Anzeichen einer verfallenden Infrastruktur? Ganz im Gegenteil. Diese Baustellen vielerorts in Deutschland zeigen, dass der Ausbau des deutschen Stromnetzes an Fahrt aufnimmt. Im Frühjahr wies der Global Grids Index Deutschland sogar eine Spitzenstellung zu. Nicht nur Spanien, Italien und die USA, sondern auch Staaten wie China wurden bei der Umstellung der Infrastruktur auf erneuerbare Stromerzeuger und den Investionen in Stromnetze schwächer bewertet als die Bundesrepublik.
„Der Ausbau der Übertragungsnetze kommt voran, sollte aber noch weiter beschleunigt werden“, sagt Christof Wittwer, Leiter des Geschäftsbereichs Systemintegration am Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) in Freiburg. 2021 wurden nur 321 Kilometer Stromtrasse genehmigt, danach verdoppelten sich die genehmigten Strecken jedes Jahr auf zuletzt 2400 Trassenkilometer (2024). Leicht verzögert zeichnet sich diese Entwicklung auch bei den Trassenbaustellen ab: 630 Kilometer waren es 2023, im Jahr darauf etwa 1500 Kilometer.
Parallel dazu nehmen die Stromautobahnen Ultranet, Suedlink und Suedostlink, die mit Gleichspannungen zwischen 380 und 525 Kilovolt von Nord- nach Süddeutschland verlaufen, allmählich Gestalt an. Rund 250 Kilometer sind in Betrieb, knapp 1300 Kilometer im Bau und mehr als 2200 Kilometer befinden sich in der fortgeschrittenen Planfeststellung. Bis Anfang der 2030er Jahre sollen sie nach und nach in Betrieb gehen. „Ende 2024 waren insgesamt 2700 Kilometer von mehr als 14 000 Kilometern gesetzlicher Bedarfstrassen planfestgestellt oder freigegeben“, sagt Martin Braun, Stromnetzexperte und Leiter des Fraunhofer-Instituts für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (IEE) in Kassel. Den derzeitigen Rückstand beziffert der Bundesrechnungshof auf etwa 6000 Kilometer. Umgerechnet: sieben Jahre. Vielleicht geht es auch schneller, hofft Braun: „Insgesamt ist eine Beschleunigung festzustellen und der Rückstand auch noch aufzuholen.“
Strommengen verdoppeln
Der Bau neuer Stromtrassen ist aber nur ein Element, um das Übertragungsnetz der vier Betreiber Amprion, 50 Hertz, Tennet und Transnet BW an die zukünftige Stromversorgung allein aus erneuerbaren Quellen anzupassen. Parallel setzen die vier Unternehmen intensiv auf Freileitungsmonitoring, also die genauere Überwachung der Temperatur und des daraus resultierenden Durchhängegrads der Stromleitungen mit mehr Sensoren. Vorteil: Bei kühler Witterung können größere Strommengen durch die Leitungen geschickt werden, ohne das Temperaturlimit von 80 Grad zu überschreiten. „Bei der Regelung mittels der Temperaturerfassung lassen sich bis zu 20 Prozent mehr Strom durchleiten“, sagt Fraunhofer-ISE-Experte Wittwer. Werden alte Leitungen aus Aluminium und Stahl bei Wartungsarbeiten zudem durch neue Hochtemperaturleiter aus Speziallegierungen ersetzt, können die Strommengen zusätzlich um 50 Prozent steigen, im Idealfall sogar verdoppelt werden.
Neue und optimierte Stromleitungen sind aber nur eine Seite der Medaille. Für den störungsfreien Betrieb von Stromnetzen sind weitere Komponenten nötig. Zum Beispiel sogenannte Phasenschieber-Transformatoren. Diese haushohen Module helfen, den Stromfluss zwischen unter- und überlasteten Leitungen aufzuteilen. Dadurch kann das Netz besser reguliert werden.
Ein stabileres Stromnetz ermöglichen auch moderne Statcom-Anlagen, die Blindleistung für das 380-Kilovolt-Höchstspannungsnetz bereitstellen können. Diese Blindleistung ist quasi das Schmiermittel im Stromnetz: Sie muss stets in einem ausgewogenen Verhältnis zur nutzbaren Wirkleistung vorliegen, damit sich der Strom effizient durch die Leitungen transportieren lässt. Stellten früher meist große Kern- und Kohlekraftwerke über ihre drehenden Generatoren die nötige Blindleistung bereit, treten durch deren Stilllegung immer mehr Statcom-Anlagen an ihre Stelle. Erst im Mai ist im Umspannwerk Mannheim-Rheinau eine der weltweit modernsten Statcom-Anlagen in Betrieb gegangen.
Das Netz boosten
Zusätzlich wird eine spezielle Variante von Batteriespeichern – Netzbooster – wichtiger, um Erzeugung und Verbrauch von Strom im Gleichgewicht zu halten und das Stromnetz zu stabilisieren. Tennet beispielsweise nimmt dieses Jahr einen Netzbooster im oberbayrischen Ottenhofen und Mitte 2027 einen weiteren in Audorf, Schleswig-Holstein, in Betrieb. Beide sind für 100 Megawatt Leistung und eine Kapazität von 100 Megawattstunden ausgelegt. Die Technik ist die gleiche wie bei den vielen derzeit geplanten Großbatteriespeichern, doch die Betriebsführung ist gänzlich anders. Bei einer Überproduktion an Windstrom im Norden kann der Audorf-Speicher geladen und damit die Nord-Süd-Trasse entlastet werden. Zugleich speist der südliche Ottenhofen-Speicher Strom ins Netz ein. Dieses Zusammenspiel wirkt sich wie eine zusätzliche Stromtrasse aus, entspricht also einer virtuellen Stromleitung. Auch Transnet BW will 2026 einen Netzbooster in Kupferzell bei Heilbronn in Betrieb nehmen.
Die Maßnahmen zeigen Wirkung. Sie sind mit dafür verantwortlich, dass die Kosten für das Management von Netzengpässen und Redispatch-Maßnahmen seit 2022 von gut vier Milliarden Euro auf knapp 2,8 Milliarden Euro im Jahr 2024 gesunken sind. Zugleich sind die Strommengen von Ausgleichsmaßnahmen, bei denen beispielsweise im Norden Windräder abgeregelt und im Süden fossile Kraftwerke hochgefahren werden, rückläufig – von 24 831 Gigawattstunden (GWh) im Jahr 2023 auf 22 362 GWh im vergangenen Jahr. „Auch für 2025 ist zu erwarten, dass die Mengen und damit auch die Kosten nochmal absinken werden“, sagt Leonhard Probst vom Fraunhofer ISE, verantwortlich für die Plattform Energy-Charts. „Wenn in den nächsten Jahren die HGÜ-Leitungen in Betrieb gehen, werden die Redispatchkosten weiter deutlich abnehmen“, prognostiziert Probst. Und das trotz des starken Ausbaus von Solar- und Windkraftwerken, die gemeinsam mit Biomasse und Wasserkraft mittlerweile gut 60 Prozent der deutschen Stromerzeugung tragen.
Diese Entwicklung wird sich mindestens noch bis 2045 fortsetzen, mit dann mehr als 11 000 neuen oder verstärkten Trassenkilometern im Übertragungsnetz sowie Speichern und Anlagen zur Regelung des Stromnetzes. Die Grundlage dafür skizziert der Netzentwicklungsplan des Bundesnetzagentur. Der im April verabschiedete neue Rahmen stellt die Weichen für eine integrierte Infrastrukturplanung, wobei drei Szenarien – A, B und C – unterschiedliche Entwicklungspfade abbilden. Sie reichen von einem niedrigen Stromverbrauch mit hohem Wasserstoffimport (Szenario A) über eine breite Elektrifizierung gemäß aktueller Regierungsvorgaben (Szenario B) bis zum maximalen Ausbau erneuerbarer Energien und mitsamt einer weitgehend heimischen Wasserstoffproduktion (Szenario C).
866 Stromverteiler
Der Strombedarf wird sich bis 2037 wahrscheinlich mehr als verdoppeln, auf gut 950 Terawattstunden jährlich. Das erfordert über ein optimiertes Stromnetz hinaus mehr Solar- und Windparks an Land und auf See. Dieser Ausbau hat in den vergangenen drei Jahren wieder an Dynamik gewonnen. „Jedoch gibt es gerade im Solarbereich derzeit Befürchtungen, dass die Dynamik im Netzausbau nachlassen könnte und es zu einem Knick beim Ausbau der erneuerbaren Energien kommt“, sagt Fraunhofer-ISE-Experte Wittwer.
So bleiben die Herausforderungen groß – nicht nur beim Übertragungsnetz, sondern auch im stark zergliederten Verteilnetz, das in Deutschland von nicht weniger als 866 Unternehmen betrieben wird. „Das Verteilnetz ist in den vergangenen 10 bis 20 Jahren deutlich komplexer geworden“, sagt Sebastian Wende-von Berg, verantwortlich für Netzplanung und Netzbetrieb beim Fraunhofer IEE. Die Spannungsebenen reichen vom Haushaltsanschluss mit 230 Volt bis zur Hochspannung auf 110 000 Volt. Mit Ausnahme einiger sehr großer Wind- und Solarparks docken alle Anlagen für grünen Strom ans Verteilnetz an: vom Solarmodul am Balkon über die zahlreichen derzeit geplanten Batteriespeicher bis zu mittelgroßen Wind- und Solarparks. „Es sind immer mehr Spieler dabei, die eine intelligente und dynamische Regelung des Verteilnetzes mit vielen Last- und Erzeugungsspitzen erfordern“, sagt Wende-von Berg.
Auch die Verteilnetzbetreiber haben die Zeichen der Zeit erkannt und werden aktiv. Allein 2024 steckten sie rund zwölf Milliarden Euro in die Stärkung ihrer Netze. Mehr als 90 000 Einzelmaßnahmen wurden der Bundesnetzagentur für den Zeitraum von 2022 bis 2032 gemeldet. Auf mehr als 70 000 Kilometer Länge laufen Baumaßnahmen, um die Übertragungskapazitäten zu erhöhen, denn immer mehr Elektroautos und Wärmepumpen verlangen nach einem ausreichend starken Stromanschluss.
Noch wichtiger als neue Stromleitungen ist jedoch die intelligente Regelung der zahlreichen Erzeuger und Verbraucher. Die flächendeckende Verbreitung von Smart Metern bildet eine wichtige technische Grundlage. Rechtlich kommt dem Paragraphen 14a Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) eine Schlüsselrolle zu. Er sieht vor, dass Netzanschlüsse für Verbrauchseinrichtungen vereinfacht und beschleunigt werden – zudem profitieren Netzkunden von reduzierten Netzentgelten. Im Gegenzug müssen diese Anlagen eine temporäre Begrenzung ihrer Leistung bei hoher Netzauslastung zulassen, also steuerbar gemacht werden. Die Betreiber von Verteilnetzen erhielten damit Zugriff etwa auf Wärmepumpen oder Wallboxen. „Das bedeutet aber nicht notwendigerweise nur Abregeln, sondern zukünftig auch das Verschieben von Lasten“, sagt Wende-von Berg. Komforteinbußen seien mit einer intelligenten Regelung nicht zu erwarten. Parallel könnten dynamische Stromverträge und Anreizmodelle die Basis für eine große Akzeptanz solcher Regelungen legen.
Boom der Batteriespeicher
Aktuell fordert eine Welle von Anträgen für den Anschluss von Batteriespeichern die Verteilnetzbetreiber heraus. Zum Jahreswechsel summierten sie sich auf einige Tausend Anträge mit einer Gesamtleistung von rund 340 Gigawatt. Diese Leistung entspräche mehr als dem 150-Fachen der zurzeit ans deutsche Stromnetz angeschlossenen Batteriespeicher. Selbst wenn nur ein Zehntel dieser Batteriespeicher gebaut wird, erfordern sie für ein stabiles Stromnetz eine intelligente Regelung. Derzeit haben Netzbetreiber keinen Einfluss darauf, wo Batteriespeicher entstehen und wie sie betrieben werden. Doch genau das ist nötig, um mit ihnen das Stromnetz zu stabilisieren und nicht gar zusätzlich zu belasten.
Rein technisch könnten sich Batteriespeicher als Segen für die Stromnetze erweisen, wenn sie netzdienlich betrieben werden. Vereinfacht beschrieben, werden sie bei Stromüberschuss geladen und bei erhöhtem Strombedarf entladen. „Batteriespeicher sind auch sehr gut für die Bereitstellung einer Momentanreserve geeignet“, sagt Fraunhofer-ISE-Forscher Leonhard Probst. Diese Reserve wirkt in Bruchteilen von Sekunden, um bei plötzlichen Störungen oder Ungleichgewichten im Netz die Frequenz auf 50 Hertz zu stabilisieren. Bisher stellen die schweren rotierenden Massen in konventionellen Kraftwerken diese Momentanreserve. Doch Batterien oder auch Solarparks mit Batteriespeicher können dank Wechselrichtern und ausgeklügelter Leistungselektronik diese Aufgabe ebenfalls erfüllen. Und das, sagt Leonhard Probst, „sogar deutlich effizienter als klassische Gaskraftwerke mit ihren rotierenden Massen.“
Ein Markt für diese Momentanreserve könnte laut Christof Wittwer im Sommer starten. Das biete eine große Chance, den Bau neuer Gaskraftwerke – befeuert mit Erdgas und später mit grünem Wasserstoff – auf ein Minimum zu begrenzen. Die wären dann für die wichtige Stabilisierung der Stromnetzfrequenz dank der netzbildenden Batterien nicht mehr nötig. Ihre Leistung müssten sie nur noch für die wenigen Dunkelflautentage im Laufe eines Jahres ohne Wind und Sonneneinstrahlung vorhalten.
