Europas Netzplan
Europa braucht ein neues Stromnetz, denn ohne weitreichenden Aus- und Umbau der Netz-Infrastruktur kann die EU ihre ehrgeizigen Klimaziele nicht erreichen. Das Tauziehen um Fördergelder, Regeln und politische Rahmenbedingungen hat begonnen.
- Jan Oliver Löfken
Europa braucht ein neues Stromnetz, denn ohne weitreichenden Aus- und Umbau der Netz-Infrastruktur kann die EU ihre ehrgeizigen Klimaziele nicht erreichen. Das Tauziehen um Fördergelder, Regeln und politische Rahmenbedingungen hat begonnen.
UMENA ist ein schönes Wort. Es klingt wie ein geheimnisvolles Zukunftsland, und tatsächlich ist es das auch. Denn die Abkürzung aus Europa, Middle East und North Africa beschreibt ein visionäres Gebiet, in dem der Strom aus erneuerbaren Quellen niemals ausgeht – zu erreichen bis zum Jahr 2050. Das versprechen nicht nur eingefleischte Öko-Visionäre, sondern neuerdings auch knallharte Kaufleute.
Ende März bestätigte die Wirtschaftsprüfungsgesellschaft PricewaterhouseCoopers gemeinsam mit Forschern vom Potsdam-Institut für Klimafolgenforschung in einer fundierten Analyse, dass weder Kernkraft noch fossile Brennstoffe für eine zuverlässige Versorgung notwendig seien – die Technologien für die erforderlichen Wind- und Solarkraftwerke stünden bereits heute zur Verfügung. Von zentraler Bedeutung sei allerdings der Aufbau eines "SuperSmart Grid" in Europa, dem Nahen Osten und Nordafrika, um große Strommengen über weite Strecken – sei es Solarstrom aus der Sahara oder Windstrom aus der Nordsee – zu den bevölkerungsreichen und energieintensiven industriellen Zentren transportieren zu können.
Noch sieht die Realität anders aus: Die jahrzehntealten Fernleitungen müssen dringend überholt werden. Schon jetzt sind die Regelmöglichkeiten des Stromtransports durch immer mehr fluktuierenden Windstrom völlig ausgereizt, während innerhalb der EU Netzengpässe an den Staatsgrenzen den länderübergreifenden Handel mit Strom verhindern. Die Konsequenz: Kurzfristige Stromüberschüsse trieben allein im vergangenen Jahr die Preise an der Strombörse in Leipzig (EEX) 18-mal ins Minus. Netzbetreiber mussten ihren Großkunden aus der Industrie bis zu 13 Cent pro Kilowattstunde zahlen, damit sie den Strom abnahmen. Nutznießer dieser Entwicklung sind die Betreiber von Pumpspeicherkraftwerken, beispielsweise in Österreich. Mit dem geschenkten Strom pumpen sie Wasser in ihre Stauseen, um dieses zu Hochpreiszeiten wieder durch die Generator-Turbinen rauschen zu lassen. Die Kosten zahlt der deutsche Stromkunde.
"Negative Strompreise sind die logische Konsequenz des Marktgeschehens", sagt Kurt Rohrig vom Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik IWES in Kassel. Da seit Beginn dieses Jahres Wind- und Solarstrom vermehrt an der Leipziger Strombörse vermarktet wird, könnten solche Minuspreisphasen 2010 noch öfter eintreten – ein untrügliches Indiz dafür, dass die heutigen Stromleitungen mit den gestiegenen Anforderungen nicht mehr zurechtkommen. "Die Reserven im Netz sind weitgehend aufgebraucht", meint auch Jürgen Backes, Netzexperte von EnBW.
"Eigentlich ist es ganz einfach. Wir müssen nur den Überschuss mit dem Defizit ausgleichen", bringt es Matti Supponen vom Generaldirektorat Energie und Transport der Europäischen Kommission in Brüssel auf den Punkt. Es ist das Einfache, das so schwer zu machen ist. Denn Strom ist heute noch ein regionales Produkt. Für einen grenzüberschreitenden Markt jedoch sind überregionale Übertragungskapazitäten nötig. Und nicht nur das: Damit die fluktuierenden Quellen – Wind- und Wasserstrom aus der Nordsee und Skandinavien und Photovoltaik- oder Solarthermiestrom aus dem sonnigeren Süden – die Ballungszentren zuverlässig versorgen, müssen die Produktionseinheiten und Speicherkapazitäten zu regelbaren Kombikraftwerken zusammengeschaltet werden können. Das erfordert komplexe intelligente Netzstrukturen.
Die Technik dafür ist verfügbar: Die sogenannte Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) bildet Punkt-zu-Punkt-Verbindungen mit vergleichsweise geringen Verlusten: Mit Spannungen von bis zu einer Million Volt drosseln HGÜs, die sowohl Siemens als auch ABB liefern, die Leitungsverluste auf bis zu drei Prozent pro 1000 Kilometer. Auf diesen Distanzen summieren sich die Verluste in herkömmlichen Höchstspannungsleitungen auf über zehn Prozent. Dass die Technologie reif für den großtechnischen Einsatz ist, zeigen existierende Leitungen zwischen Norwegen und den Niederlanden, quer durch Brasilien oder in China.
