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Ende Oktober fordert die Deutsche Energieagentur (dena) den Neubau von mindestens 3500 Kilometern Hochspannungsleitungen. Ansonsten sei laut der zweiten dena-Netzstudie die Versorgungssicherheit auf lange Sicht nicht mehr gewährleistet. Aber der Ausbau der Stromnetze steht in ganz Europa an. 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.

Eumena 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.

Strom zum Minustarif

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.

Schlüsseltechnik Gleichstrom

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.

Jahrelang hatten sich vor allem die großen Energieversorger gegen einen solchen Umbau gewehrt – nun wollen sie sich offenbar an die Spitze der Entwicklung setzen. Folgerichtig beklagen sie, dass der Netzausbau wegen verzögernder Bürgereinsprüche gegen Freilandleitungen nicht schnell genug vorangeht. Und die Leitungsbauer stimmen ein: ABB-Vorstand Jochen Kreusel, Vorsitzender der Energietechnischen Gesellschaft im Verband der Elektrotechnik (VDE), etwa verweist mahnend auf die rund 800 zusätzlichen Leitungskilometer, die von der Deutschen Energieagentur (dena) in einer Studie zum Status der Energieversorgung in Deutschland bereits 2005 gefordert wurden. Vor allem der Nord-Süd-Transport von der windreichen Küste zu den Verbrauchszentren im Binnenland soll so verbessert wer-den. "Aber die Projekte sind allesamt hinter dem Zeitplan", klagt Kreusel.

Die Kosten für den Ausbau des Netzes sind beträchtlich. Der Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) beziffert sie allein für Deutschland auf 40 Milliarden Euro bis 2020. Europaweit rechnen Experten bis 2030 sogar mit bis zu 750 Milliarden Euro. Über 40000 neue Leitungskilometer bilden einen gigantischen Markt, den sich vor allem die Platzhirsche unter den Netzbauern, ABB und Siemens, aufteilen werden. Zusätzlich bedarf es leistungsfähiger Speicher sowie schnell und flexibel einsetzbarer Gaskraftwerke, um schwankende Stromlieferungen ausgleichen zu können. Sie sorgen für die sogenannte Regelleistung, mit der sich Einspeisung und Verbrauch einander anpassen lassen. Bisher stehen in Deutschland lediglich 7000 Megawatt Regelleistung zur Verfügung, bis 2030 sollen aber allein vor der deutschen Küste bis zu 5000 Windkraftanlagen mit 25000 Megawatt Leistung installiert werden.

Skandinavien als Batterie für Europa

Neben Gaskraftwerken sollen bei schwankendem Naturstromangebot vor allem Pumpspeicher-Kraftwerke für eine stabile Energieversorgung sorgen. So sind allein in Österreich Pumpspeicher mit 5000 Megawatt Leistung in Planung, auch in der Schweiz werden die Kapazitäten entsprechend ausgebaut. Eingekoppelt in ein europäisches Stromnetz, könnten diese Pumpspeicher wie eine Batterie wirken und so Versorgungsengpässe ausgleichen. "Dazu kommen die zahlreichen Speicher in Skandinavien, die heute schon 121 Terawattstunden im Jahr bereitstellen", sagt Kurt Rohrig. Das entspricht etwa einem Viertel des Strombedarfs Deutschlands. Im Unterschied zum begrenzten Ausbaupotenzial in den Alpenländern sieht Rohrig in Skandinavien noch mehr Möglichkeiten, die sich jedoch heute noch nicht genau beziffern lassen.

"Wir brauchen aber sehr viel mehr Speicher", sagt Klaus Kleinekorte von der RWE-Netztochter Amprion. Intensiv wird daher an Druckluftspeichern in unterirdischen Kavernen geforscht. Das Prinzip: Bei einem Stromüberschuss wird Luft in den Untergrund gepresst und komprimiert. In Spitzenlastzeiten kann sie auf Turbinen geblasen werden, um mit dem so erzeugten Strom drohende Versorgungslücken zu stopfen. So soll beispielsweise "Adele", ein Projekt von RWE, General Electric und dem Deutschen Zentrum für Luft- und Raumfahrt (DLR), ab 2013 bis zu 200 Megawatt Leistung liefern.

Das reicht, um etwa fünf Stunden lang den Stillstand von 40 modernen Windrädern zu kompensieren. Obwohl das zukünftige Stromnetz nicht ohne neue Fernleitungen und Speicherkapazität auskommen wird, beschränkt sich die öffentliche Diskussion – angetrieben von Politik, Wirtschaft und Umweltverbänden – bislang oftmals nur auf die Intelligenz eines "Smart Grids". Aber digitale Stromzähler in jedem Haushalt, clever zu virtuellen Kraftwerken gekoppelte dezentrale Wind-, Solar- und Biogasanlagen oder gar par- kende Elektromobile als Kurzzeitstromspeicher knüpfen nur über Nieder- und Mittelspannung an die regionalen Verteilnetze an. Sie werden – auf Teilregionen beschränkt – Stromverbrauch und Stromerzeugung zwar berechenbarer machen, doch für den großen Wurf hin zum europäischen Strommarkt taugen sie allein nicht.

Elektroauto als Stromspeicher überschätzt

Populär ist auch die Hoffnung, dass Millionen von Elektromobilen mit ihren Batterien, angeschlossen an das Stromnetz, die Speicherlücke stopfen. Eine Million dieser Fahrzeuge sollen nach Absicht der Bundesregierung 2020 auf bundesdeutschen Straßen rollen und während ihrer Standzeiten von über 90 Prozent als Zwischenspeicher für ungenutzte Stromspitzen im Netz dienen. Dieser Strom kann in Phasen mit hohem Bedarf ans Netz zurückgegeben werden, natürlich gegen klingende Münze für den Fahrzeughalter. "Aber die Fahrer werden nicht begeistert sein, wenn irgendein Stromvampir die Batterien leer saugen kann", sagt Günther Brauner von der Technischen Universität Wien.

Damit die Besitzer immer genug Strom für spontane Fahrten haben, könnten sie maximal zehn Prozent der Ladung ans Netz liefern. Mit dieser Annahme rechnete Brauner das reale Speicherpotenzial der Elektroautos hoch. Sein Ergebnis: Drei Millionen E-Mobile können gerade mal so viel Strom speichern wie ein einziges, weitaus günstigeres Pumpspeicherkraftwerk. Wegen der benötigten, teuren Infrastruktur mit Tausenden Stromzapfstellen sieht er vorerst keine Zukunft für den "Stromspeicher E-Mobil". "Vehicle-to-Grid-Technologie ist nur kompliziert, und wir brauchen sie eigentlich nicht", versichert Brauner.

Um die Versorgungssicherheit zu garantieren, sind direkte Investitionen in das Stromnetz sehr viel wirkungsvoller. Die Europäische Kommission fördert mit 2,3 Milliarden Euro 43 Infrastrukturprojekte, darunter zwölf für das Stromnetz der Zukunft. Mit dabei sind ein HGÜ-Erdkabel zwischen Schweinfurt und Halle an der Saale, Unterseekabel zwischen Sizilien und dem italienischen Festland sowie Verbindungen zwischen Spanien, Portugal und Frankreich.

Netzbetreiber stärken Lobbyarbeit

Die Netzbetreiber aber wünschen sich mehr Planungssicherheit, um ihre Investitionen gewinnbringend zu platzieren. "Wir brauchen eine europäische Netzplanung", sagt ABB-Vorstand Kreusel. Im Dezember 2008 fanden sich 42 Unternehmen aus 34 Ländern rasch zu einem gemeinsamen europäischen Verband zusammen, der nun in Sachen Netzausbau Tempo machen soll. Die ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) legte binnen eines einzigen Jahres einen detaillierten Ausbauplan für das Stromnetz Europas vor.

Danach verteilen sich die 42.100 neuen Leitungskilometer, die in den kommenden zehn Jahren gebaut werden sollen, schwerpunktmäßig auf Nord-Süd-Verbindungen in Deutschland, Leitungen zwischen Spanien und Frankreich quer über die Pyrenäen sowie Netzverstärkungen in Skandinavien und rund um die Nordsee zum Anschluss der entstehenden Offshore-Windparks. "Mit dem Zusammenspiel von erneuerbaren Energien und dem liberalisierten Markt ist der Nutzen neuer Leitungen viel größer als noch vor zehn Jahren", sagt Konstantin Staschus, Generalsekretär der ENTSO-E. Wären da nicht die Bürgereinsprüche: Da niemand gern eine Hochspannungsleitung über seinem Haus haben möchte, werden die Beschwerden wohl nicht abnehmen.

"Der ENTSO-E-Zehnjahresplan war nötig", sagt auch Fraunhofer-Forscher Rohrig. Dennoch sieht er den auf den ersten Blick zukunftsweisenden Plan skeptisch, weil "die Gefahr besteht, dass der Netzausbau die Bedürfnisse der Windenergie und anderer regenerativer Einspeiser nicht ausreichend berücksichtigt". Zudem sei "erhöhte Wachsamkeit" angebracht, da die ENTSO-E neben den Bauplänen auch gleich die Regeln für den Betrieb des Netzes, die sogenannten Netzcodes, neu formuliere: In diesen Netzcodes wird verbindlich festgelegt, wie und wann ein Netzbetreiber einspeisende Kraftwerke – vom Atommeiler bis zum Windpark – abregeln darf, um Spannung und Frequenz im Stromnetz stabil zu halten. Im Klartext: Die Netzbetreiber könnten dann darüber entscheiden, ob der Strom bei Überangebot von einem Atomkraftwerk oder von einem Windpark produziert wird. Völlig selbstherrlich will jedoch auch die ENTSO-E nicht agieren. Ihrem Aufruf, sich zu dem Zehnjahresplan kritisch zu äußern, sind nach eigenen Angaben 20 Betroffene aus dem Feld der Stromerzeuger und Stromkunden gefolgt – die eingereichten Vorschläge würden nun geprüft, heißt es von der ENTSO-E.

Die Strategie der Europäischen Union

Eigentlich könnte die Europäische Kommission sogar ganz froh darüber sein, dass sich die Netzbetreiber mit dem Zehnjahresplan endlich handfeste Gedanken über den Stromnetzausbau machen, ballt sich bei ihnen doch das notwendige Wissen der Elektroingenieure. Der Plan liefert konkrete Ideen, die in die European Electricity Grid Initiative (EEGI) – dem Nachfolger der 2006 gestarteten SmartGrid-Plattform der Europäischen Kommission – einfließen werden. Und mit der EEGI wird der Entwurf des europäischen Stromnetzes zu einem zentralen Teil des Strategieplans für Energietechnologie der EU.

Um einen Netzbetrieb zugunsten einzelner Kraftwerksbetreiber zu verhindern, will sie den Energieversorgern bis März 2011 jedoch die unabhängige europäische Regulierungsbehörde ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) zur Seite stellen. Mit Sitz in der slowenischen Hauptstadt Ljubljana wird sie personell wohl aus Vertretern der entsprechenden nationalen Behörden, in Deutschland der Bundesnetzagentur, bestehen.

Ob ACER, die dann die Interessen von 27 EU-Staaten unter einen Hut bekommen muss, jedoch den Zeitvorsprung der ENTSO-E aufholt und günstige Strompreise sowie gerechte Einspeisebedingungen für alle Stromerzeuger sichern kann, bleibt abzuwarten. Bisher haben die Netzbetreiber bei der Formulierung der Netzcodes jedenfalls "die dominierende Rolle gespielt, und das wollen die sicher auch in der Zukunft", formuliert Rohrig sein Misstrauen.

Bleiben Windbauer auf der Strecke?

Bleiben also beim europäischen Netzausbau die Interessen der kleineren Wind- und Solarbauer auf der Strecke? "Die großen Unternehmen sind in Brüssel besser vernetzt", gibt Ulf Gerder, Pressesprecher des Bundesverbandes WindEnergie (BWE), mit Blick auf die Nähe der ENTSO-E zum deutschen Energiekommissar Günther Oettinger zu. "Aber unser wichtigster Lobbyansatz ist nicht die Kommission, sondern das Parlament." Denn weitreichende Richtlinien müssen auch von den Parlamentariern abgesegnet werden.

Ob in Brüssel und Straßburg, Berlin, Madrid oder Paris, Strom-Lobbyisten jedweden Lagers werden in den nächsten Monaten alle Register ziehen. Denn mit den Ausbauplänen und den Betriebsregeln für das europäische Stromnetz der Zukunft werden die Randbedingungen festgezurrt werden, nach denen Erzeuger, Transporteure und Verteiler auf Jahrzehnte hinaus ihr Geld verdienen werden. Diese Entwicklung, die gemäß den Energieplänen der Europäischen Kommission in erster Linie dem Klima und dem EU-Bürger dienen soll, ist bislang am privaten Stromverbraucher weitgehend vorbeigelaufen. Aber auf der Stromrechnung wird er die Folgen zu sehen bekommen, da die Netzbetreiber ihre Ausbaukosten auf die Kunden umlegen dürfen. Wie das genau geschehen wird, ist noch Bestandteil ausstehender Verhandlungen.

Zum Nulltarif wird die Umstellung auf klimafreundlichen Ökostrom mit einem europaweiten intelligenten Stromnetz für die Verbraucher wohl nicht zu bekommen sein. Aber im Gegenzug für einige Cent Strompreiserhöhung könnten die Stromkunden ihren Strombedarf reduzieren, sobald sich mit intelligenten Stromzählern klassische Stromfresser wie Kühlschrank, Waschmaschine oder Trockner besser kontrollieren lassen. So werden die Verbraucher die Betriebszeiten an den tageszeitlich schwankenden Strompreis anpassen können. Wenn sie dann noch mit Blockheizkraftwerken ihren Strom im Keller selbst erzeugen und ins Netz einspeisen, können sie zu den Kursen einer europäischen Strombörse ihre überschüssige Energie sogar verkaufen. Und das dank eines dann hoffentlich engmaschigen intelligenten Stromnetzes bestimmt nicht zu negativen Preisen.