So funktioniert das deutsche Stromnetz

Das deutsche Stromnetz ist eines der wichtigsten Stromnetze in Europa und von besonderer Bedeutung für die Energiewende. Es stammt aus einer Zeit, in der die Stromversorgung von wenigen zentral gesteuerten Großkraftwerken abhängig war. Heute speisen jedoch immer mehr kleine, dezentrale Stromerzeuger in die Verteilungsnetze mit Spannungsebenen von weniger als 110 kV ein. Diese Transformation stellt das Stromnetz vor Herausforderungen, denen mit unterschiedlichsten Instrumenten begegnet wird.

Das deutsche Stromnetz ist somit eine Art Einbahnstraße: Das Übertragungsnetz transportiert den Strom aus den konventionellen Kraftwerken in die Ballungszentren. Über Hoch-, Mittel-, und Niederspannungsnetze gelangt der Strom dann an industrielle Abnehmer und die kleinen Verbraucher. Die Anforderungen der Energiewende erstrecken sich daher auf alle Spannungsebenen.

In Deutschland wird der Strom in Höchstspannungsnetzen mit einer Spannung von 380 kV transportiert. Diese Netze dienen nur dem Transport, es sind keine Verbraucher angeschlossen. Das Höchstspannungsnetz verbindet die Kraftwerke mit den Umspannwerken und verbindet das Transportnetz eines Unternehmens mit dem des Nachbarn.

Der sogenannten HöS-Ebene kommt gerade hinsichtlich der Netzstabilität eine besondere Bedeutung zu: Innerhalb eines Verbundnetzes kann Leistung bei Kraftwerksausfällen bei einem Netzverlust von rund 3 % transportiert werden.

In Deutschland sind die vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW für das Übertragungsnetz zur überregionalen Versorgung und Übertragung im Höchstspannungsbereich verantwortlich. Alle Netzbetreiber (Anschlussnetzbetreiber, Bilanzkoordinator, Bilanzkreisverantwortlicher, Messstellenbetreiber, Übertragungsnetzbetreiber) finden Sie im Marktstammdatenregister der Bundesnetzagentur.

Das deutsche Verbundnetz ist seinerseits in das westeuropäische Höchstspannungsnetz eingebunden. Stromaustausch und Verbundbetrieb werden unter den Partnern in der 1951 gegründeten "Union für die Koordinierung des Transports elektrischer Energie" (UCTE) geregelt.

Das Hochspannungsnetz wird mit einer Nennleistung von 110 kV betrieben und versorgt das Mittelspannungsnetz. Zu einem kleinen Teil werden die Hochspannungsnetze aber auch direkt von einem Mittel- oder Spitzenlastkraftwerk versorgt.

In das Mittelspannungsnetz wird Strom über Umspannstationen aus einem Hochspannungsnetz eingespeist, indem die Spannung von Hochspannung auf Mittelspannung auf in der Regel 10 kV oder 30 kV transformiert wird. Im Mittelspannungsnetz wird Strom innerhalb der einzelnen Stadt- oder Landbezirke zwischen Netzstationen verteilt.

Die Netzstationen sind wiederum über Trennstellen mit dem Stromnetz verbunden, um sie im Falle einer Störung vom Stromnetz nehmen zu können, ohne den Betrieb des übrigen Netzes zu beeinträchtigen. Der direkte Anschluss von Endverbrauchern an das Mittelspannungsnetz ist eher selten.

Das Niederspannungsnetz ist das Stromnetz, das den elektrischen Strom zu den Endverbrauchern transportiert. Das Niederspannungsnetz wird mit einer Spannung von 0,4 kV und ist über Netzstationen mit dem Mittelspannungsnetz verbunden. Hier sind die meisten Verbraucher angeschlossen, die mit maximalen Lasten von 300 kW versorgt werden können. In das Niederspannungsnetz wird im Zuge der Energiewende immer häufiger auch z. B. Solarstrom eingespeist.

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Um im Stromnetz Strom von A nach B zu liefern zu können, bedarf es jedoch auch einer Vielzahl an Akteuren, die die Produktion koordinieren und den Stromfluss im Netz immer hinsichtlich der höchstmöglichen Stromnetzstabilität sicherstellen. Die Akteure übernehmen dabei einzelne oder auch mehrere Funktionen, sogenannte Rollen.

Stromerzeuger - auch Energieversorger bzw. Energieversorgungsunternehmen (EVU, EltVU) genannt - betreiben Kraftwerke, um elektrische Energie zu erzeugen, die dann in die Stromnetze eingespeist wird. Neben den die vier größten Stromerzeuger in Deutschland (RWE, E.ON, Vattenfall und EnBW) gibt es eine Vielzahl mittelgroßer Produzenten, vor allem lokale oder regionale Stadtwerke. Daneben gibt es mehrere Millionen Privatpersonen als Stromerzeuger, die z. B. Solarstrom mittels Photovoltaikanlage auf dem eigenen Dach erzeugen.

Der Stromversorger – auch Stromanbieter oder Stromlieferant genannt – beliefert seine Kunden mit Strom über ein Verteilungsnetz. Die mehr als 1300 Versorger in Deutschland kümmern sich darum, dass der Kunde immer ausreichend mit Strom versorgt ist. Dazu meldet der Stromversorger dem Netzbetreiber täglich den prognostizierten Stromverbrauch an.

Die Stromversorgung ist dabei häufig auf die Lieferung beschränkt, indem der Stromversorger Strom über organisierte Handelsplätze wie die Strombörse in Leipzig oder durch direkte Handelsgeschäfte zwischen Geschäftspartnern einkauft und an seine Kunden verkauft. Er sorgt außerdem für einen reibungslosen Ablauf aller Prozesse im Hintergrund und übernimmt in der Regel die Abrechnung aller Abgaben und Umlagen, die zusätzlich zum Strompreis anfallen.

Der Lieferant mit den meisten Haushaltskunden in einem Stromnetzgebiet ist der jeweilige Grundversorger. Dieser muss allgemeine Bedingungen und allgemeine Preise für die Versorgung in der Niederspannung öffentlich bekannt geben, im Internet veröffentlichen und zu diesen Bedingungen und Preisen jeden Haushaltskunden versorgen.

Der Transport des Stroms wird von den Netzbetreibern sichergestellt. Sie sind daher verantwortlich für den Bau, Ausbau, Instandhaltung und Betrieb des deutschen Stromnetzes. Zum Verantwortungsbereich eines Stromversorgers gehören sowohl Übertragungsnetze, als auch weit verzweigte Verteilernetze in Städten und am Land in einem festgelegten Netzgebiet. Dies führt dazu, dass der Letztverbraucher zwar den Stromanbieter wechseln kann, der Netzbetreiber bleibt jedoch immer derselbe.

In den meisten Fällen betreibt der Netzbetreiber auch die Messstelle, also den Stromzähler. Alternativ können Stromzähler auch vom Stromversorger, die zum Messstellenbetrieb berechtigt sind, installiert und betrieben werden.

Die Verbraucher – im Stromnetz Letztverbraucher genannt – sind die Kunden der Stromversorger und zahlen für den verbrauchten Strom einen Grund- und einen Arbeitspreis an den Lieferanten, den Netztarif an die Netzbetreiber und Stromsteuern an den Staat. Die meisten Letztverbraucher sind Haushalte, rund 45 Mio. Sie sind zahlenmäßig sehr viele und verbrauchen einzeln wenig Strom. Daneben gibt es weniger Endverbraucher wie Gewerbebetriebe und große Industriekunden, die aber einzeln deutlich mehr Strom abnehmen.

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Das deutsche Stromnetz muss sich im Zuge der Energiewende und dem Atom- sowie Kohleausstieg ständig anpassen und transformieren.

Besonders herausfordernd ist zum einen die regional unterschiedliche Erzeugung von Ökostrom. Erneuerbarer Strom aus Windenergie wird vorrangig im Norden und Osten sowie auf See erzeugt, wo der Wind besonders stark weht. Die größten Stromverbraucher - allen voran große Industriebetriebe - befinden sich aber im Süden und Westen Deutschlands.

Im Zuge der Energiewende sollen in den nächsten Jahren laut Bundeswirtschaftsministerium über 7.500 Kilometer im Übertragungsnetz optimiert, verstärkt oder neu gebaut werden. Eine besondere Rolle spielen hierbei die Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen (HGÜ-Leitungen), die sogenannten Stromautobahnen, wie SuedLink oder SuedOstLink.

Dabei steht vor Allem der Ausbau der Höchst- und Hochspannungsnetze von Norden nach Süden in der Kritik. Kritiker werfen dem Bund vor, den nötigen Ausbau nur als Argument zu nutzen, die Erneuerbaren Energien weniger schnell auszubauen als es der Klimaschutz gebietet. Wieder andere sagen, dass gerade der dezentrale Ausbau von kleineren Erzeugern und Speichern den Ausbaubedarf des deutschen Stromnetzes deutlich reduzieren würde.

Zudem wird das Wie diskutiert. Denn in Deutschland wird der erzeugte Strom oft über Freileitungen oder auch Überlandleitungen geleitet. Da es keiner Isolierung bedarf und die Leitungen frei verlegt werden, ist der Ausbau des Stromnetzes mit Freileitungen günstig und geht vergleichsweise schnell.

Aber die Akzeptanz der von den Freileitungen betroffenen Anwohnern ist natürlich gering. Daher werden in vielen Gegenden Erdkabel gefordert und auch nach vielen Protesten letztlich verlegt. Dies ist zwar teurer, aber der Stromnetzausbau kommt voran. Und dies senkt wiederum die gesamtwirtschaftlichen Kosten.

Dem verstärkten Einsatz von Erdkabeln wird jedoch die Wärmeentwicklung des Erdkabels und die damit verbundene Beeinträchtigung des Ökosystems im das Erdkabel umgebenden Erdreich als Nachteil angelastet.

Aufgrund der teils noch fehlenden Netz- und Speicherkapazitäten an häufig Windstrom kommt es auch zu der Situation, dass das Stromnetz zu überlasten droht. Dann kommt es zum sogenannten „Redispatch“.

Unter Redispatch versteht man Eingriffe in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken, um Leitungsabschnitte vor einer Überlastung zu schützen. Droht an einer bestimmten Stelle im Stromnetz ein Engpass, werden Kraftwerke diesseits des Engpasses, wenn z. B. im Herbst an der Nordseeküste viel Wind weht, angewiesen, ihre Einspeisung zu drosseln.

So mussten in den Netzgebieten von 50Hertz und TenneT mussten in den letzten Jahren immer häufiger Windkraftanlagen aufgrund von Engpässen im Stromnetz abgeregelt werden. Im Jahr 2019 war die dadurch abgeregelte Arbeit mit fast 6.500 GWh so hoch wie noch nie.

Andere Anlagen jenseits des Engpasses müssen dann ihre Einspeiseleistung erhöhen. Auf diese Weise wird ein Lastfluss erzeugt, der dem Engpass entgegenwirkt.

Dieser Redispatch verursacht jedoch Kosten. Laut dem Abschlussbericht „Kosten- oder Marktbasiert? Zukünftige Redispatch-Beschaffung in Deutschland“ lagen die Kosten für Redispatch und Einspeisemanagement (EinsMan) im Jahr 2018, einschließlich der Kosten für die Vorhaltung der sogenannten Netzreserve, bei knapp 1,5 Mrd. Euro. In 2017 erreichten die Kosten ebenfalls 1,5 Mrd. Euro. 2018 waren etwa 4 % der Stromerzeugungsmenge in Deutschland von Redispatch-Maßnahmen betroffen.

Ein Teil der Redispatchmaßnahmen im Übertragungsnetz wird auch zur Spannungshaltung angewiesen. Bei Reduktion von konventionellen Kraftwerkskapazitäten im Stromversorgungssystem und daraus resultierend der steigenden Transportentfernungen in den Übertragungsnetzen wird zukünftig ein erhöhter Bedarf zur Blindleistungskompensation bestehen.

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Zum anderen steht die Befürchtung im Raum, dass der immer weiter steigende Anteil an fluktuierender Stromerzeugung aus Wind und Solar zu Blackouts führen könnte. Dies wird darin begründet, dass die „rotierende Massen“ von Großkraftwerken wegfallen, die bisher Garant für die Stromnetzstabilität waren.

Elektrische Energie muss immer genau dann erzeugt werden, wenn der Verbraucher sie benötigt. Denn das Energienetz selbst kann keine elektrische Energie speichern, sondern nur transportieren. Um das Stromnetz „stabil“ zu halten, muss also immer so viel Strom produziert werden, wie auch gerade verbraucht wird. Die Aufgabe, das deutsche Stromnetz zu stabilisieren, oblag seit jeher den konventionellen Kraftwerken.

Kurzzeitige Lastschwankungen werden von diesen Kraftwerken mit der sogenannten „Momentanreserve“ ausgeglichen. Diese bezeichnet die rotierende Masse der ans Netz angeschlossenen Synchrongeneratoren sowie die der mit ihnen verbundenen Turbinen.

Durch die Drehung des Magnetfeldes wird in den Spulen des Stators elektrischer Strom erzeugt (Induktion), der dann ins Netz eingespeist wird. Die Drehzahl des Rotors bestimmt die Frequenz des eingespeisten Wechselstroms. Daher sind die „rotierenden Massen“ wichtig für die Frequenzhaltung des Stromnetzes und damit für die Systemstabilität. Das Netz kann die Trägheit der „rotierenden Massen“ sehr gut zur Frequenzregelung nutzen.

Bei einer Lasterhöhung geben sie sofort Energie an das Netz ab und verlieren im Gegenzug mechanische Rotationsenergie, sie werden abgebremst. Bei einer Lastverringerung verhält es sich genau umgekehrt. Dies ist ein natürliches Verhalten der Generatoren und bedarf keiner Beeinflussung von außen.

Da deren Drehzahl allerdings in einem engen Bereich gehalten werden muss, wird diese stetige Drehzahländerung nur kurzzeitig zugelassen. Sobald es eine Drehzahländerung gibt, wird der Dampfzustrom über ein Regelventil so angepasst, dass die Drehzahl wieder konstant gehalten wird.

Werden Wind- und Solarkraftwerke lediglich so an das Stromnetz angeschlossen, dass sie „ungeregelt Energie einspeisen und jegliche Laständerungen von den Speichern der verbleibenden großen Kraftwerke ausgeglichen werden müssen, können sie zu einer Beeinträchtigung der Stromnetz-Stabilität führen.

Erneuerbare Energien werden meistens über Umrichter an das Netz angeschlossen. Die typische Umrichterregelung passt die Frequenz und Phase des erzeugten Stroms an die Netzspannung an. Mit Hilfe des Umrichters ist es jedoch möglich, auch erneuerbare Energien zu einem ähnlich netzdienlichen Verhalten wie die Schwungmassen der konventionellen Kraftwerke einzusetzen.

Erneuerbare Energien insb. Windkraftanlagen besitzen jedoch auch physisch rotierende Massen, nämlich den Generator und die Flügel, und können diese ebenfalls kurzfristig beschleunigen oder abbremsen, sodass auch Windenergieanlagen Momentanreserve liefern können.

Das 2020 abgeschlossene Forschungsprojekt „GridLoads“ vom Fraunhofer IEE und der MesH Engineering GmbH zeigt jetzt deutlich, dass moderate Abrufe netzstabilisierender Leistungen grundsätzlich keine kritische Belastung der mechanischen Komponenten darstellen, wenn die Regelungsmodule der Windkraftanlagen zuvor für die neue Aufgabe gerüstet werden. Auch mit Netzpendelungen oder der Umschaltung von Stufentrafos kommen Windkraftanlagen problemlos zurecht.

Die dadurch verursachten Schwingungen sind so gering, dass die Komponenten keinen Schaden nehmen. Die Minderung der Netzträgheit durch die vermehrte Einspeisung von Windenergieanlagen lässt sich also in den allermeisten Situationen durch die Anlagen selbst ohne Probleme ausgleichen.

Lediglich bei einigen seltenen, speziellen Netzfehlern wie dem Auftreten von großen Leistungsdefiziten oder -überschüssen etwa durch den Ausfall eines Kraftwerks oder durch die fehlerbedingte, spontane Bildung eines Inselnetzes („System Split“), müssen Windenergieanlagen schlagartig ausreichend Kompensationsleistung bereitstellen, indem sie sehr schnell das Generatormoment erhöhen, was einen Stoß auf den Triebstrang und damit eine übermäßig hohe mechanische Belastung von Triebstrang und Turm zur Folge hat.

Diesem Problem können man laut „GridLoads“ aber u.a. mit der Erweiterung der Überlastfähigkeit und mit zusätzlichen Komponenten wie Batterien oder auch Superkondensatoren als Kurzzeitspeicher begegnen. Sie sind in der Lage, die benötigten hohen Leistungen innerhalb kürzester Zeit bereit zu stellen.

Ein weiterer Faktor für die Netzstabilität ist das Spannungsverhalten, welches lokal über die Bereitstellung von positiver bzw. negativer Blindleistung geregelt wird. Besonders die Spannungsregelung im transienten Bereich erfolgt derzeit mittels Synchrongeneratoren, sodass bei zunehmender Verdrängung ebendieser ein deutlicher Einfluss auf die Spannungsstabilität zu erwarten ist.

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Ein weiteres Problem besteht darin, dass die Einspeisung von Solar- und Windenergie wetter- und saisonal bedingt schwankt. Mit ihrem fortschreitenden Ausbau werde der Bedarf an kurz- und längerfristigen (Last-)Ausgleichsmöglichkeiten zwischen Angebot und Nachfrage weiter steigen.

Denn um ein Stromnetz im „Gleichgewicht“ zu halten, müssen einerseits die Kraftwerke in der Lage sein, ihre Stromproduktion hoch- und herunterfahren zu können. Kurzfristige Nachfrageschwankungen, Kraftwerksausfälle und der wetterabhängige Wind- und Solarstrom können durch die Bereitstellung von Regelenergie zum Beispiel mit Hilfe von schnell anfahrbaren Gasturbinenkraftwerken oder zunehmend auch Biogas-Blockheizkraftwerken (BHKW) ausgeglichen werden.

Als weitere Regelungsmöglichkeit kommen Stromspeicher in Frage, die je nach Bedarf als Stromquelle oder -senke fungieren. So können Stromspeicher auch kurzfristig z. B. Regelenergie aus Solaranlagen bereitstellen und auch aufnehmen. Betreiber von Solarstromspeichern können so am Regelenergiemarkt relevante Zusatzerlöse erzielen.

Andererseits können in Zeiten, in denen die Stromerzeugung niedrig und die Nachfrage groß ist, auch die Stromverbraucher selbst entsprechend geregelt werden (Laststeuerung oder englisch auch Demand-Side-Management (kurz DSM) bzw. Demand-Side-Response (DSR)).

Eine Schlüsselrolle kommt bei der Vermeidung von Fluktuationen im Stromnetz der Sektorenkopplung zu. Unter dem Begriff Sektorkopplung wird die Vernetzung aller energiebereitstellenden Sektoren mit allen energieverbrauchenden Sektoren beschrieben. Dies schließt nicht nur die elektrische Energie ein, sondern auch die Nutzung, Speicherung und Umwandlung von Wärme und chemisch gebundener Energie.

Indem z.B. überschüssiger Ökostrom in Wasserstoff umgewandelt werden kann, um ihn später wieder zu verstromen oder als Kraftstoff im Verkehr einzusetzen, kann das zeitliche und räumliche Profil des regenerativen Energieangebots und der Energienachfrage gerade hinsichtlich des Klimaschutzes noch besser in Einklang gebracht werden.

So kann die Sektorenkopplung nicht nur dienen, die Versorgungssicherheit, insbesondere bezogen auf Dunkelflauten, zu verbessern, und den Bedarf am Ausbau der elektrischen Übertragungsnetze zu reduzieren, auch die Nachfrage nach Energiedienstleistungen, die elektrisch nicht oder nur sehr schwer bereitzustellen sind (z. B. Hochtemperaturwärme in der chemischen Industrie oder die Antriebsenergien für Schiffe und Flugzeuge) bedienen helfen.

Aber nicht nur Erneuerbare Energien verursachen Fluktuationen. Auch der Stromhandel. 2017 haben Benjamin Schäfer und Marc Timme, Wissenschaftler am Göttinger Max-Planck-Institut für Dynamik und Selbstorganisation (MPIDS), nachgewiesen, dass das europäische Stromnetz alle 15 Minuten besonders starke Schwankungen zeigt.

Dies ist genau der Zeitraum, in dem sich Erzeuger auf dem Strommarkt in Europa auf eine neue Verteilung für die Erzeugung einigen und sich damit auch ändert, wo wie viel Strom in das Netz eingespeist wird. Damit wurde nachgewiesen, dass mindestens in Europa der Stromhandel einen wesentlichen Beitrag zu den Schwankungen der Netzfrequenz liefert.

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Intelligente Stromnetze (Smart-Grids) kombinieren Erzeugung, Speicherung und Verbrauch. Eine zentrale Steuerung stimmt sie optimal aufeinander ab und gleicht somit Leistungsschwankungen – insbesondere durch fluktuierende erneuerbare Energien – im Netz aus.

Um Erzeugung und Verbrauch bei zunehmender dezentraler Einspeisung aufeinander abzustimmen, ist die Kommunikation - der elektronische Datenaustausch bzw. die digitale Kommunikation - zwischen den einzelnen Akteuren des Strommarktes von besonderer Bedeutung.

Das bedeutet, dass in einem Smart-Grid nicht nur Energie sondern auch Daten transportiert werden, sodass Netzbetreiber in kurzen Abständen Informationen zur Energieproduktion und -verbrauch erhalten.

Herzstück eines Smart Grid sind intelligente Messsysteme, die sogenannten "Smart Meter". Sie stellen eine gesicherte, digitale Kommunikation zwischen den einzelnen Verbrauchern und dem Stromnetz sowie den Energieversorgungsunternehmen her.

Smart Meter registrieren den Stromverbrauch und übertragen zum Beispiel die Verbrauchsdaten verschlüsselt zur Abrechnung an den Lieferanten. Der Kunde erhält ein genaues Bild seines Verbrauchs. Der Netzbetreiber bekommt wichtige Informationen über die Situation vor Ort und kann das Stromnetz damit besser steuern.

Dabei gelten strenge, gesetzliche Datenschutzregelungen. Zusätzlich prüft das Bundesamt für Sicherheit in der Informationstechnik (BSI) umfangreich die IT-Sicherheit, bevor Smart Meter eingesetzt werden dürfen. Hierfür gelten spezielle Sicherheitsanforderungen, die mit dem Niveau von Banken vergleichbar sind.

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