"Frühestens 2025"

Technik

Der Ausbau geht nur langsam voran. Bislang steht noch nicht einmal fest, wo die Trassen verlaufen und auf welcher Spannungsebene beim Gleichstrom gearbeitet werden kann.

23. Februar 2017

Auf den Baustellen großer Infrastrukturprojekte hat sich Deutschland in den letzten Jahren mehrfach nicht gerade weltmeisterlich gezeigt: Bahnprojekte verzögern sich um Jahre und kosten am Ende deutlich mehr als geplant. Flughäfen werden nicht fertig, die Elbvertiefung dümpelt seit Jahren vor sich hin. Und auch bei dem Ausbau der Übertragungsnetze für Strom, eine entscheidende Basis für die bisherige Politik der Energiewende, kommen wichtige Projekte immer mehr ins Stocken.

Am Anfang schien alles recht einfach: Die enormen Mengen Windstrom, die vor allem im industrie- und bevölkerungsschwachen Norden erzeugt werden, sollten durch ein großzügig ertüchtigtes Übertragungsnetz in den verbrauchsstarken Süden abgeleitet werden, wo die Masse der noch abzuschaltenden Kernkraftwerke steht.

Große Ursache große Wirkung

Der dazu notwendige Ausbau des Wechselstrom-Höchstspannungsnetzes mit mehreren Korridoren und vier neuen Gleichstromtrassen war schnell im Netzentwicklungsplan festgeschrieben, mit der quasi per Gesetz der Ausbau durch die vier großen Netzbetreiber garantiert werden sollte.

Im November 2012 hatten die vier Netzbetreiber den Netzausbauplan 2022 durch die Bundesnetzagentur bestätigt bekommen. Von 74 vorgeschlagenen Verstärkungen oder Neubauten waren 51 aufgenommen und zu 36 Projekten zusammengefasst. Darunter war auch erstmals die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) über jeweils mehrere Hundert Kilometer Trassenlänge: vier große Gleichstromkorridore mit Leitungskapazitäten von jeweils zwei Gigawatt in Nord-Süd-Richtung.

Diese wurden mit spitzen Strich in die Landkarten gemalt, wenngleich damals noch niemand recht sagen konnte, welche Auswirkungen der Einsatz dieser Gleichstromkabel auf das vor- und nachgelagerte Netz haben würde und wie sie sich überhaupt technisch und nicht zuletzt politisch in dem dicht besiedelten Deutschland umsetzen lassen.

Tempo per Gesetz?

Es war der Druck des Faktischen aus der Energiewende: Schließlich muss der Ertrag der großen Offshore-Felder in Nord- und Ostsee und der Windparks an Land irgendwie in den Süden, um das Gleichgewicht zwischen Bedarf und Angebot sichern und eine einheitliche Preiszone erhalten zu können. Doch bereits beim Ausbau der Wechselstrom-Höchstspannungstrassen sprossen die Bürgerinitiativen schneller aus dem Boden als die Masten etwa der Südwest-Kuppelleitung.

Trotz des Beschleunigungsgesetzes für den Stromtrassenbau (Netzausbaubeschleunigungsgesetz) verzögerten sich Projekte, wurden teurer und werden, um den Protesten die Spitze zu nehmen, immer mehr als Erdkabeltrassen gebaut.

Das scheint inzwischen zu greifen, wie auch Amprion bestätigt: »Der Netzausbau kommt in Fahrt, wir haben im letzten Quartal 2016 bereits 210 km fertig und weitere 205 km in Bau gehabt«, berichtet Pressesprecherin Solveig Wright.

273 Millionen € für 90 km

Für weitere 510 km laufe das Planfeststellungsverfahren. Zugleich haben Amprion und der belgische Netzbetreiber Elia jetzt den Auftrag für das Gleichstrom-Projekt Aachen Liège Electricity Grid Overlay (Alegro) als Teil der europäischen Stromautobahn. Zum Einsatz kommt dabei die HGÜ Plus-Technik von Siemens, die sich problemlos regeln lässt.

Für die 90 Kilometer lange 1 GW-Leitung werden 273 Mio. Euro aufgewendet, was durchaus Rückschlüsse auf die Kosten der künftigen Nord-Süd-Trassen zulässt.

Bei den vier Gleichstromtrassen war bald schon klar, dass hier die Erdverkabelung nicht nur an besonders neuralgischen Bereichen, sondern praktisch durchgehend erfolgen muss – auch wenn das teurer wird und zudem die Planungsverfahren verzögern würde.

2023, so die ursprüngliche Planung, sollte das neue Netz unter Strom sein. Doch das wird nicht mehr zu schaffen sein. »Die Planung der HGÜ wurde mit der Entscheidung für die Erdverkabelung komplett auf Null gestellt«, begründet die Tennet-Sprecherin Ulrike Hörchens.

HGÜ-Bauarbeiten noch bis 2025

Das habe rund zwei Jahre Zeit gekostet – sodass nunmehr nicht vor 2025 mit einer Inbetriebnahme zu rechnen sei. Die Bundesnetzagentur spricht ebenfalls nur noch von einem angestrebten Termin 2025.

Gegenwärtig läuft die Öffentlichkeitsbeteiligung hinsichtlich der Trassenverläufe, für die es noch mehrere Varianten gibt.

Man darf gespannt sein, welche Vogelschutzhabitate dabei auftauchen und wie sie verteidigt werden. Bei den Netzausbaumaßnahmen im Wechselstrombereich sei hingegen im Wesentlichen alles so weit im Plan, dass bis 2022 wichtige Projekte unter Spannung stehen. »Wir wissen, dass der Zubau der Erneuerbaren in den letzten Jahren schnell vorangekommen ist und die Netze instabiler sind.

Aber wir gehen nicht davon aus, dass die Gefahr eines Blackout größer geworden ist und die Verzögerung beim Bau der HGÜ nach 2022 bis zur Inbetriebnahme dieses Szenarios wahrscheinlich werden lässt«, so Hörchens.

Allerdings werden die Netzmanagement-Maßnahmen – abhängig vor alllem vom Windstromaufkommen – weiter zunehmen. Für die Netzausbauprojekte gibt es mittlerweile in den Regionen zunehmend Verständnis und Akzeptanz, heißt es auch bei 50 Hertz.

AC-Leitungen bis 2022

Das Unternehmen hat mit insgesamt vier ostdeutschen Bundesländern Transparenzvereinbarungen unterzeichnet, die die Einbeziehung der Öffentlichkeit in den Planungsprozess regeln. »Dabei setzen wir auf einen vertieften Dialog mit verschiedenen Anspruchsgruppen, ergänzt durch gemeinsam geplante Informationsveranstaltungen vor Ort«, sagt Pressesprecher Volker Kamm.

Durch die seit Ende 2015 bestehende gesetzliche Regelung, Leitungen zur Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) vorrangig als Erdkabel zu errichten und zu betreiben, entstehen eine Reihe neuer technischer Herausforderungen. Unabhängig von Dreh- oder Gleichstrom gilt: Erdkabel bringen Vor- und Nachteile mit sich. »In Abständen sind Verbindungsmuffen erforderlich, die nach derzeitigem Stand zugänglich bleiben müssen«, sagt Kamm.

Erfahrungswerte fehlen noch

Ferner ist die Lebensdauer eines Erdkabels mit rund 40 Jahren nur halb so lang wie die einer Freileitung. Hinzu kommt, dass nicht allein die Legung von Erdkabeln mit erheblichen Mehrkosten verbunden ist. Auch Wartung und Reparatur sind im Vergleich zur Freileitung nicht nur zeitaufwendiger, sondern auch kostenintensiver.

Zugleich hat die Erdverkabelung auch Vorteile, nicht nur bei der Sichtbarkeit. So kann die Trassenlänge bei einer Erdverkabelung deutlich kürzer sein. Wie weit der Eingriff in die Landschaft beim Bau der Trassen, der laut Tennet kaum vor 2020/21 beginnen wird, tatsächlich gehen wird, ist noch immer offen.

Erfahrungen im Gleichstrom-Erdkabel gibt es zwar auch in Deutschland, doch sind diese Kabel für die Anbindung von Offshore-Windparks mit 320 kV ausgelegt. Für die HGÜ mit ihrer Kapazität von jeweils 2 GW würde das die Verlegung von jeweils acht Strängen erfordern, der Baustreifen wäre dann am Ende bis zu 30 Meter breit und während der Schachtung müsste weiterer Raum für den Erdaushub und Baustraßen einkalkuliert werden.

Deshalb werden jetzt gemeinsam von allen vier ÜNB-Betreibern Feldversuche mit neuen Kabeln durchgeführt, die für bis zu 525 kV ausgelegt sind. Damit käme man, so die TenneT-Sprecherin, auch mit vier Strängen und der halben Trassenbreite hin.

Das geht ins Geld

Zu den Kosten halten sich alle Beteiligten bislang– schon wegen der noch offenen technischen Fragen – sehr bedeckt. Für einen Kilometer HGÜ mit vier GW wurden bei der Freileitungsvariante rund 1,5 Mio. Euro angenommen; bei der Erdverkabelung können die Kosten laut Volker Kamm durchaus auf das Fünffache ansteigen, bei extremen Bodenverhältnissen wird es noch teurer.

Hier könnten völlig neue Bautechnologien vielleicht noch für Abhilfe sorgen, die derzeit unter Hochdruck entwickelt werden. So hat die Firma Herrenknecht, ein Hersteller von Tunnelbohrmaschinen aus Baden-Wüttemberg, eine Mikrotunnelbohrmaschine entwickelt, die bis zu 1500 Meter lange Röhren mit einem Durchmesser von etwa 50 cm in den Untergrund fräst, ohne dass der Boden dazu abgetragen werden muss.

Bei Herrenknecht hält man Vortriebsgeschwindigkeiten von 10 Metern pro Stunde – inklusive der Kopplungsvorgänge – für realistisch.

Tunnelbau wie der Maulwurf

In 15 Tagen ließen sich nach dieser Prognose 1.000 Meter Kabelschutzrohr verlegen. In der hohen Verlegegeschwindigkeit steckt der entscheidende Schlüssel für die Wirtschaftlichkeit von E-Power Pipe. »Wir orientieren uns hierbei an den Kosten für die Verlegung im offenen Graben und da liegen wir mit unserem System deutlich darunter«, ist Marc Peters, Bereichsleiter bei Herrenknecht, überzeugt.

Auch die Kabelhersteller haben, nicht zuletzt aufgrund auch von Projekten in anderen Ländern, in den letzten Jahren ihre Produkte deutlich verbessert. Ein technologischer Meilenstein ist die 600 kV P-Laser-Technologie, die Prysmian 2016 auf den Markt gebracht hat. Es ist das weltweit erste voll recycelbare, umweltfreundliche HGÜ-Kabelsystem. P-Laser bezeichnet eine hochmoderne Technologie, die ein intern entwickeltes thermoplastisches Material einsetzt – bekannt als HPTE (High Performance Thermoplastic Elastomer).

Prysmian hat hiervon bereits mehr als 30.000 km Mittel- und Hochspannungskabel an Kunden in Italien, den Niederlanden und Spanien verkauft.

Hightech-Erdkabel

Die Herstellung der P-Laser Technologie erfolgt in einem durchgehenden Verfahren und kommt ohne chemische Reaktionen aus, um die für die dauerhafte elektrische Integrität von HGÜ-Isolierungen notwendigen Eigenschaften zu erreichen. Mit 3,5 GW pro Bipol habe man die höchste bisherige Nennleistung erzielt, so das Unternehmen.

Die erfolgreiche Prüfung für ein Spannungsniveau von 600 kV sei ein Beleg für die Qualität der P-Laser Isolationstechnologie, heißt es.

Die deutsche Gründlichkeit hingegen wird bei Prysmian eher skeptisch gesehen: »Erdkabel sind längst weltweit im Einsatz und müssen nicht, wie oft behauptet, erst noch erprobt werden. Befürchtungen, dass Erdkabel eine starke Strahlung und Hitze produzieren würden, sind unbegründet«, so ein Sprecher.

Wärmemanagement

Die Schirmung funktioniere nachweisbar durch die optimale Isolierung. Bei der in Deutschland üblichen Verlegetiefe von 1,70 Metern komme bei Volllast an der Oberfläche eine Erwärmung von etwa ein Grad Celsius an. Und wenn in Deutschland gar eine Erwärmung der Kabel auf 90 Grad Celsius zulässig wäre, könnten Leistung und Kosten noch günstiger werden – um 15 bis 20 Prozent.

Das würden sicher auch die supraleitenden Kabel bieten können, die der französische Kabelhersteller Nexans seit dem Jahr 2001 entwickelt hat und inzwischen auch industriell fertigt.

Dass diese Technik praktisch verlustfrei ist und auch geringere Kabelquerschnitte erlaubt, liegt in der Technologie begründet – allerdings gibt es durchaus auch noch Vorbehalte, wenn es um einen möglichen Einsatz in den HGÜ als Erdkabel geht. »Das ist eine sehr sensible Infrastruktur, bei der wir vor allem auf bewährte Technik setzen werden«, sagt Ulrike Hörchens salomonisch.

Erschienen in Ausgabe: 02/2017