Supergrid für Europa?

Technik

Erneuerbare - Sie sind dabei, sich ihren Platz zu erobern. Ein Supergrid ist im Gespräch, um die damit verbundenen Herausforderungen bei der Strom-übertragung zu meistern. Doch die Umsetzung birgt konzeptionelle Probleme.

29. April 2010

Bei landseitigen Erzeugern wie Windkraft-, Biomasse- und Solaranlagen geht es bei der Frage der Netzanbindung um die Integration ins bestehende Netz und damit um Netzertüchtigung. Seegestützte Systeme erfordern völlig neue Netzverbindungen. Neben Wellen- und Gezeitenkraftwerken betrifft dies vor allem Offshore-Windenergie. Nicht zuletzt die Aktivitäten großer europäischer Energieunternehmen wie EDF, E.on, Statoil, RWE oder Vattenfall belegen: Sie hat das Potenzial, noch in diesem Jahrzehnt einen signifikantenAnteil am europäischen Strommix zu übernehmen.

Europas Offshore-Zukunft spielt sich in der Nordsee, der Irischen See und der Ostsee sowie im Englischen Kanal ab. In zentral- und nordeuropäischen Gewässern drehen sich Ende 2009 Windkraftanlagen mit einer Gesamtkapazität von rund 2,1GW. Der Umfang der künftigen Stromerzeugungskapazitäten ist nur schwer abzuschätzen, einige der bereits genehmigten Parks dürften erfahrungsgemäß später als geplant oder auch gar nicht in Bau gehen.

Das Projekt ›OffshoreGrid‹ im Rahmen des EU-Programms Intelligent Energy Europe geht in einer Studie von knapp 30GW bis 2020 allein in der Nordsee aus, zusammen mit den Anlagen in der Ostsee, dem Kattegat, der Irischen See und dem Englischen Kanal könnten es 43GW werden. Nach einer weiteren Dekade hätte sich die installierte Offshore-Leistung im nördlichen Europa noch einmal auf 126GW fast verdreifacht, prognostiziert die Studie.

Die Erzeugung von Offshore-Windstrom in der Nordsee und anliegenden Gewässern hat zwei respektable Nachteile. Erstens ist die Windenergie auch auf dem Wasser eine fluktuierende Energiequelle: Der Wind weht zwar kräftig, aber eben nicht immer. Zweitens fehlt es an Verbrauchern vor Ort. Viel Energie und kein Netz kennzeichnen die Seegebiete. Fluktuation und Verbrauchsferne – beides ruft nach einem europäischen Offshore-Stromnetz.

Die Politik hat das längst erkannt. Vor anderthalb Jahren formulierte die Europäische Kommission in ihrer Second Strategic Energy Review: »Es sollte ein Nordsee-Offshorenetz entworfen werden, das die nationalen Stromnetze in Nordwesteuropa miteinander verbindet und die zahlreichen geplanten OffshoreWindprojekte mit einbezieht.« Für die Strategen in Brüssel soll das aber erst der Anfang sein. Sie stellen sich bereits ein umfassendes Supernetz vor:

»Zusammen mit dem Mediterranean Ring und der Baltic Interconnection sollte es zu einer Keimzelle eines zukünftigen europäischen Supernetzes werden.«

Verbindung europäischer Märkte

Das ist Zukunftsmusik, realistischerweise beschäftigt die Branche erst einmal ein Offshore-Netz im nördlichen Europa. Drei wesentliche Vorteile sind damit verbunden. Erstens: Die Strommärkte »verflüssigen« sich, wie Projektkoordinator Jan De Decker es formuliert. »Das läuft auf geringere Verbraucherpreise durch einen angemessenen Wettbewerb hinaus.« Zum zweiten verbindet das Netz nicht nur Märkte, sondern auch Hardware-Erzeugungskapazitäten in ganz Europa. Das erlaubt den schnellen Eingriff in Notfällen, etwa bei großflächigen Blackouts oder sonstigen Netzstörungen.

Jens Tambke von der Universität Oldenburg weist darauf hin, dass es dabei keineswegs nur um Notfälle gehen muss. Er steuert zum Offshore-Grid-Projekt Windfeldsimulationen bei, mit denen sich die mögliche Windleistung auf Basis empirischer und modellierter Daten vorherbestimmen lässt. Dazu gehören im Sommer auch windschwache Zeiten.

Verstetigung fluktuierender Erzeuger

»Im September 2007 hatten wir eine ganze Woche lang eine Flaute, in der nur sehr wenig Windleistung am Netz war, onshore wie offshore.« Ein europaweites Netz, das die Offshore-Windparks (OWP) einschließt, sorge für eine Verstetigung der Windkraft. Es sollte aber unbedingt durch andere Energieträger ergänzt werden. »Insbesondere durch Solarenergie«, sagt Tambke, »zum Beispiel im Verhältnis von 40 Prozent Solar zu 60 Prozent Wind. Zusätzlich sollten möglichst viele neue Pumpspeicher gebaut werden.«

Auf der internationalen Konferenz ›Offshore Wind & Transmission‹ Ende März in Hamburg zeigte Jan van de Putte von Greenpeace auf, dass eine installierte Windkraftleistung von 68GW in der Nordsee in Verbindung mit einem Offshore-Netz ausreicht, um den Windstrom auf ein Minimumangebot von 32GW zu verstetigen.

Der dritte Vorteil ist die ökonomische Entlastung der OWP. Die Übertragungsnetzbetreiber sind laut Gesetz verpflichtet, die Ankoppelung der Parks in ihrem Regelbereich sicher- zustellen. Es ist daher kosteneffektiv, diese zu Clustern zusammenzufassen und sie dann mit einer Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ, HVDC) mit dem Anlandungspunkt an der Küste zu verbinden. Das wäre der Ausgangspunkt eines transnationalen Netzes.

Für die Offshore-Netztopologie gäbe es dann mehrere Optionen: So ließen sich etwa zusätzliche Netzkapazitäten schaffen, indem man Offshore-Umspannwerke mit einem zweiten Anlandungspunkt verbindet oder die Umspannwerke durch eine zusätzliche Leitung untereinander. Diese Anordnung wäre dann erheblich kostengünstiger als eine spezielle, direkte Verbindung zwischen den Ländern plus einer unabhängigen Offshore-Anbindung oben drauf.

Praxis-Erfahrung fehlt

Denkbar wäre auch eine Wechselstrom-Übertragung verschiedener OWP an unterschiedliche Anlandungspunkte und die Gleichstrom-Verbindung dieser Punkte. Wissenschaftler Tambke glaubt an eine Hybrid-Typologie des Netzes, die mehrere Varianten einschließt.

Die Netzbetreiber, direkt über die Anbindungspflicht mit den OWP konfrontiert, halten sich in der Diskussion relativ zurück. »Es ist ohne Frage vernünftig, die Offshore-Stromerzeugung aus der Gesamtperspektive zu betrachten«, unterstreicht zwar Joëlle Bouillon, Unternehmenssprecherin der Transpower Übertragungs GmbH, ehemals E.on Netz. Sie fragt aber nach dem regulatorischen Rahmen ebenso wie nach dem technischen Konzept. »Nach Stand der Dinge kommt HGÜ in Frage. Aber ist das als Netz vorstellbar?«

Dafür fehlen tatsächlich bisher praktische Erfahrungen. Die klassische HGÜ-Technik wird benutzt, um asynchrone Netze miteinander zu verbinden – das ist mit konventionellen Drehstromverbindungen nicht möglich. Der Haupteinsatz ist aber seit Jahren die Übertragung von großen Wirkleistungsmengen über weite Distanzen, denn bei langen Strecken wäre die Übertragung von Drehstrom nicht mehr wirtschaftlich. Aufgrund der geringeren Verluste der HGÜ geht weniger Energie verloren.

ABB beispielsweise hat eine Vielzahl von HGÜ-Trassen in Skandinavien verwirklicht. Auch Transpower weist entsprechende Erfahrung vor – so hat das Unternehmen etwa Ende 2009 den HGÜ-Anschluss des Offshore-Parks ›Bard I‹ über 200 km fertig gestellt und die entsprechenden Tests erfolgreich absolviert. Der Haken: Bisher sind solche Verbindungen nur als Verbindung von einem Punkt zu einem anderen ausgeführt worden, betont De Decker.

Also bleibt das Supernetz ein Wunsch ohne passende Technik? Das müsse nicht so sein, sagt De Decker. Es gebe eine neue Technologie – die sogenannte Voltage Source Convertors (VSC) HVDC. »Sie eignet sich gut für die Verknüpfung von Offshore-Windparks und Onshore-Stromnetzen«, sagt er. »Außerdem bietet die VSC HVDC noch andere Vorteile für große Offshore-Windparks. So kann sie Blindleistung zur Verfügung stellen.«

Der Director Technical Marketing & Innovations bei Siemens, Dietmar Retzmann, bestätigt den Vorteil der neuen Technologie: »Mit der VSC HVDC-Technologie können Multi-Terminal-Systeme wesentlich einfacher aufgebaut werden, da man mit VSC im Gegensatz zu LCC auch den Strom umkehren kann, was das Umsteuern der Lastflüsse erheblich erleichtert.«

Die Uhr tickt

Eigentlich ideale Voraussetzungen – De Decker schüttet aber gleich anschließend Wasser in den Wein. »VSC HVDC ist bislang auch nur wie die klassische HGÜ in Punkt-zu-Punkt-Verbindungen eingesetzt worden.« Er weist auf Anbindungen von norwegischen Offshore-Ölplattformen und auf ein Seekabel zwischen Finnland und Estland hin. Mit einer Netzstruktur fehlen praktische Erfahrungen, die Entwicklung läuft.

Gleichgültig, mit welchen technischen Konzepten das Supernetz realisiert wird, es wird die dann bestehenden Anschlüsse nicht nutzen können. Ein Supernetz erfordert neue Anschlüsse der Parks. »Ein Supernetz kommt immer oben drauf«, beschreibt Bouillon das Dilemma. »Andocken gibt es bei dieser Technik nicht.«

Stehen die Windräder erst, wird der Park auch angeschlossen – und zwar konventionell. Das könnte bald sein: Viele OWP vor Großbritannien, Deutschland, den Niederlanden, Belgien und Skandinavien stehen kurz vor Baubeginn. Denjenigen, die das Supernetz propagieren, läuft also möglicherweise die Zeit weg. <

Jörn Iken

Erschienen in Ausgabe: 04/2010