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Energieversorgung: Erdkabel statt Überlandleitung

Deutschland braucht neue Stromnetze, damit alternative Energieträger ausgebaut werden können. Diese Stromtrassen können auch unter der Erde laufen - aber zu einem hohen Preis.
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"Not in my backyard" – "nicht vor meiner Haustür": Daran fühlt man sich in Deutschland bisweilen erinnert, wenn es um die Energieversorgung der Bundesrepublik geht. Denn in der Diskussion über unsere Energiezukunft, vor allem aber bei der praktischen Umsetzung all der großen Pläne zur Abschaltung vor Kernkraftwerken und dem Ausbau erneuerbarer Energien, werden derartige Einwände wahrscheinlich eine zunehmende Rolle spielen. Wer noch für die Atomkraft ist, möchte vielleicht trotzdem nicht unmittelbar neben einem Meiler wohnen, wer alternative Energien bevorzugt, lehnt womöglich Anblick und Geräuschpegel eines Windrads vor dem eigenen Küchenfenster ab. Dieser Eindruck kommt zumindest auf, wenn man sich die zahlreichen Bürgerinitiativen betrachtet, die bei entsprechenden Projekten rasch entstehen.

Das gilt auch für die laut der jüngsten Studie der Deutschen Energieagentur (Dena) aus dem Jahr 2010 erforderlichen gut dreieinhalbtausend Kilometern neuer Hochspannungsleitungen, mit der Strom aus Windenergie – der vor allem im Norden produziert, aber im Süden und Westen gebraucht wird – über das Land transportiert werden soll. Sie sind dringend nötig, denn das Netz stößt immer häufiger an seine Kapazitätsgrenzen.

Der Netzbetreiber 50-Hertz zum Beispiel, der das Übertragungsnetz im Nordosten der Republik betreibt, verzeichnete im Jahr 2006 noch insgesamt 80 so genannte "Gefährdungstage" im Sinne des Energiewirtschaftsgesetzes. Damit sind solche Tage gemeint, an denen der Netzbetreiber in den Stromerzeugungsmarkt eingreifen und etwa Kraftwerke vom Netz nehmen muss, weil zu viel Windstrom ins Netz drängt. Der Windstrom genießt Priorität bei der Einspeisung. Die Zahl dieser Gefährdungstage stieg im 50-Hertz-Netz zwischen 2006 und 2009 auf 197 Tage.

Schleppender Ausbau

Während der letzten Jahre wurden außerdem nur 100 Kilometer neuer Trassen errichtet, obwohl die Dena in ihrem Gutachten aus dem Jahr 2005 mindestens 850 Kilometer gefordert hatte – der Ausbau erscheint also zwingend. Eine auch von Umweltverbänden und Bürgerinitiativen befürwortete Alternative für die dafür nötigen herkömmlichen Masten und Drähte wären Gräben und Kabel. Unterirdisch verlegt stören Stromleitungen zumindest nicht das Landschaftsbild, so lautet das rationale Argument – und "was man nicht sieht, macht einem auch keine Elektrosmog-Angst" das eher irrationale.

Beide sind zwar leicht widerlegbar – auch für vergrabene Hoch- und Höchstspannung müssen Trassen freigehalten werden. Und anderthalb Meter tiefe Kabel umgeben den, der über ihnen steht, mit deutlich stärkeren magnetischen Feldern als jenen, der elf Meter unter einer Freileitung spazieren geht. Doch unterirdische Stromleitungen könnten in Zukunft durchaus eine weit wichtigere Rolle spielen als bislang.

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Stromnetz | Unsere heutigen Stromnetze sind nur schlecht auf die Zunahme der alternativen Energieerzeuger vorbereitet. Um Schwankungen im Netz auszugleichen – etwa bei Flaute für die Windkraft –, müssen die Energieversorger konventionelle Kraftwerke auf Abruf bereitstellen.
Armin Schnettler vom Institut für Hochspannungstechnik der RWTH Aachen betont, dass sich auch durch die Kehrtwende in der Kernenergiepolitik nach Fukushima "die Vorzeichen insgesamt nicht geändert haben": Die zweite deutsche Netzstudie (DENA-II-Studie) vom vergangenen Jahr sei bereits von einem deutlich höheren Anteil von außerhalb der Industriezentren produzierter Alternativenergie ausgegangen, die neue Trassen benötige. Ein Teil der neuen Trassen – etwa in Siedlungsnähe – werde dabei sicher unterirdisch verlegt werden.

Doch während das im Niedrigspannungsbereich kurz vor dem Endverbraucher über kurze Distanzen kein Problem und heute auch schon weit gehend Standard ist, sind Fernleitungen unter Höchstspannung mit Wechselstrom unter der Erde eine echte Herausforderung. Sie kosten mehr, müssen aufwändig isoliert werden, haben vor allem an den Kabelenden ihre Schwachstellen und verlieren durch die so genannte Blindleistung über lange Strecken bis zu 40 Prozent ihrer Leistung – Leistung, die zur Verfügung gestellt werden muss, aber nicht abgerufen wird.

Auf die Frage, um wie viel teurer Erdkabel im Vergleich zu Freileitungsdrähten sind, bekommt man zudem sehr verschiedene Antworten aus verschiedenen Studien – je nachdem, wer sie in Auftrag gegeben hat. Eine Untersuchung für den Bundesverband Windenergie etwa kommt auf nur 30 Prozent erhöhte Kosten bei 220 Kilovoltleitungen, andere errechnen deutlich höhere Preise – zwischen dem Drei- und Zehnfachen.

Der Chef der Deutschen Energieagentur Stephan Kohler meint jedoch, man solle das "Kostenargument nicht in den Vordergrund schieben". Er rechnet vor, dass selbst in dem theoretischen Falle, dass alle neuen Leitungen unterirdisch verlegt würden, sich der Anteil am Strompreis auf gerade einmal 0,3 Eurocent pro Kilowattstunde mehr im Vergleich zu einer kompletten Freileitungslösung belaufen würde.

Erdkabel – oder doch alternative Überlandkabel?

Danach sieht es allerdings noch lange nicht aus: Das deutsche Energieleitungsausbaugesetz sieht derzeit vier Erdkabelpilotprojekte vor. Eine Anfang des Jahres in Bundestag und -rat beschlossene Änderung dieser gesetzlichen Vorgabe vereinfacht die Planungs- und Genehmigungsverfahren. Wirtschaftsminister Rainer Brüderle bekannte damals, man wolle mit Erdkabeln "den Netzausbau für die Betroffenen vor Ort schonender gestalten, ohne die Wirtschaftlichkeit aus dem Auge zu verlieren".

Eine neue Technologie, mit der Erdkabeln vielleicht eine weniger marginale Zukunft bevorstehen könnte als bisher geplant, spielt in den Pilotprojekten allerdings noch keine Rolle. Statt als Wechselstrom kann Elektrizität auch im Höchstspannungsbereich als Gleichstrom übertragen werden. Diese so genannte VSC-Technologie (Voltage Source Converter), bei der deutsche Unternehmen wie ABB und Siemens weltweit führend sind, erreicht zwar noch nicht die Leistungen wie das althergebrachte HGÜ-System – die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung. Und bisher gebe es in Deutschland gerade einmal eine einzige derartige Stichleitung aus einem Offshore-Windpark, so der Hochspannungsexperte Schnettler.

Doch innerhalb von vielleicht zehn Jahren könnte sich die Leistungsfähigkeit des Systems verdoppeln und "VSC dann eine wichtige Rolle spielen". Derzeit laufen laut DENA-Chef Kohler Gespräche zwischen Herstellern und Netzbetreibern, die die Möglichkeiten für VSC-Pilotprojekte ausloten sollen.

Eine weitere Alternative sind so genannte Hochtemperaturleiterseile, um die Kapazitäten im bestehenden – überirdischen – System zu erhöhen. Im Gegensatz zu den momentan verwendeten Leiterseilen besitzen sie keinen mit Kupfer- oder Aluminium ummantelten Stahlkern, der sich beim Stromfluss aufheizt und ausdehnt. Dabei beginnen die Kabel durchzuhängen, was die Trasse letztlich an ihre Belastungsgrenze bringt. Die neue Technologie setzt dagegen auf einen Kunststoffkern, an dem keine nachteiligen Wirbelströme entstehen, was ihre Kapazität verdoppelt. Der Bedarf an neuen Leitungen ließe sich dadurch halbieren. Zugleich müssten aber 5000 bis 6000 Kilometer des bestehenden Netzes auf die neue Technik umgestellt werden, was etwa 13 Milliarden Euro kosten dürfte.

Umweltverbände wie die deutsche Umwelthilfe fordern dennoch, dass die zügige Umsetzung innovativer Technologien jetzt Vorrang haben müsse – doch das sehen nicht alle so. Wichtig sei vielmehr eines, meint Schnettler: "Das Hochspannungsnetz ist das Rückgrat der Wirtschaft – mit neuen Technologien und deren Integration in die Netze müssen wir uns Zeit nehmen, Erfahrungen zu sammeln, bevor wir irgend etwas im großen Stil umsetzen."

Der Netzausbau kann aber wahrscheinlich so lange nicht warten. Die althergebrachten Freileitungen werden deshalb wohl den Hauptanteil an den zu planenden 3500 neuen Netzkilometern ausmachen. So mancher wird sie dann auch von der eigenen Haustür aus sehen.

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