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Energie
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(Bild: ABB)

Wenn Europa es ernst meint mit dem Ausbau regenerativer Energiequellen, muss der Stromtransport völlig neu organisiert werden – eine Sisyphusarbeit, die Politikern und Ökonomen gleichermaßen Angst macht. Dabei könnte ein neuartiges Gleichstromnetz viele Probleme schlagartig lösen und würde auch noch Geld sparen. Die Technik dafür steht zur Verfügung – fast.

Ohne Ausbau des Stromnetzes keine erfolgreiche Energiewende. In diesem Punkt herrscht in Deutschland Einigkeit auf breiter Front – von den Netzbetreibern und Windpark-Eignern bis zur Politik, Industrie und der Mehrheit der Bürger. Bis 2022, wenn das letzte Atomkraftwerk vom Netz geht, sollen allein in Deutschland viele 1000 Kilometer neuer Leitungen gespannt und viele ältere renoviert sein. Sogar 2100 Kilometer Gleichstromverbindungen prognostizieren die vier großen deutschen Netzbetreiber – Tennet, Amprion, 50Hertz und TransnetBW – parallel zum bestehenden Netz auf vier Nord-Süd-Trassen. Mit dieser für ihre geringen Leitungsverluste bekannten Technik wollen sie Offshore-Windstrom zu den großen Verbrauchern im Süden der Republik schaffen. Doch das rund 30 Milliarden Euro teure Szenario, das maßgeblich den noch für dieses Jahr erwarteten Netzentwicklungsplan der Bundesregierung bestimmen könnte, hat einen gravierenden Haken.

Die Netzbetreiber setzen allein auf heute etablierte, verfügbare Technologie. Bahnbrechende Entwicklungen aus den vergangenen zehn Jahren werden kaum berücksichtigt. Groß ist daher das Risiko, dass mit einer starren, konservativen Netzplanung Milliarden verschleudert werden und unnötige Leitungen Landschaften zerschneiden. So planen die Firmen nach wie vor herkömmliche Punkt-zu-Punkt-Verbindungen, obwohl eine Vernetzung der Gleichstromtrassen mittlerweile technisch möglich ist – und die Elektrizitätsübertragung weit leistungsfähiger machen würde. Denn der Vorteil vernetzter Gleichstromleitungen ist immens.

"Ein Gleichstromnetz kann drei Schlüsselprobleme der erneuerbaren Energien lösen: Man braucht deutlich weniger neue Leitungstrassen, weniger Speicher und wesentlich weniger neue Regelkraftwerke", sagt Rainer Marquardt, Professor für Leistungselektronik und Steuerungen an der Bundeswehr-Universität München. Um ein derartiges Netz zu realisieren, präsentierte er schon vor zehn Jahren seine Erfindung des "Modularen Multilevel-Konverters". Diese Neuheit schuf die Grundlage für vernetzte Gleichstromleitungen – eine Verbindungstechnik, die bis dahin für unmöglich gehalten wurde. Zusammen mit weiteren Entwicklungen im letzten Jahrzehnt birgt Marquardts Erfindung ein enormes Potenzial für eine Energiewende in ganz Europa. "Es bildet die entscheidende Infrastruktur für den Umstieg auf erneuerbare Energien", ist der Münchener Ingenieur überzeugt.

Dabei ist die Nutzung von Gleichstromleitungen an sich nicht neu. Seit Jahrzehnten hat sich der Stromtransport mit Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung – kurz HGÜ – anstelle von Drehstromtrassen bewährt. "Gleichstromübertragung ist historisch sogar die ältere Technologie", sagt Marquardt. Mit Leistungsverlusten von nur etwa einem halben Prozent pro 1000 Leitungskilometer stellen sie Drehstromleitungen allerdings weit in den Schatten. "Mit Gleichstrom können die Übertragungsverluste um 30 bis 50 Prozent reduziert werden", sagt Jörg Dorn, Leiter der HGÜ-Entwicklung bei Siemens Energy. HGÜ-Leitungen transportieren über Tausende von Kilometern Strom durch China und Brasilien, Indien und Australien, leiten die Energieernte aus den größten Wasserkraftwerken der Welt zu weit entfernten Industriezentren. Auch in Europa verknüpfen Gleichstrom-Seekabel Italien mit Griechenland oder Schweden mit Deutschland. Doch all diese Adern gründen auf einer klassischen, seit über 60 Jahren verfügbaren Technik. Sie sind nur für Punkt-zu Punkt-Verbindungen geeignet, benötigen riesige Konverteranlagen für die Anknüpfung an das Drehstromnetz und lassen sich kaum in ein Gleichstromnetz integrieren. So fristet HGÜ bis heute ein Nischendasein.

Aber viele Nachteile lassen sich mit der aktuellen HGÜ-Generation ausräumen. "Selbstgeführte HGÜ" werden sie in Deutschland genannt, im Fachjargon "Voltage Source Converter", kurz VSC-HGÜ. Die global führenden Netzbauer Siemens, ABB und Alstom haben diese Gleichstrom-Technik bereits in ihre Angebotspalette aufgenommen, bieten aber auch weiterhin die klassische HGÜ-Technik an. "In Deutschland und Europa wird die klassische HGÜ eine immer geringere Rolle spielen. VSC-HGÜ ist hier die zukunftsträchtigere Lösung", glaubt Raphael Görner, Leiter der Abteilung "Marketing und Vertrieb Grid Systems" bei ABB Deutschland. Denn mit VSC-HGÜ sind Gleichstromleitungen keine isolierten Stromautobahnen mehr, sondern können sehr gut zur Stabilisierung der Drehstromnetze beitragen. "So lässt sich beispielsweise mit Unterstützung einer VSC-HGÜ ein zusammengebrochenes Netz anfahren", sagt Jörg Dorn. Das bedeutet, die Leitung kann rasch große Mengen Elektrizität bereitstellen, damit quasi die Rolle eines Kraftwerks übernehmen und so das Risiko von Stromausfällen mindern. Zudem lässt sich der Stromfluss mühelos umkehren, ohne die elektrische Polung in der Leitung umschalten zu müssen. All diese Eigenschaften bieten klassische HGÜs nicht.

Der Grund für diese Vielseitigkeit findet sich weniger in den Leitungen selbst, die sowohl unsichtbar als Erd- oder Seekabel verlegt wie auch überirdisch als Freileitungen gespannt werden können. Es sind die Konverterstationen an den jeweiligen Endpunkten der Gleichstromautobahnen, die zeigen, wie sehr Elektroingenieure diese Technik vorangebracht haben. Diese Schaltzentralen, die aus Gleichstrom Drehstrom machen, waren schon in der Vergangenheit für den Anschluss an das bestehende Stromnetz unverzichtbar. Für klassische HGÜs übernehmen darin sogenannte Thyristoren die Aufgabe von "Stromventilen" und verkoppeln das Gleichstrom- mit dem Drehstromnetz. Aus Halbleiterschichten aufgebaut und mit dicken Keramikmänteln umhüllt, füllen diese Anlagen ganze Hallen. Dreimal kleiner fallen dagegen die Konverter für VSC-HGÜs aus. "Der Schlüssel für VSC-HGÜ sind leistungselektronische Elemente, die sogenannten IGBTs", sagt Görner. Das Kürzel steht für "Insulated-Gate Bipolar Transistor", einen Transistortyp, der speziell auf die Regelung von Gleichstrom unter Hochspannung zugeschnitten ist. Rund 3000 dieser IGBTs werden pro Konverterstation miteinander verschaltet und können derzeit Hochspannungen bis zu 320000 Volt verarbeiten.

Bis vor einigen Jahren galt die Faustregel, dass HGÜs erst ab 800 bis 1000 Kilometer wirtschaftlicher sind als Drehstrom-trassen. Mit dieser Einschränkung erwiesen sie sich für Europa als unökonomisch. "VSC-HGÜ-Systeme machen meiner Meinung nach aber schon ab 200 Leitungskilometern Sinn, offshore sogar ab rund 80 Kilometern", glaubt Görner. Damit können sie in Bereiche vordringen, die bisher allein den Drehstromkabeln vorbehalten waren. So entsteht derzeit quer durch die Pyrenäen eine 2000-Megawatt (MW)-VSC-HGÜ-Trasse zwischen Südfrankreich und Nordspanien. Als wichtige Teilverbindung eines transeuropäischen Stromnetzes soll sie Ende 2013 fertig sein. Vier Offshore-Windparks in der deutschen Nordsee werden per VSC-HGÜ – trotz Verzögerungen beim Bau – bis 2015 mit Kabellängen zwischen 130 und 200 Kilometern an das Landstromnetz angeschlossen sein. Das 400-MW-Seekabel "BorWin1" zu einem Offshore-Feld vor Borkum liegt bereits und wartet nun auf die Fertigstellung des Windparks. Weitere Projekte in Nord- und Ostsee sowie in den USA sollen in den kommenden Jahren abgeschlossen werden.

Mit diesen Projekten werden die Netzbetreiber wichtige Erfahrungen sammeln. Wer aber alle von Marquardt betonten Vorteile der Gleichstrom-Technologie nutzen möchte, muss die Leitungen miteinander vernetzen. Ziel ist ein sogenanntes Overlay-Netz, das europaweit als grobmaschiges Gitter den Massentransport für Energie übernimmt. Doch an diesem Punkt bleiben die Netzbetreiber skeptisch. "Die Vermaschung eines Gleichstromnetzes ist eine große technische Herausforderung. Und zurzeit gibt es weltweit keine solchen Netze", sagt Bartosz Rusek, Stromnetz-Ingenieur beim Unternehmen Amprion, das mit rund 11000 Kilometern zwischen Niedersachsen und den Grenzen zur Schweiz und Österreich das längste Höchstspannungsnetz in Deutschland besitzt. Die noch fehlende Praxis ist der Grund für die Zurückhaltung der Netzbetreiber.

"Ich kann diese Haltung verstehen", sagt Christian Franck, Professor am Institut für Elektrische Energieübertragung und Hochspannungstechnik der Technischen Hochschule in Zürich (ETHZ). Denn ein Netzausbau gleicht einer Operation am offenen Herzen: Trotz umfangreicher Baumaßnahmen darf der laufende Betrieb und damit die Versorgungssicherheit nicht gefährdet werden.

Den Stand der Technik beurteilt Marquardt viel optimistischer. "Mit der neuesten Entwicklungsstufe der VSC-HGÜ-Techno-logie, dem modularen Multilevel-Konverter, sind endgültig auch großräumige, vermaschte Gleichstromnetze realisierbar geworden", versichert der Erfinder. Diesen großen Schritt hin zu vermaschten Gleichstromnetzen ermöglicht eine pfiffige Variante der Leistungselektronik. Wie VSC-HGÜ nutzt auch die Multilevel-Technik die weitgehend ausgereiften IGBT-Transistoren. Doch ordnete Marquardt diese so an, dass die Gleichspannung von bis zu 320000 Volt nicht in zwei bis drei großen Schritten, sondern in vielen kleinen Spannungsstufen geregelt werden kann. Daher rührt die Bezeichnung "Multilevel". Mit diesem Aufbau lassen sich die Steuerungsprozesse in jeder Konverterstation binnen Millisekunden und ohne störende Spannungsschwankungen durchführen. Elektronisch geregelt lassen sich so mehrere Gleichstromtrassen störungsfrei an einem Punkt miteinander verknüpfen. Und auch die Kopplung mit dem Drehstromnetz gestaltet sich einfacher. Ersetzen soll es das existierende Drehstromnetz jedoch nicht. "Jedes Netz wird seine eigene Aufgabe haben. Und beide Netze brauchen sich gegenseitig", erklärt ABB-Experte Görner. Gleichstrom zum Transport über weitere Strecken, Drehstrom zur optimalen Verteilung bis zum Verbraucher.

In der Fachwelt der Stromnetzexperten ist das große Potenzial von Marquardts Erfindung unbestritten. "Die Multilevel-Technik ist der Schlüssel für ein vermaschtes Gleichstromnetz", bestätigt ETHZ-Wissenschaftler Franck. Und nahezu jeder Fachartikel über die Zukunft der HGÜ-Netze zitiert mindestens eine von Marquardts Veröffentlichungen. "Professor Marquardt hat sich diese Topologie ausgedacht, und Siemens hat sie 2005 als erstes Unternehmen aufgegriffen und umgesetzt", sagt Siemens-Ingenieur Jörg Dorn. Mittlerweile setzen alle Hersteller, auch ABB und Alstom, auf die Multilevel-Technik. Dieser hohe Entwicklungsstand der HGÜ-Technik blieb laut Marquardt aber bisher "leider weitgehend unbemerkt von der Politik und den Netzbetreibern".

Dabei hätte ein Gleichstromnetz weitreichende Folgen für den geplanten Netzausbau. Strom könnte verlustarm über große Strecken geführt werden und das Drehstromnetz vor drohenden Blackouts schützen. "Damit bekommt man die Energie elektronisch steuerbar jederzeit dorthin, wo man sie braucht", so Marquardt. So könnte im Sommer ein Windstromüberschuss an der Nordsee auf direktem Weg Klimaanlagen in Italien versorgen oder im Winter Solarstrom aus Südspanien elektrische Heizungen in Polen. Der verlustarme Transport quer durch den Kontinent wäre wiederum die Voraussetzung für den angestrebten liberalisierten Strommarkt Europas. "Aber diese Technik macht – wie das Internet – nur Sinn in einem großräumigen Verbund."

Der für Europa prognostizierte Neubau von über 40000 Leitungskilometern ließe sich ebenfalls reduzieren. "Denn bereits gebaute Drehstromtrassen lassen sich auf Gleichstrom umstellen, und diese würden die doppelte bis dreifache Übertragungsleistung bieten", sagt Marquardt. Die Folge: Weniger neue Hochspannungsleitungen in der Landschaft und weniger Bürgerproteste gegen den Stromnetzausbau. Auch für die Verlegung neuer Leitungen unter die Erde ist HGÜ wegen geringerer Verluste weit besser geeignet als Drehstromtechnik. Bei Gleichstrom wäre eine Netzerweiterung mit einem größeren Anteil an Erdkabeln möglich, sodass Naturschutz- wie Wohngebiete verschont werden könnten.

Ein europäisches Gleichstrom-Supergrid hätte noch weitere Vorteile: Durch den transkontinentalen Ausgleich von Leistungs- und Verbrauchsspitzen sinkt regional der Bedarf an Speichern, und die bereits verfügbaren Pumpspeicherkraftwerke in den Alpen oder Skandinavien könnten besser ausgelastet werden. "Selbst Speicher in mehreren 1000 Kilometern Entfernung könnten so optimal genutzt werden", sagt Marquardt. Und schließlich sinkt der Bedarf an zusätzlichen Kraftwerken, die heute noch für einen Ausgleich der schwankenden Stromausbeute aus Wind- und Solarparks geplant werden.

Ihre Feuertaufe hat die Multilevel-Technik schon hinter sich. Ein Multilevel-HGÜ-System, an dem Siemens mitwirkte, verknüpft San Francisco mit der kalifornischen Stadt Pittsburg. Von dort transportiert ein über 85 Kilometer langes Seekabel quer durch die San Francisco Bay genug Strom aus konventionellen und erneuerbaren Kraftwerken, um bis zu 40 Prozent des Bedarfs der nahen Metropole zu decken. "Nach dem erfolgreichen Start in Kalifornien können wir diese Technik im großen Stil anbieten", sagt Siemens-Netzexperte Jörg Dorn. Pilotkunden des deutschen Technologiekonzerns in Europa werden wahrscheinlich Netzbetreiber sein, die Offshore-Windparks an das Drehstromnetz an Land anbinden wollen. Sowohl das kalifornische Projekt als auch die europäische Offshore-Verkabelung sind Beispiele für lokal begrenzte HGÜ-Systeme. Für ein vermaschtes Gleichstromnetz an Land dagegen muss nicht nur viel Überzeugungsarbeit geleistet, sondern auch noch eine letzte technologische Hürde überwunden werden.

"Für vermaschte Gleichstromnetze fehlt noch ein sogenannter DC-Leistungsschalter", gibt Dorn zu. Dieser sei zwingend nötig, um beispielsweise nach einem Blitzschlag eine beschädigte Teilstrecke so schnell wie möglich vom übrigen Netz abzutrennen. Sonst könnte ein weitreichender Stromausfall die Folge sein. Mit Hochdruck wird in der Industrie und an den Instituten der Leistungselektroniker an einer Lösung gearbeitet. "Es wird viel entwickelt, aber den goldenen Gral, der geringe Verluste mit schnellen Schaltzeiten verbindet, gibt es nicht", sagt ETHZ-Ingenieur Franck. Noch nicht. Laut Marquardt existieren inzwischen geeignete Schaltungskonzepte und erfolgversprechende Labor-Prototypen. Auch wenn die Serienreife vielleicht erst in wenigen Jahren erreicht sein werde, gebe es keine wichtigen Gründe mehr, an der technischen und wirtschaftlichen Realisierbarkeit zu zweifeln. Prinzipielle Hindernisse sieht auch Marquardts Kollege Franck nicht.

Allein die Regeln, nach denen ein Gleichstromnetz europaweit betrieben werden soll, stehen noch nicht fest. Es gilt, eine einheitliche Spannungsebene und die sogenannten Netzcodes für die Steuerung der Stromflüsse festzuschreiben. "Das ist ein heißes Thema", sagt Jörg Dorn. Denn die Netzcodes regeln, welches Kraftwerk Strom einspeisen und verkaufen kann und wie dieser zum Verbraucher gelangen soll. Da sich die HGÜ-Systeme der wichtigen Zulieferer jedoch bis auf Details sehr ähneln, erwartet jeder – egal ob Forscher oder Industrievertreter – einen zügigen Abschluss dieser Verhandlungen binnen weniger Jahre.

Hersteller und potenzielle Kunden rechnen damit, dass erste kleine Gleichstromnetze noch dieses Jahrzehnt in Betrieb gehen. Ein Rest an Skepsis bleibt allerdings – auch deswegen, weil die Multilevel-HGÜ-Technik in den aktuellen Ausbauplänen für das deutsche und europäische Stromnetz allenfalls als Randnotiz vorkommt. So beurteilt auch die Deutsche Energie-Agentur dena diese Technik als "nicht einsatzbereit" und berücksichtigt sie nicht in ihren konkreten Ausbaustudien. Marquardt bezweifelt, dass Energieversorger und Netzbetreiber den aktuellen Stand der HGÜ-Technik kennen und wirklich verstehen. Unüberwindbar sind die Hürden bis zu einem europäischen Gleichstrom-Supergrid aber nicht mehr. Wenn es kommt, wird Marquardt auf seinen Beitrag stolz sein. Zum Patentmillionär wird er es aber nicht bringen. "Ich habe leider nicht so geschickt verhandelt und das Grundlagenpatent günstig an Siemens abgegeben", gibt er lachend zu. Ihm sei es wichtiger gewesen, diese für die Zukunft so wichtige Technologie anzuschieben.


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