Solarparks: Ist das öffentliche Stromnetz #fitforfuture?

Netzanschluss von Solarpark-Erweiterung verzögert sich, weil Umspannwerk ausgebaut werden muss

Damit Sie verstehen, warum der Netzanschluss von dezentralen Solarparks ans öffentliche Stromnetz eine Herausforderung ist, erklären wir Ihnen das Ganze an einem konkreten Beispiel:

Im Februar 2022 meldete der nach eigenen Angaben Öko-Energieversorger Naturstrom die Fertigstellung seines ersten Solarparks mit Stromspeicher. Die Freiflächen-PV-Anlage in Henschleben in der Gemeinde Staßfurt (Thüringen) verfüge demnach über eine Leistung von 7,5 Megawatt Peak (MW P ) und erzeuge rund 7,4 Millionen Kilowattstunden (kWh) Solarstrom im Jahr. Das komme dem Jahresbedarf an Strom von mehr als 2.300 Dreipersonenhaushalten gleich.

Die rund 17.000 Photovoltaik-Module des Henschlebener Solarparks würden seit Oktober 2021 Solarenergie in Strom umwandeln. Dank eines integrierten Speichers stünde der Solarstrom auch dann zur Verfügung, wenn die Sonne mal nicht scheine, ist in der zugehörigen Pressemitteilung zu lesen: Die sich auf dem Solarparkgelände befindliche Batterie könne laut Naturstrom mehr als 1.000 kWh Ökostrom speichern. Dafür nehme sie Ertragsspitzen in der Mittagszeit auf und gebe diese an späten Abend- oder frühen Morgenstunden ab. Somit ermögliche der Batteriespeicher ein gleichmäßiges Einspeisen über den Tag hinweg und entlaste die Netze.

Mit der Installation des Speichers sei die Anlage im Februar vervollständigt worden. Da der Solarpark zum Teil auf Flächen errichtet sei, die der Gemeinde gehörten, profitiere die Standortkommune von regelmäßigen Pachteinnahmen. Der Solarpark Henschleben befindet sich auf einer ehemaligen Deponiefläche und sei ein Beispiel dafür, wie sich vorbelastete Flächen im Zuge der Stromwende mit einem Solarpark sinnvoll bestücken ließen. NATURSTROM schreibt zudem, dass auch angrenzende Deponieflächen rekultiviert worden seien.

Anfang November 2022, also ein Jahr nach Baustart der ersten Teilanlage, teilte Naturstrom mit, dass der Henschlebener Solarpark um einen weiteren Bauabschnitt auf einer angrenzenden ehemaligen Deponiefläche um weitere 8,5 MW P Spitzenleistung erweitert worden sei. Der prognostizierte jährliche Solarstromertrag steige damit auf insgesamt 16 Millionen kWh.

Oliver Hummel, der Vorstandsvorsitzende der Naturstrom AG sagte gegenüber der Presse, dass mit der aufwändigen Rekultivierung benachteiligter Flächen zur Solarstrom-Erzeugung wie in Henschleben die Energiewende vorangetrieben werde und zugleich auch Natur, Landschaft und Standortkommune profitieren würden. Die extra 18.700 PV-Module des zweiten Bauabschnitts sollen in Zukunft 8,5 Millionen kWh Solarstrom jährlich erzeugen.

Bevor Naturstrom mit den Bauarbeiten für den zweiten Bauabschnitt habe starten können, seien die rund sieben Hektar (ha) Fläche, die sich etwa zur Hälfte auf einer Deponiefläche befinden, rekultiviert und so für den Bau des Solarparks nutzbar gemacht worden. Wegen Altlasten im Boden würde sich die Fläche nicht zur landwirtschaftlichen Nutzung eignen. Mit dem Rekultivieren auf Unternehmenskosten werte man die Fläche auf. Regionales Saatgut und eine Schafbeweidung auf Teilen der Fläche (sogenannte Agri-PV) würden für einen guten Lebensraum für Tiere und Pflanzen sorgen, schreibt Naturstrom in seiner Pressemitteilung.

Olaf Starroske, der Bürgermeister der Gemeinde Straußfurt, drückte seine Freude darüber aus, dass der Solarpark weiter ausgebaut werde, denn damit stelle man die Energieversorgung im Land sicherer. Er betonte, dass die von Naturstrom vorgenommenen Rekultivierungsmaßnahmen, die die Auswirkungen einer alten Deponie maßgeblich reduzieren würden, ohne dass der Haushalt der Gemeinde belastet werde, ein besonderer Grund zur Freude seien.

Netzanschluss des zweiten Bauabschnitts des Solarparks muss wegen Ausbau des Umspannwerks Walschleben warten

Mit der guten Nachricht von der Fertigstellung der zweiten Teilanlage des Solarparks teilte Naturstrom jedoch zugleich mit, dass es noch ein wenig dauern werde, bis diese ihren Solarstrom ins öffentliche Netz einspeisen könne: Der Verteilnetzbetreiber Thüringer Energienetze müsse dafür erst noch das Umspannwerk Walschleben ausbauen. Die Maßnahme sei für das erste Quartal 2023 angekündigt worden.

Das Anbinden neuer Solarparks ans öffentliche Netz werde immer mehr zu einer Herausforderung, denn für die benötigten regenerativen Erzeugungskapazitäten sei das Stromnetz oft nicht angemessen ausgebaut.

Das sagte Dr. Thomas E. Banning gegenüber der Presse. Er ist der Geschäftsführer der Naturstrom- Erzeugungstochter NaturEnergy, die die Investition in den Solarpark trage und ihn in ihr Erzeugungsportfolio übernehmen werde. Banning zufolge seien in Henschleben für den zweiten Bauabschnitt über acht Kilometer Kabeltrasse notwendig. Und im ersten Bauabschnitt habe Naturstrom/NaturEnergy zusätzlich den oben erwähnten Speicher installieren müssen, um die Einspeisespitzen zu glätten, die das vorhandene Netz nicht hätte aufnehmen können.

Deshalb forderte Banning, dass der Ausbau der Verteilnetze aktiver vorangetrieben werden müsse. Andernfalls sei es nicht möglich, die Ziele der Bundesregierung beim Ausbau der erneuerbaren Energien zu erfüllen.

Als Solarstromerzeuger müsse und wolle auch Naturstrom/NaturEnergy einen Beitrag zu einem möglichst effizienten Gesamtsystem leisten:

• Mit der Anpassung der Ausrichtung der Pv-Module beim Naturstrom-Solarpark Breddin
• und der Installation des Batteriespeichers beim Naturstrom-Solarpark Henschleben

würde man dazu beitragen, dass die Ertragsspitzen der Solarparks abgepuffert würden und der Strom netz- und systemdienlicher eingespeist werden könne.

Naturstrom kündigte an, dass im kommenden Jahr ein dritter Bauabschnitt in Henschleben den Solarpark vervollständigen soll.

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Wie ist das deutsche Stromnetz aufgebaut?

Zum Verständnis der Lage macht es zudem Sinn, sich kurz den Aufbau des deutschen Stromnetzes anzuschauen. Laut der dena lasse sich das Stromnetz ebenso wie das Verkehrsnetz in Routen auf verschiedenen Hierarchie-Ebenen unterscheiden:

So gebe es im Verkehrsnetz Routen von Autobahnen bis hin zu Feldwegen auf denen sich Fahrzeuge von A nach B bewegen könnten.

Das Stromnetz transportiere den Strom vom Erzeuger zum Verbraucher. Es ist demnach eine Art Einbahnstraße und werde traditionell einerseits in das sogenannte Übertragungsnetz (Höchstspannungsebene) und andererseits in das sogenannte Verteilnetz unterteilt.

Im Übertragungsnetz würde die Energie demnach mit geringen Verlusten landesweit von den Kraftwerken zu Verbrauchsschwerpunkten transportiert. Das Verteilnetz dagegen übernehme die regionale Umverteilung zu den Endverbrauchern. Leitungen mit Höchstspannung würden dabei Werte bis zu 400 Kilovolt (kV) erreichen, im Fall von Hoch-, Mittel- und Niedrigspannung seien es maximal 110 kV, 35 kV beziehungsweise 400 Volt (V).

Im Jahr 2021 hätten die Höchstspannungsübertragungsnetze laut der dena eine Leitungslänge von 37.000 Kilometern (km) gehabt. Das Hochspannungsverteilnetz sei auf eine Leitungslänge von 81.000 km gekommen, das Mittelspannungsverteilnetz auf 479.000 km und das Niederspannungsverteilnetz auf 1.123.000 km.

Während früher der Strom in einer Einbahnstraße vom Kraftwerk über die Übertragungsnetze und die Verteilernetze bis zum Verbraucher geflossen sei, müssten die Netze künftig einen Stromtransport mit Gegenverkehr bewältigen, erklärt das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie: Der Strom fließe demnach nicht nur von „oben nach unten“, sondern auch von „unten nach oben“. Um Erzeugung und Verbrauch bedarfs- und verbrauchsorientiert aufeinander abzustimmen, müsse das Stromnetz deshalb „intelligenter“ beziehungsweise „smarter“ werden.

Welche Veränderungen bringt die Energiewende für den Netzbetrieb?

Der dena zufolge wandle sich das deutsche Stromnetz im Zuge der Energiewende von einem Verteilnetz zu einem Einsammelnetz.

Diese Transformation begründet die Deutsche Energieagentur damit, dass immer mehr erneuerbare und dezentral erzeugte Energien zum Einsatz kämen. Deshalb müsse vor allem das Verteilnetz neue Aufgaben übernehmen, an das viele dezentrale Erzeugungsanlagen angeschlossen seien. So viele, dass, die Stromerzeugung in einem Netzabschnitt zeitweise höher sei, als der Stromverbrauch, so dass das Verteilnetz zu einem „Einsammelnetz“ werde.

Das Stromnetz müsse Schwankungen ausgleichen und die zuverlässige Versorgung auch zu Stoßzeiten aufrechterhalten, erklärt die dena auf ihrer Internetseite weiter. Das gelinge mit Flexibilität, also mit der Fähigkeit des Netzes, lokal wechselnde Erzeugungs- und Lastsituationen ausgleichen zu können. Die Flexibilität des Stromnetzes sei damit der Schlüssel dafür, dass dieses #fitforfuture werde.

Wie wird das deutsche Stromnetz flexibler?

Damit das deutsche Stromnetz flexibler und laut der dena somit auch effizienter werde, gebe es im Grunde zwei Wege, die einander ergänzen würden:

So ließe sich die Optimierung des Netzes

• sowohl mit seinem Ausbau
• als auch mit Veränderungen im Betrieb

erzielen. Bei letzterer Methode kämen Flexibilitäten zum Einsatz, zum Beispiel die Integration von Energiespeichern, die in Zeiten niedrigen Bedarfs Strom zurückhalten würden, um diesen dann in Zeiten hohen Energiebedarfs wieder abgeben zu können. Mit einem intelligent (smart) gesteuerten Lastmanagement bekämen Unternehmen ebenso wie Privathaushalte darüber hinaus die Möglichkeit, zu bestimmten Zeiten auf einen Teil ihrer stromverbrauchenden Geräte zu verzichten. Mit dieser flexiblen Lastenverschiebung könne das deutsche Stromnetz effektiv entlastet werden.

Wie müsste sich das deutsche Stromnetz verändern, um #fitforfuture zu werden?

In ihrer Netzstudie II habe die dena nach eigener Aussage die Integration erneuerbarer Energien in die deutsche Stromversorgung zwischen 2015 und 2020 mit Ausblick auf das Jahr 2025 analysiert. Das Ergebnis der Studie laute demnach: Je nachdem, welche Übertragungstechnik eingesetzt werde, müssten zusätzliche Trassen auf der Höchstspannungsebene mit einer Länge von 1.700 bis 3.600 km gebaut werden – bei gleichzeitiger Optimierung des bestehenden Verbundnetzes.

Während sich die dena-Netzstudie II auf das Übertragungsnetz konzentriere, befasse sich die dena- Verteilnetzstudie mit den Hoch-, Mittel- und Niederspannungsnetzen. Hier würden die Ergebnisse einen deutlichen Erweiterungsbedarf des Stromnetzes bis zum Jahr 2030 belegen. In ihrer aktuellen Netzstudie III habe die dena im Austausch mit Vertretern aus Politik, Wirtschaft, Wissenschaft und Gesellschaft analysiert, wie sich die Energieinfrastruktur im Sinne einer integrierten Energiewende optimiert planen lasse.

Mit ihrer Studie Systemdienstleistungen habe die dena zudem gezeigt, dass sich nicht nur der Ausbaubedarf, sondern auch der Betrieb der Stromnetze verändere: Dezentrale Energieerzeugungsanlagen und Netzbetriebsmittel könnten und müssten künftig mehr Verantwortung für das Stromsystem übernehmen, denn konventionelle Kraftwerke, die heute (noch) überwiegend den Bedarf an Systemdienstleistungen decken würden, hätten schon bald deutlich verringerte Betriebszeiten.

Dem Vorgeschriebenen zufolge empfiehlt die dena ein zweigleisiges Vorgehen zur Transformation des deutschen Stromnetzes an die Herausforderungen, die die Stromwende mit sich bringt:

Zum einen müsse das Stromnetz ausgebaut werden, wo immer es notwendig sei.

Zum anderen müssten alternative betrieblicher Optionen ausgeschöpft werden – sprich: die Verbesserung der Auslastung des bestehenden Netzes durch intelligente Steuerung und Flexibilisierung – wo immer es möglich sei.

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Netzausbau ist Rückgrat der Stromwende

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWE) bezeichnet den Ausbau des Stromnetzes als das Rückgrat der Stromwende. Denn der Strom werde demnach zunehmend an anderen Orten erzeugt als früher. Insbesondere müsse erneuerbarer Strom vom Meer und von den windreichen Küsten in die Verbrauchszentren im Landesinnern transportiert werden. Das Stromnetz müsse für diese wachsende Transportaufgabe

• optimiert,
• verstärkt
• und ausgebaut werden.

Insgesamt, so erklärt das BMWE auf seiner Internetseite, müssten in den kommenden Jahren mehr als 7.500 Kilometer im Übertragungsnetz optimiert, verstärkt oder neu gebaut werden. Eine besondere Rolle käme dabei den Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen (HGÜ- Leitungen) zu, die auch Stromautobahnen genannt würden, zum Beispiel SuedLink oder SuedOstLink. Auch der Ausbau der Verbindungen zu Deutschlands europäischen Nachbarn werde demnach immer wichtiger, denn die Energiewende sei zunehmend europäisch eingebettet. So könne Deutschland zum Beispiel Strom aus Wasserkraft in Skandinavien und den Alpenländern mit Windkraft und Photovoltaik in Deutschland verbinden. Damit würden die Kosten der Energiewende gesenkt.

Bundesnetzagentur: Fehlende Messtechnik zur Energiemengenerfassung verhindert Netzanschluss von Solarparks

Die Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen (BNA) veröffentlichte Ende Oktober ein Positionspapier zum Umgang mit der verzögerten Bereitstellung von Messeinrichtungen im Zuge der Inbetriebnahme von Erneuerbare-Energien-Anlagen (EEG- Anlagen).

Klaus Müller, der Präsident der Bundesnetzagentur, sagte gegenüber der Presse, dass Deutschland sicherstellen müsse, dass bereits fertiggestellte Erneuerbare-Energien-Anlagen auch tatsächlich und schnell die erzeugte Energie ins Netz einspeisen könnten und dürften. Fehlende Zähler dürften demnach nicht der Grund für Verspätungen bei der Einspeisung von Strom sein. Müller fordert deshalb pragmatische Lösungsansätze. Schließlich liege eine zügige Einspeisung im Interesse der Anlagenbetreiber und der Energiewende insgesamt.

Hintergrundwissen: Energiemengenerfassung braucht Messtechnik

Dazu muss man wissen, dass der zuständige Messstellenbetreiber dafür verantwortlich sei, dass die erforderliche Messtechnik installiert werde, damit neu errichtete Erneuerbare-Energien-Anlagen ihren Strom ins Netz einspeisen könnten. Ohne diese Messtechnik sei laut der BNA keine ordnungsgemäße Energiemengenerfassung möglich und eine Einspeisung infolge dessen nicht statthaft.

Gegenwärtig würden die Bundesnetzagentur vermehrt Beschwerden dazu erreichen,

dass sich der Einbau der Messeinrichtungen teilweise um mehrere Monate verzögere, unter anderem, weil Messstellenbetreiber den Einbau mit dem Argument verweigern würden, dass das üblicherweise eingesetzte Zählermodell gegenwärtig nicht lieferbar sei.

oder Messstellenbetreiber auf entsprechende Anfragen überhaupt nicht reagieren würden.

Das heiße, dass von diese an sich erzeugungsbereiten Anlagen keine Einspeisung erfolgen könne.

Unter Berücksichtigung der angespannten Energieversorgungssituation nehme die Bundesnetzagentur mit ihrem Positionspapier verschiedene Klarstellungen vor und gebe einen Impuls für pragmatische Lösungen.

So werde zum Beispiel klargestellt, dass der Messstellenbetreiber verpflichtet sei, notfalls auch andere als die sonst üblichen Messgerätetypen einzubauen. So werde eine schnelle Ermöglichung der Einspeisung aus Erneuerbare-Energien-Anlagen gewährleistet.

Stelle der Messstellenbetreiber innerhalb eines Monats keinen Zähler bereit, bestehe laut dem Positionspapier der BNA ein Recht des Kunden auf Ersatzvornahme. Im Zuge derselben dürfe der Anschlussnutzer/Anlagenbetreiber eine fachkundige dritte Person mit dem Einbau einer geeigneten und eichrechtlich zugelassenen Messeinrichtung für den übergangsweisen Betrieb auf eigene Kosten beauftragen. Dabei seien alle gesetzlichen Vorgaben, insbesondere solche des MsbG, sowie die allgemein anerkannten Regeln der Technik einzuhalten. An Vorgaben zu Hersteller, Bauform oder Gerätetyp sei der Anschlussnutzer/Anlagenbetreiber hierbei nicht gebunden. An der grundsätzlichen Zuständigkeit des Messstellenbetreibers für die Messstelle im Übrigen ändere sich durch die Ersatzvornahme nichts. Dem zuständigen Messstellenbetreiber seien alle erforderlichen Informationen zur eingebauten Messeinrichtung unverzüglich zu übermitteln. Sobald die vom Messstellenbetreiber üblicherweise eingesetzte Messeinrichtung wieder verfügbar sei, sei dieser berechtigt, diese auf eigene Kosten gegen die übergangsweise verbaute Messeinrichtung auszutauschen.