In Sahms im Kreis Herzogtum Lauenburg haben am Mittwoch mit einer symbolischen Grundsteinlegung die Bauarbeiten für einen neuen Netzverknüpfungspunkt begonnen. Auf rund 40 Hektar soll ein Energiedrehkreuz für den Norden entstehen – eine Fläche von etwa 56 Fußballfeldern. Voraussichtlich wird der Standort damit zu den größten Anlagen dieser Art in Deutschland gehören.

Für das Dorf ist das ein tiefer Einschnitt. Sahms umfasst insgesamt rund 15 Hektar bebaute Fläche; das neue Umspannwerk soll etwa 350 Meter von den nächstgelegenen Häusern entfernt gebaut werden. Betreiber Tennet will dort mehrere überregionale und regionale Stromnetze miteinander verbinden. Die Inbetriebnahme des neuen Netzknotens ist für 2029 geplant.

Vier Transformatoren für mehr Strom im Netz

Geplant sind vier Transformatoren mit einer Gesamtleistung von 1.600 Megawatt. Nach Angaben von Tennet könnte damit eine Großstadt mit etwa 100.000 Einwohnern versorgt werden. Der Konzern begründet den Bedarf an leistungsfähigen Netzknoten mit dem steigenden Stromverbrauch – unter anderem durch Wärmepumpen, die Nutzung Künstlicher Intelligenz und die zunehmende Elektrifizierung der Industrie.

Staatssekretär Joschka Knuth bezeichnete Schleswig-Holstein als künftiges Zentrum der deutschen Energieversorgung. Erneuerbarer Strom wird vor allem dort erzeugt, wo die Bedingungen günstig sind: etwa in den windreichen Küstengebieten des Landes. Der Ausbau soll helfen, diese Energie in den Süden Deutschlands zu transportieren, wo viele industrielle Großverbraucher sitzen.

In Sahms soll die sogenannte Elbe-Lübeck-Leitung mit weiteren Höchstspannungsleitungen und dem regionalen schleswig-holsteinischen Netz verbunden werden. Das neue Drehkreuz besteht aus einem Umspannwerk, das verschiedene Spannungsebenen koppelt und Höchstspannung in niedrigere Spannung umwandelt, sowie einer Schaltanlage. Dort können Netzabschnitte gezielt ein- und ausgeschaltet werden.

Das ist kein Nebendetail: Bei zu hoher Einspeisung, etwa wenn in einer Region kräftiger Wind weht, kann die Einspeisung abgeschaltet werden. So soll eine Überlastung verhindert werden. Strom aus Windkraft und anderen erneuerbaren Quellen kann dadurch besser aufgenommen, gesteuert und bedarfsgerecht weitergeleitet werden.

Tennet betreibt derzeit 22 Umspannwerke in Schleswig-Holstein. Nach Unternehmensangaben soll sich ihre Zahl in den kommenden Jahren verdoppeln.

Akzeptanz vor Ort bleibt offen

Bürgermeister Helmut Brüggmann (FWS) erklärte, er sei zwar zu Informationsterminen eingeladen worden, habe aber nur begrenzte Mitsprachemöglichkeiten gehabt. Viele Einwohner erkennen laut Brüggmann die Notwendigkeit des Projekts an. Beim Erscheinungsbild des künftigen Großstandorts gibt es allerdings Vorbehalte. Einige Bürger sorgen sich um mögliche Lärmbelastungen und elektromagnetische Felder.

Tennet gibt an, die Vorgaben des Bundes-Immissionsschutzgesetzes einzuhalten. Für elektrische und magnetische Felder gelten dem Unternehmen zufolge Grenzwerte, die fünf- bis fünfzigmal unter den Werten liegen, ab denen mögliche Gesundheitsrisiken auftreten könnten.

Kritik kommt auch vom Naturschutzbund NABU. Eine bislang unbebaute Fläche werde dauerhaft oder auf unbestimmte Zeit industriell genutzt, moniert der Verband. Damit gehe sie als mögliche Kulisse – etwa für ökologische Landwirtschaft – unwiederbringlich verloren. Zwischen Bauzäunen, Leitungen und Transformatoren verschwindet also nicht nur ein Stück Acker aus dem Blick; es verändert sich auch die Frage, wofür diese Fläche künftig überhaupt noch zur Verfügung steht.

Warum der Netzausbau komplizierter wird

Der Ausbau erneuerbarer Energien verschiebt die Landkarte der Stromversorgung. Stromerzeugung und Verbrauch liegen zunehmend auseinander: Windenergie entsteht besonders in Norddeutschland, während industrielle Großverbraucher vor allem in Süddeutschland angesiedelt sind. Gleichzeitig speisen Wind- und Photovoltaikanlagen wetterabhängig ein. Mal kommt viel Strom, mal deutlich weniger.

Früher lief das System stärker von zentralen, verbrauchsnahen Kohle-, Atom- und Gaskraftwerken in eine Richtung. Das Übertragungsnetz arbeitet mit 220 beziehungsweise 380 Kilovolt und speist nachgelagerte Verteilnetze bis 110 Kilovolt. Für große Strommengen über weite Strecken muss dieses Netz bedarfsgerecht erweitert werden.

Für lange Distanzen und hohe Leistungen kommen insbesondere Höchstspannungs-Gleichstrom-Übertragungsleitungen mit 525 Kilovolt infrage. Ihre Übertragungsverluste sind geringer; diese Einsparungen wiegen laut Umweltbundesamt schwerer als die Verluste bei der Umwandlung zwischen Gleich- und Wechselstrom.

Zum Werkzeugkasten gehören außerdem ein witterungsabhängiger Freileitungsbetrieb beziehungsweise Freileitungsmonitoring, Hochtemperaturleiterseile, die Spannungserhöhung von 220 auf 380 Kilovolt, eine bessere Steuerung und Regelung der Stromflüsse, zusätzliche Stromkreise auf bestehenden Masten sowie Neubau oder Parallelneubau in vorhandenen Trassen.

Auch vor den Verteilnetzen macht die Energiewende nicht halt. Kleinere erneuerbare Anlagen speisen zunehmend dort ein; Strom kann dadurch in höhere Spannungsebenen zurückfließen, für die das Bestandsnetz nicht überall ausgelegt ist. Wetterbedingt entstehen zudem hohe Einspeisespitzen aus Photovoltaik- und Windenergieanlagen. Wärmepumpen und Elektromobilität erhöhen wiederum bei gleichzeitigem Netzbezug die Lastspitzen.

Gegensteuern soll eine systemdienliche Flexibilisierung – mit intelligentem Lastmanagement, Sektorkopplung sowie Batterie- und Pumpspeichern. Bei hoher Erzeugung aus Wind und Photovoltaik sollte Strom möglichst direkt verbraucht oder gespeichert werden. Ist die Erzeugung gering, kann der Verbrauch sinken oder gespeicherter Strom zurück ins Netz fließen. Elektromobilität und Batteriespeicher für Photovoltaikanlagen könnten künftig große Kapazitäten bereitstellen, müssen dafür aber netzdienlich betrieben werden. Finanzielle Anreize und intelligente, vom Netzbetreiber steuerbare Messsysteme können dabei helfen. Auch Wärmepumpen, besonders Großwärmepumpen in Verbindung mit Wärmespeichern, eignen sich für Lastmanagement.

Ein europäisches Verbundnetz schafft zusätzlich Ausgleich: Erneuerbare Energien liefern in Europa nicht überall gleichzeitig gleich viel Strom. Eine solche Vernetzung und eine breit aufgestellte erneuerbare Erzeugung machen das System widerstandsfähiger; auch Kraftwerksausfälle können grenzüberschreitend ausgeglichen werden.

Von der Planung bis zum Planfeststellungsbeschluss

Der bundesweite Netzausbau folgt einem langen Verfahren. Das Energieleitungsausbaugesetz von 2009 legte erstmals notwendige Leitungsbauprojekte auf Höchstspannungsebene gesetzlich fest. Dadurch konnten entsprechende Bauvorhaben in den Ländern schneller genehmigt werden, weil ihre grundsätzliche Notwendigkeit bereits festgestellt war.

Seit 2011 erstellen die Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion, Tennet und TransnetBW gemeinsam alle zwei Jahre einen Netzentwicklungsplan. Rechtsgrundlage ist das Energiewirtschaftsgesetz. Darin sollen notwendige Onshore- und Offshore-Maßnahmen für einen sicheren und zuverlässigen Netzbetrieb enthalten sein. Bei Offshore-Anbindungen wird der vom Bundesamt für Seeschifffahrt und Hydrographie erstellte Flächenentwicklungsplan nach dem Windenergie-auf-See-Gesetz berücksichtigt.

Der im März 2024 von der Bundesnetzagentur bestätigte Netzentwicklungsplan 2023–2037/2045 beschreibt erstmals das Stromnetz, das für Treibhausgasneutralität bis 2045 erforderlich ist. Am Anfang stehen mindestens drei Szenarien der Übertragungsnetzbetreiber für wahrscheinliche Entwicklungen der kommenden zehn bis 15 Jahre. Die Bundesnetzagentur veröffentlicht und genehmigt den Szenariorahmen, anschließend ermitteln Strommarkt- und Netzsimulationen den Ausbaubedarf im Übertragungsnetz und bei Offshore-Anbindungen.

Auf dieser Grundlage entsteht der Entwurf des Netzentwicklungsplans. Grundsätzlich gilt das NOVA-Prinzip: Netzoptimierung vor Verstärkung vor Ausbau. Nach Öffentlichkeitsbeteiligungen überarbeiten die Netzbetreiber den Entwurf. Die Bundesnetzagentur prüft ihn und führt eine strategische Umweltprüfung durch; nach einer weiteren öffentlichen Konsultation wird der Plan als Entwurf für einen Bundesbedarfsplan an die Bundesregierung übermittelt.

Der Gesetzgeber erlässt den Bundesbedarfsplan mindestens alle vier Jahre. Er stellt die energiewirtschaftliche Notwendigkeit und Dringlichkeit der enthaltenen Vorhaben fest. In der Bundesfachplanung werden anschließend Trassenkorridore in einem Bundesnetzplan festgelegt. Für länder