Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ)
Die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) transportiert große Strommengen verlustarm über lange Distanzen. In Deutschland werden mit SuedLink, SuedOstLink, A-Nord und Ultranet vier große HGÜ-Korridore gebaut, die Windstrom aus dem Norden in die Verbrauchszentren im Süden bringen sollen. Inbetriebnahmen sind zwischen Ende 2026 und 2030 geplant.
Was ist die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung?
Die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ) transportiert elektrische Energie als Gleichstrom über sehr lange Strecken. An jedem Ende einer HGÜ-Leitung steht eine Konverterstation, die zwischen dem 50-Hz-Wechselstromnetz und dem Gleichstrom auf der Leitung wandelt. Während das öffentliche Hoch- und Höchstspannungsnetz historisch als Drehstromsystem aufgebaut ist, eignet sich HGÜ technisch und wirtschaftlich besser für den gerichteten Transport großer Strommengen über mehrere hundert Kilometer.
In Deutschland werden HGÜ-Leitungen vor allem genutzt, um Windstrom aus dem Norden in die Verbrauchszentren im Süden zu bringen — eine Aufgabe, die das bestehende Wechselstromnetz nur noch mit hohem Redispatch-Aufwand bewältigt.
Warum Gleichstrom für lange Strecken
Bei Wechselstromübertragung treten neben der Wirkleistung auch Blindleistungsanteile auf, die mit der kapazitiven und induktiven Beschaffenheit der Leitungen zusammenhängen. Diese transportieren keine nutzbare Energie, belasten aber die Leitungen und erfordern aufwendige Kompensation — bei langen Kabeln wird das schnell wirtschaftlich kritisch. Mehr dazu im Wiki-Eintrag Blindleistung.
Gleichstromsysteme umgehen diesen Effekt: Es entstehen keine frequenzabhängigen Blindleistungsflüsse, die Leitungsverluste sinken, und der Leistungsfluss lässt sich an den Konvertern präzise einstellen. Die wirtschaftlichen Schwellen für HGÜ:
- Kabel: wirtschaftlich ab etwa 40–70 km
- Freileitung: wirtschaftlich ab etwa 600–800 km
Die deutschen HGÜ-Korridore werden überwiegend als Erdkabel ausgeführt — eine politische Vorgabe aus den frühen 2010er-Jahren, die Akzeptanzprobleme entlang der Trasse entschärfen sollte, aber zu deutlich höheren Kosten und längeren Bauzeiten führte.
Die großen deutschen HGÜ-Trassen
Aktuell befinden sich vier HGÜ-Korridore im Bau, deren Inbetriebnahme zwischen Ende 2026 und 2030 erwartet wird:
| Trasse | Kapazität | Strecke (ca.) | Geplante Inbetriebnahme |
|---|---|---|---|
| SuedLink (TenneT/TransnetBW) | 4 GW (2 × 2 GW) | 700 km, Schleswig-Holstein → Bayern/BW | Ende 2028 |
| SuedOstLink (50Hertz/TenneT, V5) | 2 GW | 543 km, Sachsen-Anhalt → Bayern | 2027 |
| SuedOstLink+ (V5a, P44mod) | 2 GW | rund 713 km | 2030 |
| A-Nord (Amprion) | 2 GW | rund 300 km, Emden → NRW | 2027 |
| Ultranet (Amprion/TransnetBW) | 2 GW | rund 340 km, NRW → BW | Ende 2026 |
Zusammen ergänzen diese Korridore das Übertragungsnetz um eine zusätzliche Nord-Süd-Transportkapazität im zweistelligen Gigawattbereich. Sie sind als Stromautobahnen konzipiert, die regionale Engpässe in den vermaschten Wechselstromnetzen deutlich entlasten sollen.
Verzögerungen und Kosten
Praktisch alle großen HGÜ-Projekte sind hinter ihren ursprünglichen Zeitplänen zurück. SuedLink wurde ursprünglich für 2022 angekündigt — die Inbetriebnahme verschiebt sich auf Ende 2028, ein Verzug von rund sechs Jahren. Ursachen sind die Umstellung auf Erdkabel-Vorrang, langwierige Planfeststellungsverfahren und Genehmigungsbedarf für neue Konverterstandorte.
Die Folgekosten des verzögerten Netzausbaus zeigen sich im Netzengpassmanagement:
| Jahr | Redispatch-Kosten | Maßnahmenvolumen | Anteil Engpässe Übertragungsnetz |
|---|---|---|---|
| 2024 | rund 2,78 Mrd. € | rund 30 TWh | rund 74 % |
| 2025 | rund 3,1 Mrd. € | rund 30 TWh | rund 65 % |
Die abgeregelte erneuerbare Erzeugung — also Wind- und PV-Strom, der wegen Netzengpässen gar nicht erst eingespeist werden darf — liegt bei rund 9–10 TWh pro Jahr. Das entspricht etwa 3 bis 3,5 % der gesamten EE-Stromerzeugung. Mit der schrittweisen Inbetriebnahme der HGÜ-Korridore wird der Redispatchbedarf im Übertragungsnetz spürbar sinken, während Engpässe in den Verteilnetzen — vor allem durch lokalen PV-Zubau — gleichzeitig an Bedeutung gewinnen.
Zusammenhang mit Photovoltaik
Auf den ersten Blick scheinen HGÜ-Trassen primär ein Thema für Windkraft zu sein. Tatsächlich wirken sie aber direkt auf den PV-Sektor:
- Redispatch 2.0: PV-Anlagen ab 100 kW werden im Engpassfall abgeregelt. Mehr Übertragungskapazität reduziert die Häufigkeit dieser Eingriffe.
- Einspeisebegrenzung im Süden: Solange die Trassen fehlen, kann Windstrom aus dem Norden nicht ins Süddach-PV-Land transportiert werden — das hält den Bedarf an südlicher Erzeugung hoch.
- Regionale Strompreisspreizung: Engpässe führen zu deutlich unterschiedlichen Marktpreisen in Nord und Süd, mit häufigeren negativen Preisen im Norden und höheren Preisen im Süden. Eine vollständige Einheitspreiszone bleibt damit politisch wie operativ unter Druck.
Für die Grundlast- und Residuallast-Diskussion sind HGÜ-Leitungen ein Baustein der Flexibilität: Sie ersetzen zwar keine Erzeugung, ermöglichen aber den großräumigen Ausgleich zwischen Regionen mit unterschiedlicher Wind- und PV-Einspeisung — und reduzieren so die lokal vorzuhaltende steuerbare Leistung.