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Babylon im Stromnetz

Eine kleine Störung, und das europäische Stromnetz bricht zusammen. Wind- und Sonnenenergie machen die Stromversorgung verletzlicher. Energiespeicher könnten helfen, sind aber schwierig zu planen.

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Nichts ist für die Netzbetreiber schlimmer, als die Kontrolle zu verlieren. Ihre höchste Strafe ist der Blackout. Lichter gehen aus, Maschinen stoppen, Züge bleiben stehen. Das passierte 2003 in Italien, 2006 in Westeuropa. Die Ursache war jeweils eine Kleinigkeit. Eine überlastete Übertragungsleitung in der Schweiz, Fehler von Netztechnikern in Norddeutschland. Die Konsequenzen jedoch waren hart: Als Italien vom europäischen Stromnetz getrennt wurde, dauerte es zweieinhalb Minuten – dann brach die Energieversorgung im ganzen Land zusammen. Ein totaler Blackout in der Schweiz kostet 8 bis 30 Millionen Franken – pro Minute. Mit diesen Zahlen rechnet das Bundesamt für Energie.

Noch sind solche Ausfälle in Europa Episoden. Dafür vollbringen die Netzbetreiber täglich einen Balanceakt. Produktion und Verbrauch müssen stetig im Gleichgewicht liegen, weil sich Strom im Netz nicht speichern lässt. Schon kleine Abweichungen von der Netzfrequenz (50 Hertz) bringen die Versorgung ins Wanken, Generatoren und Maschinen werden automatisch vom Netz getrennt.

Unerträglicher Stromhandel

Die Energieversorgung galt bisher als planbar: Netzbetreiber, Kraftwerkgesellschaften und Händler bereiten stets gemeinsam den nächsten Tag vor. Es entstehen Kraftwerkfahrpläne, im Viertelstundentakt werden Prognosen zur Netzlast gemacht, in der Schweiz, in Europa. Doch heute sind die Übertragungsleitungen des europäischen Netzes mancherorts überlastet. «Frequenzschwankungen nehmen massiv zu», sagt Alain Graf, der Chef der schweizerischen Netzgesellschaft Swissgrid. Stromhändler handeln seit der Öffnung des Strommarkts zeitweise mehr Strom, als das Netz erträgt. Auch das Konsumverhalten ist weniger durchschaubar. Schwankungen im Monats- und Tagesverlauf haben in den letzten 15 Jahren in der Schweiz zugenommen, wie die Werte der schweizerischen Elektrizitätswerke zeigen. Dasselbe gilt für ganz Europa.

«Die Regelung wird immer komplizierter», sagt Göran Andersson, der Leiter des ETH-Instituts für Elektrische Energieübertragung. Für die Regelenergie zahlen Netzbetreiber eine Art Versicherungsprämie an Kraftwerkeigentümer. Diese helfen dafür aus, falls eine Anlage ausfällt oder an der Börse zu wenig Strom eingekauft wurde. Oder sie drosseln die Produktion, wenn die Stromnachfrage geringer ist. Zwei Drittel ihrer Betriebskosten wendet Swissgrid für ein störungsfreies Höchstspannungsnetz auf. Und nun kommt die Energiewende. Europa will in acht Jahren den Anteil der Erneuerbaren am Strombedarf auf 20 Prozent steigern, Deutschland gemäss Energiekonzept 2010 sogar von heute 17 auf mindestens 35 Prozent. Die Schweiz plant einen starken Zubau an Fotovoltaik ab 2035. Wind- und Sonnenkraft machen zuverlässige Tagesprognosen noch schwieriger. Der Effekt: ungewisse Einspeisungen und starke Preisschwankungen auf dem Strommarkt. Zahlen der deutschen Bundesnetzagentur zeigen: Steigt die Menge an Windstrom im Norden, sinkt an der Strombörse der Preis für eine Kilowattstunde. Der Stromfluss in Europa verändert sich.

Hilflose Windparkbetreiber

Norddeutschland gab im letzten Winter besten Anschauungsunterricht: Innert Stunden stieg die Leistung der Windkraftwerke besonders in Brandenburg und Schleswig-Holstein um über 10 Gigawatt. Das entspricht etwa zehnmal der Leistung des Kernkraftwerks Gösgen. Dieser Energiestoss überlastete das Verteilnetz: So floss der Strom von unten zurück ins übergeordnete Übertragungsnetz. Die Netzbetreiber regelten Kraftwerke hinunter. Es half nichts. Über 190-mal wurde laut deutscher Bundesnetzagentur die Windstromproduktion reduziert. Experten von Siemens rechnen damit, dass Überschusssituationen in den nächsten 15 Jahren noch über das Versorgungsnetz geregelt werden können. Doch bei einer Drosselung von Windparks wie im letzten Winter in Deutschland steigen die Produktionskosten der Erneuerbaren, und Strom aus Kohle- und Gaskraftwerken wird weniger ersetzt, entsprechend schwächer wird der Ausstoss klimaschädlicher Treibhausgase gebremst.

«Ohne ausreichende Speichermöglichkeiten wird der Ausbau der erneuerbaren Energie in einer Sackgasse enden», warnt Wolfgang Bogenrieder vom Energieunternehmen 50 Hz Offshore GmbH in Berlin. Speicher laden überschüssigen Strom und geben die Energie wieder ab, wenn dafür Bedarf ist. Pumpspeicherkraftwerke vor allem im alpinen Raum, in Spanien und in Norwegen machen das seit Jahrzehnten. Sie sind gegenwärtig die einzigen «grünen» Batterien, die wirtschaftlich und effizient im grossen Stil funktionieren.

«Wir brauchen ein flexibles Stromsystem», sagt ETH-Energieexperte Göran Andersson. Damit meint er ein Paket an Optionen: leistungsstarke Höchstspannungsleitungen, um einen Teil der Schwankungen innerhalb des europäischen Systems auszubalancieren. 80 Prozent der identifizierten 100 Engpässe im kontinentaleuropäischen Stromnetz sind laut dem Verband Europäischer Übertragungsnetzbetreiber (Entso-E) auf die Integration von Wind- und Sonnenenergie zurückzuführen. Es braucht ein intelligentes Lastmanagement wie das Smart Grid, das Strom nach Bedarf in den Haushalten und der Industrie verteilt und so Angebotsschwankungen ausgleicht. Es braucht bessere Wetterprognosen, um gigantische Stromeinspeisungen aus Windanlagen vorauszusehen. Doch selbst dann kommt es zu Überschuss und Unterversorgung im Stromnetz. Modellrechnungen der ETH Zürich zeigen das am Beispiel Deutschland: Selbst bei perfekten Vorhersagen für Wind und Fotovoltaik und ohne Netzengpässe im Inland und zu den Nachbarländern, und selbst wenn alle inländischen und ausländischen Pumpspeicher zur Verfügung stünden – eine hundertprozentige Integration der Erneuerbaren lässt sich bei einem grossen Anteil von Wind- und Sonnenenergie nicht allein durch Netzausbau erreichen.

Falls die EU ihre Energieziele erreicht, braucht es bis 2025 Reservekraftwerke und Speicherkapazitäten in der Grössenordnung von 150 Terawattstunden. Das schätzen Fachleute der Boston Consulting Group. Dies entspricht mehr als 5 Prozent der jährlichen Stromnachfrage in der EU. Allein für Deutschland, rechnet Siemens, müsste abhängig vom Anteil der Erneuerbaren die Speicherkapazität um 45- bis 1100-mal vergrössert werden. Dafür reicht das Potenzial der Pumpspeicherkraft nicht aus.

Neue Technologie nicht reif

Technische Lösungen befinden sich vielfach noch im Entwicklungsstadium. In Deutschland wird über eine Technologie nachgedacht, die bereits vergessen schien: die Drucklufttechnologie. Dabei wird mit überschüssigem Strom Luft in Salzkavernen gepresst. Bei Bedarf treibt die Druckluft Stromgeneratoren an. Es gibt weltweit bisher nur zwei Kraftwerke dieses Typs, eine Anlage steht in Huntorf bei Bremen.

Am schnellsten durchsetzen dürften sich Batterien, stationär in Grosssystemen oder dezentral in Elektroautos und Privathaushalten. Sie helfen vor allem bei kurzen Frequenzschwankungen und Spannungsproblemen im Stromnetz als Energiespeicher und -quelle. Lösungen sind besonders für die Wintermonate gesucht, wenn die Sonne tief steht und sich Nebeltage häufen. Sonnenenergie fliesst dann nur spärlich. Hier drängt sich die Produktion von Wasserstoff als saisonalem Speicher auf, der elektrolytisch hergestellt wird, sich über Monate speichern und letztlich als Brennstoff für die Strom- oder Wärmegewinnung einsetzen lässt.

Lange Liste offener Fragen

«Wenn wir Speicher an der Küste nahe der Windparks bauen und Windstrom in den Süden transportieren wollen, brauchen wir trotzdem Netzkapazität», wirft Barbie Haller von der Bundesnetzagentur ein. Möglicherweise lasse sich der Ausbau der Verteilnetze reduzieren, ergänzt die Leiterin für wirtschaftliche Grundsatzfragen der Energieregulierung. Für Martin Geidl, Netzexperte bei Swissgrid, verhindern Speicherkapazitäten Probleme mit den Rückspeisungen ins übergeordnete Netz.

Die Knacknuss wird sein: herauszufinden, wie viel Speicherkapazität es braucht, wo ein Einsatz sinnvoll und welche Technologie dienlich ist. Die bisherigen Schätzungen der Kapazität sind grobe Annahmen. Niemand weiss genau, wie viel der Einspeiseschwankungen sich über Lastmanagement wie Smart Grid regeln lassen, wie schnell das europäische Stromnetz ausgebaut wird, wie viel Strom sich künftig importieren und exportieren lässt, ob Speicher sogar obsolet werden, wenn Stromleitungen und Lastmanagement optimiert sind und Wetterprognosen sich verbessern.

Im Gegensatz zu Deutschland kann die Schweiz den erwarteten massiven Zubau vor allem an Fotovoltaik vorerst durch Pumpspeicherkraftwerke abfedern. Für die Energieforscher der ETH Zürich gibt es bis mindestens 2040 keinen direkten Bedarf an zusätzlichen Speicherkapazitäten neben den Speicherseen. Gewiss ist: Die Stromversorgung der Zukunft ist ein Verbund von Grosskraftwerken, kleineren Stadtwerken, Millionen von kleinen Solaranlagen und unterschiedlichen Speichern. Ein Babylon in der Stromversorgung eben.

Erstellt: 19.10.2012, 10:15 Uhr

Das Stromnetz in der Schweiz

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Energie-Serie

Teil 1: Babylon im Stromnetz. Mit der Energiewende wird die Stromversorgung zu einem Regelwerk, das immer komplizierter zu steuern ist.

Weitere Folgen:
Teil 2: Wettstreit um die beste Batterie
Teil 3: Die Renaissance der Druckluft
Teil 4: Megabaustellen für die Wasserkraft
Teil 5: Die Methanol-Revolution

Diese Serie wurde ermöglicht durch die Unterstützung des Tamedia-Förderpreises.

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