Der Weg zum intelligenten Stromnetz ist eine Jahrhundertaufgabe
„Wir stehen vor einer Jahrhundertaufgabe“, formulierte Rolf Gnadl, Vorstand der OVAG Netz AG, die Anforderungen an die Netzbetreiber durch die Energiewende. „Wir verlassen gerade die ‚alte Welt’ mit ihrer zentralisierten Stromversorgung und brechen auf in eine ‚neue Welt’ mit dezentraler Stromerzeugung.“ Auf Einladung des Vereins Erneuerbare Energien für Schotten (EES) erläuterten er und Werner Hasenau, Prokurist und Leiter des Strombetriebs der OVAG Netz AG, wie das Unternehmen diese Herausforderung aktiv angeht.
Unser Stromnetz – die Experten nennen es „Grid“ – sei in den letzten 100 Jahren entstanden. Dabei wird der Strom von den wenigen großen Atom- und Kohlekraftwerken durch ein immer feingliedrigeres Netz bis zum Endverbraucher transportiert. Bei der Stromerzeugung in dezentralen kleinen und größeren Photovoltaik-, Windkraft- oder Biogas-Anlagen werde der Strom dagegen von den vielen Erzeugungspunkten eingespeist. Die „Lastrichtung“ des Stroms im Netz wird faktisch umgedreht. Am Beispiel von Dänemark illustrierte der OVAG-Netzexperte Hasenau wie das dortige Stromnetz in zwanzig Jahren von einem zentralen Verteilsystem zu einem dezentralen Erzeugungssystem umgebaut wurde. Diesen Systemwechsel muss die OVAG in den nächsten Jahren ebenfalls bewältigen.
Bis 2008 konnte der dezentral erzeugte Strom bei uns relativ problemlos in das Netz eingespeist werden werden, weil es genügend Reserven hatte. Doch dann setzte ein Boom ein. Es wurden immer mehr Windkraft- und Photovoltaikanlagen gebaut. Das führte zu gänzlich neuen Anforderungen an das Strommanagement. Wurde bis dahin der Strom verbrauchsorientiert erzeugt und verteilt, ging es jetzt darum, die oft diskontinuierliche Stromerzeugung durch erneuerbare Energien mit dem Verbrauch in Einklang zu bringen. Dies sei nicht unproblematisch, so Gnadl. Bei starkem Wind in ganz Deutschland müssten in Ausnahmefällen sogar Windkraft-Anlagen abgeschaltet werden, um das Gleichgewicht im Netz zwischen Erzeugung und Verbrauch aufrecht zu erhalten. Allerdings passiere das nur im Extremfall und müsse nachträglich genau begründet werden.
Hinzu komme, dass nicht immer die Sonne scheine und der Wind unregelmäßig wehe. Oft müssten große Strommengen durch das Netz geleitet werden z.B. von Mecklenburg-Vorpommern mit seinen vielen Windkraft-Anlagen nach Süddeutschland mit vielen industriellen Großverbrauchern. Während das norddeutsche Bundesland mehr Strom erzeuge als es verbrauche, gebe es in Baden-Württemberg nach Abschaltung mehrerer Atomkraftwerke einen zusätzlichen Bedarf. Am kostengünstigsten wäre es, wenn diese Windkraft-Anlagen direkt am Ort des größten Verbrauchs stehen würden, was sich aber noch zu selten realisieren lässt.
Aber auch der Zubau von Photovoltaik-Anlagen auf dem Land sei eine nicht zu unterschätzende Herausforderung. Dazu präsentierte Hasenau das Beispiel einer Vogelsberggemeinde mit 333 Einwohnern. Durch eine an sich erfreuliche zusätzliche Photovoltaikanlage in einer Dorfrandlage musste in diesem Dorf eine zweite Trafostation mit dreifacher Leistung gebaut werden, um den dort erzeugten aber dort nicht benötigten Strom abzutransportieren. Da das Erneuerbare Energien Gesetz eine Abnahmeverpflichtung vorsieht, können diese Investitionen nicht vermieden werden.
Schwankungen in der Erzeugung und dem Verbrauch von Strom führten zu schwankenden Lastsituationen im Netz, die mit einem „intelligenten Stromnetz“ – im Fachjargon „Smart Grid“ – ausgeglichen werden müssten, so Hasenau.
Wie groß die Aufgabe alleine für die OVAG ist, zeigen einige Zahlen. Ihr Versorgungsgebiet ist 2.707 km² groß. Das Stromnetz ist knapp 10.000 Kilometer lang. Über 25.000 Kabelverteilschränke werden 125.000 Netzanschlüsse mit 225.000 Zählpunkten versorgt. Dieses Netz muss jetzt umgerüstet werden. Gegenwärtig wird bereits Ökostrom von 5.200 Photovoltaik-Anlagen, 188 Windkraft-Anlagen und 30 Biomasse-Anlagen in das Netz eingespeist. Das sind knapp 20 Prozent des Gesamtverbrauchs der OVAG-Kunden.
Die OVAG investiere in intelligente Steuerungstechnik, damit ihre Transformatoren die Netzspannung in Abhängigkeit von den Lastverhältnissen vor Ort regeln und dadurch die Kapazitäten bei schwankenden Lastsituationen ausgleichen. Mit intelligenten Zählern – noch Zukunftsmusik – könnten lastvariable Tarife angeboten werden. Wenn viel Strom erzeugt und wenig verbraucht werde, würde der Verbraucher durch einen günstigeren Tarif angeregt, seine Geräte und Maschinen in dieser Zeit zu nutzen. Die Aufforderung dazu erhielte er durch seinen Zähler. Für eine gleichmäßige Lastverteilung entscheidend sei jedoch der Ausbau der Speicherkapazitäten. Hier gebe es verschiedenen Optionen: Elektromobilität, Gas- oder Batteriespeicher. Aber auch hier ist die Technik noch nicht so weit entwickelt, dass sie zu kostendeckenden Preisen eingesetzt werden könne.
Die Vorsitzende des EES, Dr. Jutta Kneißel, betonte, dass sich kaum jemand unter den Teilnehmenden und auch sie selbst nicht haben vorstellen können, was für eine Herkulesaufgabe sich unter dem harmlosen Begriff eines Smart Grid verbirgt. Und wie schwierig es sei, den von uns allen gewollten Systemwechsel weg von umweltfeindlichen Großkraftwerken hin zu umweltfreundlichen „Vor Ort Energien“ zu bewältigen.