Auch in Thüringen Blackout-Gefahr durch Sonnenstrom

Ilmenau/Erfurt  Energiewende erreicht die Ortsnetze: Forscher des Ilmenauer Fraunhofer-Instituts haben das Risiko von Netz-Überlastungen durch Erneuerbare Energien in Kommunen untersucht. Ihr Befund: Bereits in wenigen Jahren muss der Strom auch örtlich gespeichert werden – zum Beispiel in Nahwärmenetzen.

Peter Bretschneider (links) und Frank Karstädt vor einem der sich automatisch ausrichtenden Solarstrom-Module im Energiepark des Ilmenauer Fraunhofer-Instituts für Optronik, Systemtechnik und Bildauswertung. Die beiden Energie-Systemtechniker gehören zu den Autoren der Studie, die das Speicherpotenzial in Ortsnetzen für erneuerbare Energien untersucht. Foto: Jens Voigt

Peter Bretschneider (links) und Frank Karstädt vor einem der sich automatisch ausrichtenden Solarstrom-Module im Energiepark des Ilmenauer Fraunhofer-Instituts für Optronik, Systemtechnik und Bildauswertung. Die beiden Energie-Systemtechniker gehören zu den Autoren der Studie, die das Speicherpotenzial in Ortsnetzen für erneuerbare Energien untersucht. Foto: Jens Voigt

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Halb Deutschland streitet über den Hochspannungs-Netzausbau, gegen geplante Stromtrassen wird protestiert oder politisch fintenreich gerungen. Doch was ist eigentlich mit den örtlichen Energienetzen auf Nieder- und Mittelspannungsebene, wenn sich immer mehr Privatleute, Firmen und Behörden Solarmodule aufs Dach schrauben oder Windräder in den Garten stellen? Forscher des Ilmenauer Fraunhofer-Instituts für Optronik, Systemtechnik und Bildauswertung, Institutsteil Angewandte Systemtechnik (IOSB-AST) sind dieser Frage im Auftrag der Thüringer Energie- und GreenTech-Agentur (Thega) nachgegangen. Und die Antworten in ihrer Studie sind, je nach Blickwinkel, durchaus alarmierend respektive anspornend für Politik und Wirtschaft.

Künstliche Stadt unter Strom

Dabei erwies sich bereits die Datenbasis als ziemlich schwierig zu beschaffen. Anders als im Höchstspannungsnetz, wo Betreiber und Bundesnetzagentur permanent jedes Strom-Fitzelchen bei Einspeisung, Transport und Verbrauch dokumentieren, präsentiert sich das Nieder- und Mittelspannungssystem weithin als Informationswüste mit wenig mehr Kenndaten als das es die Leitungen tatsächlich gibt und Strom darin fließt. „Kein Wunder“, erklärt Systemtechniker Peter Bretschneider, der mit drei Kollegen ein Jahr lang an der Studie arbeitete, „bis vor kurzem waren örtliche Netze auch nur zur Verteilung konstruiert. Dass es auf dieser Ebene auch mal Einspeisung geben würde, konnten die Erbauer nicht ahnen.“ Allerdings hätte die Datenbasis eines tatsächlichen Ortsnetzes wissenschaftlich auch nicht viel gebracht: Jedes örtliche System ist anders, angepasst an Siedlungsstrukturen, Wirtschaftsbranchen, Landschaft. Allgemein gültige Erkenntnisse ließen sich so nicht gewinnen.

Also bauten Bretschneider und sein Team ihre eigene Stadt, eine aus Hunderten Statistiken heruntergerechnete Durchschnitts-Kommune: 30 000 Einwohner, verdichtetes Zentrum mit hoher Zeilenbebauung, Wohngebiete, Wind- und Solarpark, Gewerbegebiet, angrenzend noch eine Siedlung. Insgesamt 1847 Wohn- und Geschäftsgebäude von Omas Kleinhäuschen bis zum Behördenzentrum. Darüber und herum verteilt 4456 „Netzelemente“, also Leitungen, Transformatoren, größere Verbrauchspunkte und Einspeiseanlagen wie vor allem Photovoltaik auf den Dächern. „Dabei haben wir uns an der heute verfügbaren Anlagentechnik und den Zuwachsraten orientiert, die sich aus dem Programm der Bundesregierung und dem jetzt gültigen Erneuerbare-Energie-Gesetz ergeben“, erläutert Bretschneider. Auch die wahrscheinliche Dynamik beim Zubau sei abgebildet worden. „Zuerst dürften die Dachflächen in den Gebieten mit Ein- und Mehrfamilienhäusern ausgeschöpft sein, später folgen die größeren Mietshäuser, wenn die Wohnungsgesellschaften das Geld für die Investitionen aufbringen“, schildert Frank Karstädt, Ingenieur für Energiesysteme, das Vorgehen. Selbst die zu erwartende Verbesserung bei der Wärmedämmung von Häusern wurde kalkuliert.

Und dann setzten die Fraunhofer-Forscher ihre künstliche Stadt unter Strom. Ließen am Rechner anhand meteorologischer Daten die Sonne auf- und niedergehen, den Wind wehen, die Temperaturen wechseln wie im echten Leben. Beobachteten Verbrauch, Einspeisung und die Lastflüsse, dargestellt im Viertelstundentakt, über ein ganzes Jahr, jeweils für die Situation von heute, im Jahr 2018 und 2023.

2023 glühen die ersten Ortsnetze

Der Befund fällt ziemlich eindeutig aus: Bliebe das typische Ortsnetz so, wie es heute aufgebaut ist, bekäme es mit der Zunahme örtlich erzeugter erneuerbarer Energie schon bald Probleme. Bereits jetzt würde in der simulierten Stadt einer der 14 Netzknoten sporadisch überlastet, 2018 später würde der betreffende Trafo schon an 22 Tagen im Jahr gravierend leiden und ein zweiter ebenfalls. Fünf Jahre später wären drei Knoten durch häufige Rückspeisung überflüssigen Sonnenstroms ins Mittelspannungsnetz von dauerhafter Überlastung bis zur „Betriebsmittelaufgabe“ betroffen, mindestens ein Kabel im Ort würde die „Grenzen der thermischen Belastung“ überschreiten, wie es die Forscher im sachlichen Wissenschaftler-Deutsch formulieren. „Ja, dann glüht so ein Trafo schon mal – und das Kabel raucht weg“, übersetzt Systemtechniker Sebastian Flemming den Befund. Was das für den entsprechenden Ort bedeute? „Blackout, für die ganze Stadt.“ Und selbst wenn dieser schlimmste Fall nicht eintrete, so würden die immer größeren Amplituden im Verbrauchs- und Einspeise-Verhältnis gravierende Folgen entfalten. „Es kommt zu Spannungsbandverletzungen, die ab etwa zehn Prozent Schwankung alle elektrischen Geräte außer Gefecht setzen“, erklärt Karstädt. Keine der heutigen Produktionsanlagen in der Wirtschaft könnte mit solchen Schwankungen noch funktionieren, erst recht alles, was von Computern gesteuert wird.

Schon 2018 würde abstrahierte typische Mittelstadt bereits zwei Prozent mehr Strom produzieren als sie verbraucht, fünf Jahre später läge die Differenz bereits bei über sechs Prozent. Wohin also mit der überflüssigen und teils gefährlichen Mehr-Energie? Ein Weg hieße „Einspeisemanagement“, also Erzeugungsanlagen befristet abschalten – bezahlt würde der versenkte Strom freilich trotzdem über den allgemeinen Verbraucherpreis. Zweite Variante: Über einen technischen Ausbau die Einspeisung in die überregionalen Netze absichern – wo freilich heute schon Kapazitäten ausgereizt sind und die großen Netzbetreiber jährlich dreistellige Millionenbeträge für das „Redispatching“ überschüssigen Wind- und Sonnenstroms ausgeben. „Dann würden die lokal erzeugten erneuerbaren Energien als zusätzliche Treiber des Netzausbaues wirken“, urteilt Peter Bretschneider, „das kann eigentlich niemand wollen.“

Wohin mit dem überflüssigen Strom

Deshalb haben er und sein Team untersucht, ob und wie sich der vor Ort erzeugte Strom auch vor Ort speichern ließe, und zwar für einen eher kurzfristigen Abruf. Varianten mit besonders hohem Wirkungsgrad wie Pumpspeicherwerke fielen dabei aus, weitgehend auch solche Systeme wie Redox-Flow-Akkumulatoren. Im Energiepark des Instituts steht ein solcher Akku, der 100 Kilowattstunden speichern kann – aber von den Ausmaßen einer Pkw-Garage und nur von Fachleuten zu bedienen. Von der Technologie her kämen daher am wahrscheinlichsten Blei-Säure- oder Lithium-Ionen-Batterien in Betracht. Bei letzteren kennt Flemming bereits anwendungsreife Beispiele, die bis 500 Kilowattstunden speichern, „ungefähr so groß wie ein Container“. Selbst damit aber hätten die Bürger der künstlichen Mittelstadt aber ein Problem: Bei den in der Studie kalkulierten Stromüberschüssen von jährlich etwa 350 Megawattstunden müssten sie 700 Batterie-Container irgendwo unterkriegen – nicht eben ein ästhetisches Highlight. Die Ilmenauer Forscher haben deshalb nach einer weiteren Stromsenke gesucht – und eine gefunden, die keinen zusätzlichen Bau- und Platzbedarf nach sich zieht. „Power to heat“ heißt die Lösung. „Was sonst abgeregelt werden müsste, kann in Wärme verwandelt und gespeichert werden“, so Bretschneider. Dabei seien individuelle Lösungen – Warmwasser- oder Fluidspeicher bzw. Wärmepumpen in Siedlungshäusern – ebenso umsetzbar wie gemeinschaftliche, also Großspeicher, die ein Ortswärmenetz speisen. Schon heute würden rund fünf Prozent des häuslichen Wärmebedarfs elektrisch erzeugt.

Wenn es gelänge, den überschüssigen Solar- und Windstrom intelligent und automatisiert in diese Anlagen zu lenken, wäre das Problem der Netzüberlastung schon weitgehend erledigt. Erst recht angesichts der erwarteten Zunahme von Wärmepumpen beim Hausneubau. „Praktisch reicht auch schon ein Wasserkessel mit einem Tauchsieder drin“, unkt Bretschneider, der sicher ist, dass es am Ende eine Spannweite von der technisch raffinierten bis zur eher rustikalen Lösung geben wird. Und es nicht die eine Speichertechnologie gibt, die aller Sorgen enthebt. „Es wird immer zu entscheiden sein, welche Kombination aus elektrischen und thermischen, vielleicht auch Druckluftspeichern vor Ort die passende und nachhaltige Lösung ist“, betont der promovierte Ingenieur.

Als Vorreiter schon nicht mehr allein

Er würde sich wünschen, wenn sich Thüringer Unternehmen nun aufmachten, aus den Ergebnissen der Studie Ideen für die passenden Produkte zu entwickeln und zur Marktreife zu bringen. Und möglichst etwas zügiger, als die Auftraggeber Thega und Wirtschaftsministerium die Untersuchung an die Öffentlichkeit brachten. Denn fertig war die Studie, die von der Landesentwicklungsgesellschaft Mitte März in einer dürren Pressemitteilung vorgestellt wurde, schon im Sommer vorigen Jahres. „Damals waren wir bundesweit definitiv die ersten mit einem solchen Untersuchungsansatz“, bedauert Bretschneider ein bisschen, „heute sind wir als Vorreiter halt nicht mehr allein“. Vielleicht klappt es beim Umsetzen der Empfehlungen besser.

Dass die Politik die zu konkreten Vorgaben oder gar Auflagen an Kommunen, Energieversorger und Bürger ummünzen müsste, hält Thega-Chef Dieter Sell indes nicht für zwingend. „Die Netzbetreiber haben doch selbst das Interesse, ihre Systeme zukunftsfest zu machen“, meint Sell. Die Untersuchung der Ilmenauer Forscher sei bereits bei etlichen Netz-Unternehmen in und außerhalb Thüringens auf Interesse gestoßen, vor allem zum Modellieren des Referenznetzes werde nachgefragt, um so die mögliche Gefährdung der eigenen Netze abzuschätzen.

Denn die Zeit drängt: Ab 2018 droht laut der Studie den ersten Trafos die Dauer-Überlastung. Zwar in einer Stadt, die es genau so nicht gibt. Die aber zu viele Ähnlichkeiten mit der Wirklichkeit hat, als dass man es ignorieren sollte.

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