Strom auf neuen Wegen

30.08.06 – Jan Oliver Löfken

Eine frische Brise weht von der nahen Nordsee über die dünn besiedelte Geestlandschaft in Schleswig-Holstein. Olaf Coermann blickt auf die drehenden Rotoren seiner beiden Windräder, die unter Volllast seit Herbst 2003 eine Leistung von rund 3,5 Megawatt bringen. Doch die einfache Formel „Je stärker der Wind bläst, desto lukrativer ein Windpark“ gilt im nördlichsten Bundesland nicht mehr. Gerade wenn Böen die Nordseewellen aufpeitschen, die Windräder antreiben und so viel Strom produzieren, mischt sich ein Computer aus der regionalen Leitstelle des Netzbetreibers E.on Netz GmbH in Rendsburg ein: Via Funkmodem erhalten die Windräder den elektronischen Befehl: „Anlage drosseln“. Daraufhin wird das Windrad gebremst, und der Generator speist nur noch 70 oder 50 Prozent des erzeugten Stroms ins Netz ein. Oder die automatische Steuerung dreht die Rotoren ganz aus dem Wind, bis sie zum Stillstand kommen.

Laut E.on ist diese Regelung von außen unumgänglich, um die Leitungen vor Überhitzung zu schützen – Windmüller Coermann kann ihr nur kopfschüttelnd zusehen. „Wenn das so weitergeht, bin ich bald pleite“, sagt er. Allein in den ersten sechs Monaten 2006 hätten sich seine Einbußen auf rund 53 000 Euro summiert. Schon im Vorjahr musste der Windbauer auf rund 28 000 Euro für 317 000 Kilowattstunden Windstrom verzichten. Und Coermann ist nicht allein: In der gesamten Region klagen Windparkbetreiber über ähnliche Vorfälle. 2005 wurden die Windräder an etwa 40 windreichen Tagen für mehrere Stunden von E.on vom Netz genommen. „Dieses Jahr bewegen wir uns bereits auf einen Ausfall von 15 Prozent hin“, sagt Hermann Albers, Vizepräsident des Bundesverbands Windenergie (BWE).

Es sei höchste Zeit, dass E.on, Vattenfall und Co. ihre Stromnetze ausbauen, fordert der Bundesverband. Zu diesem Ergebnis kam im vergangenen Jahr auch die Deutsche Energie- Agentur (dena), das deutsche Kompetenzzentrum für Energieeffizienz und regenerative Energien mit der Bundesrepublik Deutschland und der Kreditanstalt für Wiederaufbau (KfW) als Gesellschafter. In einer Studie schlug die Agentur bis zum Jahr 2015 zusätzliche 850 Leitungskilometer für das Höchstspannungsübertragungsnetz (siehe Grafik rechts) vor. Nur so könne das Netz den zu erwartenden Zuwachs bei Windstrom verkraften, der durch neue Anlagen und die Aufrüstung von älteren entsteht. Für eine genauere Abschätzung arbeitet die dena bereits an einer zweiten Stromnetz-Studie, deren Ergebnisse 2008 vorliegen werden.

Dazu kommt: Die Windbauern sind längst nicht mehr die einzigen alternativen Anbieter, die eigenen Strom ins Netz leiten wollen, anstatt ihn brav nur daraus zu beziehen. Mittlerweile kommen etwa zehn Prozent des deutschen Stroms nicht mehr aus Großkraftwerken, sondern von Windrädern, Wasserkraft, Biomasse, Solarzellen oder Geothermieanlagen. Nach dem Willen der Bundesregierung soll dieser Wert bis 2020 auf mindestens 20 Prozent steigen. All diese neuen Quellen konnte das alte Stromnetz bislang, wenn man vom aktuellen Ärger an der Küste absieht, relativ gut verdauen. Doch wenn die Verbreitung von alternativen Energien weitergehen soll, müssen die Netzbetreiber kräftig investieren – nicht nur in mehr Kapazität, sondern auch in weitaus mehr Intelligenz, als bislang in ihrer Infrastruktur steckt.

NEID AUF DAS DEUTSCHE NETZ

„Wir kommen an immer mehr Stellen im Netz an die Grenze“, bestätigt Konstantin Staschus, Geschäftsführer des Verbandes der Netzbetreiber (VDN). Er muss es wissen, denn sein Verband vertritt die Mehrheit der Netzbetreiber von den vier Gebietsmonopolisten E.on, Vattenfall, RWE und EnBW bis zu den Gemeinde- und Stadtwerken auf regionaler Ebene. Und der Umbau wird teuer: „Die deutschen Netzbetreiber werden bis 2020 etwa 40 Milliarden Euro in Ausbau und Modernisierung des Stromnetzes investieren“, sagt Staschus. Nach Aussage von EU-Forschungskommissar Janez Potocnik schätzen Experten die nötigen weltweiten Investitionen sogar auf bis zu fünf Billionen Euro über die nächsten 20 bis 30 Jahre.

Noch wird Deutschland weltweit um die Zuverlässigkeit seiner Stromversorgung beneidet: 2004 musste jeder Kunde nur durchschnittlich 22,9 Minuten auf Strom verzichten; Frankreich kam auf 59 Minuten, Italien auf 91 und die USA auf über drei Ausfallstunden. Für den Rekordwert in der Bundesrepublik sorgt ein engmaschiges Netz aus rund 1,6 Millionen Kilometern Leitungen, 566 000 Transformatoren in großen und kleinen Umspannwerken und Hunderten von Leitstellen zur Kontrolle von Spannungs- oder Frequenzschwankungen. Weite Strecken überbrückt das Netzwerk mit Leitungen auf Höchst- (380/220 Kilovolt) und Hochspannung (110 kV). Großindustrie und die Deutsche Bahn koppeln direkt an das Hochspannungsnetz an und spannen den 110-kVStrom in Eigenregie auf ihre Bedürfnisse herunter. Parallel wandeln regionale Umspannwerke mit haushohen Transformatoren auf Mittelspannung (1 bis 60 kV) um. An diesem Punkt verschwinden in Deutschland die meisten Leitungen unter der Erde. In lokalen Trafostationen folgt der Übergang auf Niederspannung (230/400 Volt), bis der Strom schließlich aus der Steckdose zu Hause fließt.

LÜCKEN STOPFEN IM NETZVERBUND

Dieses Netzwerk ist so eng geknüpft, dass auch durch Sturm, Schnee und Eis oder gar Sabotage geschädigte Leitungen binnen weniger Minuten abgeschaltet und umgangen werden können – wenn auch nicht immer, wie der mehrtägige Stromausfall durch umgeknickte Masten im November 2005 in Nordrhein-Westfalen gezeigt hat. Kaum eine Verbindung erstreckt sich länger als 100 Kilometer, ohne dass in einem Umspannwerk die aktuelle Spannung und die für Mitteleuropa möglichst konstante Frequenz von 50 Hertz des Stroms gemessen wird. Selbst der Ausfall von zwei Kernkraftwerken mit bis zu 3000 MW Leistung kann so binnen Sekunden von den Technikern in den Leitstellen erkannt und mit der sogenannten Primärreserve, die von einer sonst ungenutzten Überproduktion ausgewählter Kraftwerke bereitgestellt wird, ausgeglichen werden. Diese hilft für etwa 30 Sekunden, dann wird sie von der Sekundärreserve von schnell anlaufenden Kraftwerken wie Gasturbinen oder Pumpspeichern abgelöst.

Denn eines ist unumgänglich im Stromnetz: Es muss immer exakt so viel Energie eingespeist werden wie gerade entnommen wird – sonst kommt es zu nicht mehr regelbaren Frequenz- und Spannungsschwankungen. Die automatisierte Trennung von Verbrauchern oder einspeisenden Kraftwerken wären die Folge. Dabei ist im Prinzip ganz Deutschland, ja sogar fast ganz Europa, in den ständigen Ausgleich von Stromeinspeisung und -verbrauch einbezogen: Um etwaige Versorgungslücken zu stopfen, hilft der Anschluss an den europäischen Netzverbund UCTE, die Union for the Coordination of Transmission of Electricity. Insgesamt versorgt er rund 430 Millionen Verbraucher in 23 Staaten Mittel- und Südeuropas. Allein im Januar 2006 wurden so insgesamt 25 713 Gigawattstunden über die Staatsgrenzen innerhalb der UCTE geleitet.

Dieser Text ist der Zeitschriften-Ausgabe 09/2006 von Technology Review entnommen. Der Artikel steht auch als kostenpflichtiges pdf im Heise Kiosk zum Download bereit.

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