Nach der Katastrophe in Japan fordern viele Menschen den schnellen Atomausstieg und einen verstärkten Ausbau der erneuerbaren Energien. Was ist nötig, um das Stromnetz dabei stabil zu halten?
Zum einen müssen wir uns darum kümmern, dass wir so schnell wie möglich gut regelbare Erneuerbare-Energien-Anlagen bekommen. Dafür ist es wichtig, dass wir die Anschlussrichtlinien so weiterentwickeln, dass die Anlagen noch systemverträglicher für hohe Durchdringungen werden. Zum anderen ist es wichtig, rechtzeitig die Übertragungsnetze auszubauen, um regionale Stromüberschüsse abtransportieren zu können. Damit könnten dann auch große Speicher, zum Beispiel in Norwegen oder in der Schweiz, erreicht und mit in das System integriert werden.
Sehen Sie große Risiken bei einem schnellen Ausbau der Photovoltaik?
Wenn Photovoltaikanlagen die nötigen technischen Bedingungen erfüllen, dann sehe ich eigentlich keine Probleme, auch große Mengen davon zu installieren. Aber wir müssen aufpassen, dass wir nicht zu viele schlecht steuerbare Anlagen ans Netz bringen. Sonst erreichen wir bald die physikalischen Grenzen für eine weitere Integration von Photovoltaik in das Stromnetz. Außerdem muss vermieden werden, dass die Photovoltaik so rasant ausgebaut wird, dass man mit dem Netzausbau nicht mehr nachkommt. Man darf nicht zulassen, dass jetzt ungebremst Photovoltaik ans Netz angeschlossen wird, ohne ihre Steuerbarkeit zu erhöhen oder zu garantieren, dass die Netzkapazitäten rechtzeitig erweitert werden.
Wie viel Photovoltaik können denn die Stromnetze bei ihrem derzeitigen Ausbaustand vertragen?
Das kann man so pauschal nicht sagen. Ich kenne auch keine belastbare Studie zu diesem Thema. Wenn man das europäische Verbundnetz insgesamt betrachtet, kann sicherlich noch sehr viel zugebaut werden. Wenn wir uns aber nur auf Deutschland begrenzen, dann bestimmt die Last, wie viel noch zugebaut werden kann. Die Last liegt in Deutschland tagsüber etwa zwischen 40 und 80 Gigawatt. Übersteigt das Stromangebot die Nachfrage, muss die Energie entweder abgeregelt werden, oder man leitet sie in Regionen um, in denen sie gebraucht wird. Dabei ist außerdem zu bedenken, dass zurzeit eine Mindestleistung rotierender Generatoren erforderlich ist, um das Netz stabil zu regeln. In Zukunft sollte auch dieser Beitrag von Generatoren in konventionellen Kraftwerken durch neue Anlagen, die durch erneuerbare Energien oder Speicher gespeist werden, ersetzt werden.
Wie kann ein schneller und sicherer Abtransport von überschüssiger Energie in andere Regionen gewährleistet werden?
Es sind verschiedene Faktoren, die hier eine Rolle spielen. Zum einen stellt sich die Frage, wie viel das Netz lokal an Ort und Stelle aufnehmen kann. Da geht es im Wesentlichen um die Spannung und um die Stromtragfähigkeit der Leitungen im Verteilnetz. Bei der derzeit installierten Photovoltaikleistung von über 17 Gigawatt ist es aber auch nötig, größere Energiemengen aus den einzelnen Regionen über das Übertragungsnetz abführen zu können. Der Ausbau großer Trassen hilft also nicht nur, den Windstrom vom Norden in den Süden zu transportieren, sondern die gleichen Leitungen können auch genutzt werden, um den Photovoltaikstrom vom Süden in den Norden zu bringen.
Der Bundesverband der Solarwirtschaft hält einen Ausbau der installierten Photovoltaikleistung auf 70 Gigawatt bis zum Jahr 2020 für möglich. Was würde dies für die Stromnetze bedeuten?
Bei 70 Gigawatt installierter Modul-Nennleistung kann man maximal mit etwa 50 Gigawatt Einspeiseleistung rechnen, weil höchstens 70 bis 75 Prozent der Modul-Spitzenleistung gleichzeitig im Netz ankommt. Im Vergleich zur Minimallastam Tage hätten wir dann etwa zehn Gigawatt Überschuss. Das entspricht ungefähr der Leistung von zehn Atomkraftwerken.Daher überlegt man, die überschüssige Energie in andere Regionen Deutschlands oder Europas zu exportieren, in denen der Strom gebraucht wird, zum Beispiel nach Frankreich. Dort gibt es Regionen, wo genau im Sommer zur Mittagszeit Energieknappheit herrscht, weil zum Beispiel Atomkraftwerke nicht ausreichend gekühlt werden können und daher gedrosselt werden müssen. Letztlich macht es Sinn, Wind- und Solarenergie möglichst gut europaweit ausgleichbar zu machen. Dafür brauchen wir stärkere Übertragungsnetze und stärkere Kuppelstellen an den Ländergrenzen.
Warum gibt es denn Probleme an den Kuppelstellen?
Das hängt damit zusammen, wie die Stromnetze historisch entstanden sind. Damals lagen die Erzeugung und die Übertragung für die jeweilige Regelzone in einer Hand. Die Energieversorger haben versucht, den Ausgleich möglichst im eigenen Netzbereich zu realisieren. Der Import und Export von Strom war im Wesentlichen auf die Netzregelung begrenzt. Wenn wir jetzt zukünftig größere Mengen über die Regelzonen und Ländergrenzen transportieren wollen, dann besteht auch Ausbaubedarf an den Kuppelstellen.
Was ist neben dem Ausbau der Stromnetze noch nötig, um Photovoltaikstrom systemverträglicher zu machen?
Photovoltaikanlagen müssen im Prinzip Ähnliches leisten, was heute die großen Kraftwerke können, nämlich Regelleistung bereitstellen. Die Blindleistungsregelung für die Spannungshaltung ist dabei ein Aspekt. Ein weiterer Aspekt ist die Abregelung, so wie wir es jetzt schon von den Windkraftanlagenkennen. Bei der Photovoltaik wird die Abregelbarkeit bis jetzt nur für größere Anlagen im Mittelspannungsbereich gefordert. Da aber etwa 80 Prozent der Photovoltaikanlagen in das Niederspannungsnetz einspeisen, müssen zukünftig auch diese vielen kleinen Anlagen abregelbar sein.
Wenn Photovoltaikanlagen abgeregelt werden, bedeutet das nicht Ertragsverluste für die Anlagenbetreiber?
Eine Eigenschaft der Photovoltaik ist, dass sie relativ hohe Leistungsspitzen erzeugt, die nicht wesentlich zum Gesamtenergieertrag beisteuern. Die maximale Leistung kann ja nur an sonnigen Tagen mittags ins Netz einspeist werden. Deswegen kann es durchaus sinnvoll sein, die Einspeiseleistung zu begrenzen, ohne dabei viel Energie zu verlieren. Wenn ein Wechselrichter zum Beispiel pauschal auf 70 Prozent der Solarmodul-Nennleistung einer Anlage abgeregelt wird, dann verliert der Anlagenbetreiber bei fest installierten Solarmodulen nur ungefähr zwei Prozent der eingespeisten Energie. Intelligenter ist natürlich die Abregelung bei Bedarf. Hier ist allerdings abzuwägen, ob sich das bei kleinen Anlagen lohnt.
Zwei Prozent Ertragsverlust können sich in der Gesamtrechnung aber doch durchaus bemerkbar machen.
Ob und gegebenenfalls wie man das nachher in den Anreizen umsetzt, ist eine politische Frage. Man könnte diese zwei Prozent ja auch erstatten beziehungsweise die EEG-Vergütung etwas langsamer reduzieren. Das könnte volkswirtschaftlich durchaus sinnvoll sein, weil die Netze besser ausgelastet würden. Wir konzentrieren uns in unseren Untersuchungen jedochauf die technischen Aspekte und haben berechnet, dass man durch eine Abregelung der nicht nachgeführten Anlagen um 30 Prozent maximal etwa zwei Prozent des Ertrags einbüßt. Im Gegenzug kann man jedoch 42 Prozent mehr Solarmodule in das gleiche Netz integrieren. Wichtig ist, dass wir uns einem volkswirtschaftlichen Optimum nähern. Das heißt, dass man solche Spitzen im Photovoltaikstrom tendenziell eher abregeln sollte, weil damit entsprechende Netzkosten eingespart werden können.
Könnte man die überschüssige Energie nicht besser speichern, als sie abzuregeln und ungenutzt zu lassen?
Technisch wäre das möglich. Das ist aber eine Frage der Wirtschaftlichkeit. Wenn ich diese zwei Prozent der abgeregelten Energie nicht verschenken möchte, sondern lieber in eine Batterie einspeise, dann sollte das auch wirtschaftlich Sinn machen. Letztlich ist es natürlich gut, Energie zu speichern und dann zu anderen Zeiten zu verwenden. Allerdings würde ich sagen, ist die wirtschaftlichste Maßnahme zunächst die Laststeuerung beziehungsweise das dezentrale Energiemanagement. Wenn ich die Energie direkt selbst verbrauchen kann, brauche ich sie nicht zu speichern. Die zweite Möglichkeit besteht darin, die hohen Spitzen abzuregeln. Das ist auch noch wirtschaftlicher, als Batteriespeicher einzusetzen. Die dritte Maßnahme wäre der Netzausbau, dann brauche ich auch nicht dezentral zu speichern. Und Batteriespeicher sind eigentlich erst die vierte und meist teuerste Lösung. Es sei denn, der Speicher übernimmt noch andere Aufgaben oder wird in Zukunft wesentlich kostengünstiger.
Welche Aufgaben könnten das sein?
Zum Beispiel eine unterbrechungsfreie Stromversorgung für Krankenhäuser, Leitstellen oder Rechenzentren. Da gibt es viele Beispiele, wo man das heute schon macht. Oder bei Elektroautos, bei denen man die elektrische Energie sowieso speichern muss. Dann lade ich die Fahrzeugbatterien eben zu Zeiten, in denen gerade die Spitzen auftreten. Auf die Begrenzung des Netzausbaus hat das allerdings eine geringe Auswirkung. Um den Netzausbau zu vermeiden, muss man jederzeit garantieren, dass keine überhöhten Spitzen eingespeist werden – also beispielsweise auch wenn der Speicher voll sein sollte. Die Netzauslegung muss immer die größte Spitze berücksichtigen.
Können kurzfristige wetterabhängige Ertragsprognosen helfen, das System exakter zu regeln und den Netzausbaubedarf zu verringern?
Das Netz muss immer auf die maximale Einspeiseleistung ausgelegt werden. Die Prognose kann auch indirekt helfen, den Netzausbedarf zu verringern, aber sie hat eigentlich die Hauptaufgabe, die Kraftwerkseinsatzplanung zu unterstützen. Der Kraftwerkseinsatzplan kann zum Beispiel das Ziel verfolgen, dass weniger Strom in andere Regionen geleitet werden muss. Eine missglückte Wetterprognose darf allerdings nicht zur Netzüberlastung führen. Das System muss also immer den maximalen Prognosefehler einkalkulieren. Die Prognose ist außerdem wichtig für das dezentrale Energiemanagement. Das heißt, wenn die Solarenergie vor Ort verwendet werden soll, dann muss man natürlich auch wissen, wann sie zur Verfügung steht. Sie hilft also auch beim Einsatzplan für die dezentralen Stromerzeuger und die steuerbaren Lasten.
Können Grundlastkraftwerke dabei helfen, das System trotz hohem Photovoltaikanteil stabil zu halten?
Grundlastkraftwerke braucht man bei hoher Durchdringung von Photovoltaik gerade nicht. Die laufen nämlich 24 Stunden durch und sind sehr schlecht regelbar. Im Wesentlichen handelt es sich dabei um Kohle- und Atomkraftwerke. Sie können nicht die Systemantwort liefern, die wir zukünftig für die fluktuierenden Erneuerbare-Energien-Anlagen brauchen. Die Frage ist eher, wie viele rotierende Massen beziehungsweise Eigenträgheit des Netzes brauche ich, um das Netz stabil zu halten. Da geht es im Störfall etwa um die ersten drei Sekunden. Bei Leistungssprüngen braucht das Netz sofort eine ausgleichende Reserve, die jederzeit zur Verfügung stehen muss. Danach erst steuern Primärreglung und später die Sekundärregelung zur Leistungs-Frequenzregelung bei. Gute Regelkraftwerke sind zum Beispiel Gaskraftwerke, die viel besser in den Energiemix mit erneuerbaren Energien passen als träge Grundlastkraftwerke.
Was kann die Photovoltaik zukünftig zur Stabilität der Netze beitragen?
Bei geringeren Durchdringungsgraden ist die Photovoltaik durchaus positiv, weil sie mittags die Spitze auf der Nachfrageseite versorgt, und zwar mit einer sehr gut prognostizierbaren Sicherheit. Wenn ihr Anteil aber so groß wird, dass wir irgendwann die Grundlast der Kohle- und Atomkraftwerke erreichen oder die maximal verbrauchte Leistung übersteigen, dann wird es schwieriger. Denn die Photovoltaik stellt die Erzeugungsspitze immer synchron ungefähr mittags bereit. Da ist die Windkraft im Mittel besser über Tag und Nacht verteilt. Deshalb brauchen wir beides. Gerade die Mischung von Windkraft und Solarenergie ist für das System vorteilhaft, weil die sich gegenseitig sehr gut ergänzen.
Das IWES proklamiert, dass zukünftig eine Versorgung mit 100 Prozent Erneuerbaren möglich ist. Wie viel Photovoltaik hat in so einem Szenario Platz?
Technisch ist eine Stromversorgung mit 100 Prozent Erneuerbaren in Deutschland und Europa mit unterschiedlich hohen Photovoltaikanteilen machbar. Der Vorteil der Photovoltaik liegt in ihrer Skalierbarkeit und der Verfügbarkeit von geeigneten Gebäudeflächen. Der Nachteil liegt in den geringen Volllaststunden und den zurzeit noch relativ hohen Stromgestehungskosten.
Die Herausforderung besteht darin, für eine vernünftige Mischung aus den verschiedenen Energiequellen und Speichern zu sorgen und dabei auch den Netzausbau beziehungsweise die Netzmodernisierung voranzutreiben. Sowohl die weitere Entwicklung der Stromgestehungskosten für Offshore-Windkraft als auch die Entwicklung von Speichermöglichkeiten und Speicherkosten sind nur grob vorhersehbar. Das erschwert eine vorausschauende Systemoptimierung. Um das wirtschaftliche Optimum zu finden, wird in vielen Szenarien mit sogenannten Lernkurven gearbeitet. Es gibt aber bei der Prognose zur Entwicklung der Herstellungskosten noch immer große Unsicherheiten.
Jedenfalls sollten sowohl Windkraft- als auch Photovoltaikanlagen kräftig zugebaut werden, damit sie sich bei verschiedenen Wetterlagen gegenseitig ergänzen können. Gerade durch einen ausgewogenen Energiemix kann nämlich der Speicher- und Netzausbaubedarf reduziert werden.
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