Einer geht noch rein

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An den sanften Hängen eines Tals in der Schwäbischen Alb liegt das Örtchen Sonderbuch. In dem Dorf mit gerade mal 190 Einwohnern tragen bereits 60 Häuser schwärzlich oder blau schimmernde Module auf dem Dach. Schon auf den ersten Blick wird klar: Hier leben die Befürworter der Energiewende, und ganz wortwörtlich findet sie hier auch täglich statt. Wenn nämlich morgens die Sonne aufgeht, dreht sich der Stromfluss im Ortsnetz um. Sind bis dahin allerhöchstens 200 Kilowatt in Richtung Sonderbuch geflossen, beginnen nun die Solaranlagen einzuspeisen. Am Mittag können dann bis zu 1,2 Megawatt in das Stromnetz drängen. Da die Last der Verbraucher vor Ort nicht ausreicht, wird der Strom ins Mittelspannungsnetz gespeist und in den Nachbarorten verbraucht. Der reibungslose Ablauf dieses Richtungswechsels ist keine Selbstverständlichkeit, sondern erforderte hohen Einsatz beim Netzbetreiber, der EnBW Regional AG, wie auch Geduld und Mitwirkungswillen bei den Sonderbuchern.

Denn bevor ein Ortsnetz vom reinen Abnehmer zum Einspeisenetz werden kann, müssen verschiedene Probleme gelöst werden. Zunächst werden einzelne Stränge zu schwach sein, um weitere Erzeugungsanlagen aufzunehmen. Netzausbau steht an. Die Stränge werden verstärkt, vielleicht besonders lange Stichstrecken verknüpft, und trotzdem steigt die Spannung in einzelnen Netzteilen oder im gesamten Ortsnetz an. Neuere Wechselrichter können darauf mit einer geänderten Cos-Phi-Fahrweise reagieren und die Blindleistung erhöhen, so dass die Spannung sinkt. Doch jede weitere Anlage zieht neue Probleme nach sich. Auch Blindleistung belastet das Netz, und plötzliche Spannungsspitzen können die Wechselrichter zu Schutzabschaltungen veranlassen. „Dann rufen die Betreiber bei uns an und beschweren sich“, sagt Daniel Schöllhorn von der EnBW Regional AG, „denn moderne Wechselrichter melden die Störung sofort an das Handy weiter.“ Wie weitreichend dieses Problem ist, dass sich Wechselrichter wegen Überspannung abschalten, lässt sich nicht genau sagen, denn im Gegensatz zu Eingriffen im Einspeisemanagement müssen Netzbetreiber solche Zustände nicht melden, ja, sie können sie teilweise nicht einmal feststellen. Denn die dafür nötige Messtechnik wird nur im Ernstfall aufgefahren. „Ich könnte Ihnen hunderte Netzbereiche sagen, wo das passiert“, sagt zum Beispiel Frank Reinicke von der IVR Energieverteilungen GmbH. Weil er beruflich viel herumkommt und Photovoltaikanlagen anschließt, trifft er häufig auf dieses Problem. Auch seine eigene Anlage in Ottstedt bei Magdala sei im Sommer fast täglich betroffen, oft für mehrere Stunden. Er hat den Verdacht, dass der örtliche Netzbetreiber die Spannungsanhebung ignoriert, um den Netzausbau hinauszuzögern.

Spannung regeln können Bei der EnBW wurde für Sonderbuch nach einer Lösung gesucht, die die Spannungsprobleme gleich für eine lange Zeit beseitigt. Der Ort wurde zum Testlabor. Ausgerüstet mit 71 intelligenten Stromzählern und Messtechnik in den drei Ortsnetzstationen erzeugte das Labor zehn Millionen Messwerte am Tag, mit denen eine Computersimulation gefüttert wurde. Als Lösungen wurden ein dezentraler Speicher und ein regelbarer Ortsnetztrafo (RONT) simuliert. Dabei hat der Trafo so überzeugt, dass er seit kurzem als Pilot im Einsatz ist. „Damit haben wir die Spannungsprobleme in den Griff bekommen, und wir können auch wieder neue Erzeugungsanlagen anschließen“, freut sich Schöllhorn. Ein regelbarer Ortsnetztrafo ist ein relativ neues Produkt, wobei die zugrunde liegende Technik schon seit Jahrzehnten verwendet wird, nämlich in Leistungstrafos mit Spannungsregelung an der Grenze zwischen Hochspannungs- und Mittelspannungsnetz. „Der Vorteil des RONT ist, dass er nur die Spannung beeinflusst“, sagt Manuel Sojer, der als Geschäftsfeldentwickler für einen der Hersteller, die Maschinenfabrik Reinhausen, arbeitet.

Spannungsprobleme, die im Niederspannungsnetz die wesentliche Schwierigkeit darstellen, ließen sich damit sehr gut lösen. Vor allem wenn im gesamten betroffenen Netz die Stränge gleichermaßen stark belastet sind, könne ein RONT eine Verdoppelung oder gar eine Vervierfachung der Anschlussleistung bewirken. Viele Netzbetreiber haben schon ihre Pilotphase mit dem Produkt abgeschlossen. Wenn die politischen Rahmenbedingungen so bleiben, wird der RONT bald zur vielgenutzten Standardlösung. „Was passiert aber, wenn von zehn Strängen nur zwei eine erhöhte Spannung haben?“, hält Peter Wallmeier, Cheftechniker bei AEG Power Solutions, dagegen. Als Lösung schlägt er die Thyrobox VR von AEG PS vor, die die Spannung entlang eines Strangs regulieren kann. Die Box basiert auf Halbleitertechnik und werde daher von vielen konservativen Netzbetreibern kritisch gesehen, die Stadtwerke Lippstadt setzen sie jedoch schon erfolgreich ein. Erst ab drei Thyroboxen in einem Ortsnetz wäre diese Lösung teurer als ein RONT.

In Sonderbuch wurde auch die Spannungsregulierung mit Hilfe eines Speichers simuliert. Dabei wurde die Batterie mit 30 Kilowattstunden am Ende eines langen Strangs direkt vor eine große Photovoltaikanlage gesetzt. Das war die für dieses Netz errechnete optimale Position. Um Fluktuationen auszugleichen, muss die Batterie in der Lage sein, innerhalb einer Sekunde von maximaler Last auf maximale Leistungsabgabe zu wechseln. In der Simulation gelang es, die zuvor starken Ausschläge bei Spannung und Leistung auf einen viel schmaleren Bereich einzudämmen. Nun soll der Speicher in Kürze vor Ort in die echte Testphase gehen. Schöllhorn hofft, ihn als mobile Übergangslösung einsetzen zu können, zum Beispiel in einem Container, damit Betreiber nicht auf den Netzausbau warten müssen, wenn sie eine neue Anlage anschließen wollen.

Auch Mittelspannungsebene betroffen Sind die Spannungsprobleme im Ortsnetz gelöst, richtet sich der Blick auf die nächsthöhere Mittelspannungsebene. Wenn die Leistung aus mehreren Einspeisenetzen und aus Erzeugungsanlagen auf Mittelspannungsebene zusammetrifft, wird auch die Kapazität dieses größeren Netzes irgendwann erreicht. Neben der Spannungshaltung wird die Leistung selbst zum Problem und damit die Überlastung und Überhitzung von Betriebsmitteln wie zum Beispiel Umspannwerken. Ein Vorreiter ist das Netz der EWE. Ganz im Nordwesten gelegen umfasst es 80.000 Kilometer Kabel, die, obwohl es eine sehr ländliche Region ist, fast komplett in der Erde vergraben liegen. Die Spitzenlast lag 2011 im gesamten Netz bei 2,4 Gigawatt. 2013 rechnet der Netzbetreiber mit Einspeisern erneuerbarer Energien in einer Größenordnung von 5,4 Gigawattpeak, davon 3,5 Gigawattpeak Windstrom und ein Gigawattpeak Solarstrom. Damit seien schon heute 75 Prozent Grünstrom in den Leitungen, sagt Marcus Merkel, Berater der Geschäftsführung bei EWE Netz. Ziel der Bundesregierung für 2050 sind 80 Prozent.

Um den Netzausbau in Grenzen zu halten, nutzt EWE Netz seit fünf Jahren die Blindleistungsstellfähigkeit von Wechselrichtern im Mittelspannungsnetz und zunehmend auch im Niederspannungsnetz. „Dadurch haben wir viel Ausbau einsparen können“, sagt Merkel. Inzwischen seien jedoch ein Viertel der Umspannwerke zwischen dem Netz der EWE und dem Hochspannungsnetz von Eon sowie dem Höchstspannungsnetz von Tennet häufig überlastet und stünden kurz vor dem Ausbau. Immer häufiger greift daher auch der Verteilnetzbetreiber zum Einspeisemanagement und lässt Anlagen drosseln. Schon ein Drittel der Maßnahmen hätten ihren Ausgangspunkt im überlasteten Verteilnetz. Um den Ersatz der Umspannwerke noch weiter hinauszuzögern oder gar zu vermeiden, fährt die EWE eine zweigleisige Strategie. Zum einen wird das Material bis an seine Belastungsgrenzen genutzt. „So ein Trafo hat eine große thermische Reserve von ein bis drei Stunden“, erläutert Enno Wieben vom Netzmanagement. Gemeinsam mit einer genauen Wetterprognose ließen sich Überlastsituationen bereits frühzeitig voraussagen, so dass entweder Steuerungsmaßnahmen ergriffen werden können oder der Trafo bewusst unter Überlast betrieben wird. Ziel dieser Verzögerungstaktik ist es, dass folgende Strategie Erfolg hat.

Die EWE Netz möchte von der Politik bewirken, dass das Netz nicht für die seltenen Maximalbelastungen ausgebaut werden muss, die nur dann auftreten, wenn Sonne, Starkwind und Schwachlastzeiten zusammentreffen. Vielmehr sollen nur noch 95 Prozent der jährlich erzeugten regenerativen Energie verpflichtend abgenommen werden müssen. Die restlichen 5 Prozent möchte sich der Netzbetreiber als disponierbar vorbehalten. Im Falle eines Engpasses könnte er sie dann entweder abregeln oder zwischenspeichern. Auch das Zuschalten großer Verbraucher wie Kühlhäuser oder Nachtspeicherheizungen wäre denkbar, um den Strom nicht zu verschwenden. Eine Untersuchung der Frage, wie viel Netzanschlusskapazität sich durch solche Maßnahmen gewinnen ließe, kam im letzten Jahr auf den Faktor zwei. Die Anschlusskapazität ließe sich dadurch verdoppeln, selbst dann, wenn die Aufnahmefähigkeit der Netze bereits flächendeckend erschöpft ist. „Das wäre ein riesiger Hebel, auch volkswirtschaftlich“, jubelt Merkel. Und es eilt. Denn käme die Regelung nicht in den nächsten zwei bis drei Jahren, müsste die EWE Netz in einem ganz neuen Umfang ausbauen; neue Umspannwerke errichten, tatsächlich neue Netze bauen und das Mittelspannungsnetz massiv verstärken. Im Vergleich zu heute würden die Kosten exponentiell ansteigen, so Wieben.

Doch so einfach der Plan klingt, so schwierig ist es, ihn umzusetzen. Ein Hinderungsgrund ist das sogenannte Unbundling. Ein Netzbetreiber ist nur für die neutrale Durchleitung des gesamten angebotenen Stroms zuständig. Er darf nicht in die Vertriebsstrukturen eingreifen und somit weder die Erzeugung regulieren noch zwischenspeichern, weil das die Bilanzkreise der Marktbeteiligten stören würde. Das Einspeisemanagement ist in dem Sinne nur ein Notnagel, der gleichzeitig die Pflicht zu einem weiterem Netzausbau nach EEG verdeutlicht. Wie unter diesen Umständen der gewünschte Stromdispo aussehen soll, ist noch völlig offen.

Im PV-Grid-Forum werde dieser Vorschlag gerade erörtert, sagt Jörg Mayer vom Bundesverband Solarwirtschaft (BSW-Solar). „Die EWE-Studie hat da einen Anstoß gegeben.“ Doch zum einen müssten die Zahlen noch überprüft werden und zum anderen dürfe man die Risiken nicht ausklammern. So dürfe eine solche Regelung nicht die Investoren verunsichern, die Frage der vollumfänglichen Entschädigungen sei zu klären und die Frage, wie und zu welchem Preis das technisch umgesetzt werden soll. Die EWE stellt sich vor, die Erzeuger mit Smart Metern auszustatten und dann über Fernwirktechnik anzusteuern. „Das muss man vorher einmal gründlich durchdenken“, sagt Marcus Merkel. Aber später tausende Kundenanlagen nachzurüsten, wenn man im Nachgang ein Konzept draufpackt, das sei einfach nur „jämmerlich“.

Von einer ständigen Deckelung des Solarstroms bei 70 oder 60 Prozent der Einspeiseleistung halten Merkel und Wieben dagegen nichts. „Das erhöht die zusätzliche Anschlussleistung gerade so um den Betrag, den man abregelt“, meint Wieben. Und da das Netz nicht ständig überlastet sei und auch stark von der Windstromeinspeisung abhänge, ginge viel Strom verloren. Eine Fraunhofer-Studie zur Batteriespeicherförderung hatte dagegen ergeben, dass eine Wirkleistungskappung bei 60 Prozent zu zwei Dritteln mehr Anschlusskapazität im lokalen Netzabschnitt führen könnte, was bei Gebieten mit hohem Solarstromanteil logisch erscheint. Der BSW-Solar würde daher in Verbindung mit Batteriespeichern eine statische Wirkleistungsbeschränkung vorziehen, zumal der Strom dann nicht abgeregelt, sondern gespeichert und später verbraucht wird und keine zusätzlichen Investitionen für Regelungstechnik erforderlich sind.

Doch auch dezentrale Batteriespeicher sehen Netzbetreiber nur verhalten positiv. Die erwartete Glättung der Einspeisekurve könne erst auftreten, wenn noch viel mehr Speicher installiert würden. Dann seien die Speicher aber nicht im Dienst des Netzes tätig. Schlimmstenfalls, so ein Argument, könnten Direktstromvermarkter aus den Speichern Energie anbieten und durch großflächige Entladungen neue Spitzen produzieren. Verständlich also, dass die Netzbetreiber eher an einer zentralen Netzsteuerung interessiert sind. Sogar ein Ampelmodell ist in der Diskussion. Dabei sollen im Falle einer drohenden Überlast die Marktmechanismen ausgehebelt werden. Der Netzbetreiber übernimmt die völlige Kontrolle und tut, was er kann, um einen Blackout zu verhindern. Das wäre schlimm für Investoren, wenn ihnen auf diese Weise signalisiert würde, welche Netzgebiete sie lieber meiden sollten, anstatt zügig die Kapazitäten aufzustocken. Dabei gibt es auch heute schon sehr vielversprechende dezentrale Lösungen. Smart Grids, die sich zur Schwarmintelligenz verknüpfen und in sich nahezu autark sind. Näheres dazu im Artikel auf Seite 66. Nur einen Nachteil hätte diese Variante der Zukunft natürlich, sie würde Netzbetreiber überflüssig machen.