Blackouts in Südaustralien

Energiekrise in Südaustralien

Blackouts in Südaustralien wegen zu hohen Stromanteils der Erneuerbaren Energien

Die unabhängige französische Nichtregierungsorganisation Global Electrification hat am 27. März 2017 eine Studie veröffentlicht, die sämtliche Träume von einer vollständigen Energieversorgung durch Sonne und Wind beenden dürfte. Die Europäische Physikalische Gesellschaft weist darauf hin, dass die Integration von intermittierenden Quellen (Sonne und Wind) bei einem Stromanteil von mehr als 30% bis 40% schwierig werden wird. Die aktuelle Krise in South Australia bietet eine experimentelle Bestätigung für diese Annahme.

Die Strompreise steigen in Südaustralien und gleichzeitig wird die Stromversorgung schlechter. Dies hängt der Studie zufolge mit einem zu hohen Anteil der Erneuerbaren Energien zusammen. Dieses Missverhältnis sorgt dafür, dass die zornigen Einwohner Südaustraliens das Problem zu einem politischen Thema machen. Der Notfallplan, den die Regierung jetzt aufgestellt hat, prognostiziert für Süd-Australien in den nächsten zwei Jahren Stromausfälle an 125 Tagen und bereitet die Bevölkerung darauf vor, dass im nächsten Sommer mit einer “sehr hohen Wahrscheinlichkeit” Stromkürzungen erfolgen werden.

 

Halbherziger Rückzug

In Süd-Australien hat der Strom aus Erneuerbaren Energien einen Anteil von fast 50 Prozent am Strommix erreicht. Einen Blackout am 28. Februar 2016 konnte Süd-Australien damals noch durch ein Kohlekraftwerk abfangen. Im Mai 2016 wurden die letzten beiden Kohlekraftwerke jedoch still gelegt, sodass der nächste Blackout, der sich wenige Monate später im September 2016 ereignete, folgenschwere Konsequenzen hatte.

Der Notfallplan der Landesregierung sieht jetzt den schnellen Bau von Gaskraftwerken vor. An Stelle des funktionierenden Kohlekraftwerks baut Süd-Australien jetzt für umgerechnet 13,6 Milliarden Euro Gaskraftwerke. Es bleiben sechs Monate Zeit bis zum nächsten heißen Sommer. Der Bevölkerung
ist laut Studie die Zerbrechlichkeit ihres Energiesystems bewusst geworden. Die Presse beschäftigt sich mit den Sorgen der Bürger und den empfindlichen finanziellen Verlusten zum Beispiel der Supermärkte. Die Zerstörung von fünfzig menschlichen Embryonen im September 2016, die hätten transplantiert werden sollen, wird voraussichtlich ein gerichtliches Nachspiel haben.

 

Die wichtigsten Erfahrungen

Die Erfahrungen in Süd-Australien seien von unschätzbarem Wert, heißt es in der Studie. In der Zusammenfassung werden folgende Tatsachen zusammengefasst:

  • Der Übergang auf 35 bis 50% intermittierende Quellen wurde von zahlreiche Stromausfällen begleitet, die Unternehmen ebenso wie private Stromverbraucher stark behindert haben. Hinzu kommen physische Risiken wie beispielsweise die Zerstörung von Embryonen beim Blackout im September 2016.
  • Die AEMO (Australien Energy Market Organisation) kündigt innerhalb der nächsten zwei Jahre an 125 Tagen Stromknappheit an. In der Erklärung heißt es: „In Wirklichkeit ist es nicht möglich ist, jeden Standort zu verwalten, an dem die Temperatur den ganzen Tag über 40° C beträgt.”
  • Die Strompreise waren vor der Stromkrise in Süd-Australien doppelt so hoch wie in Frankreich und die höchsten in Australien.
  • Die Regierung favorisiert weiterhin die Entwicklung von Solar- und Windenergie und präsentiert einen teuren Notfallplan. Der Bau von Gaskraftwerken genießt Priorität, aber sie emittieren Treibhausgase, auch wenn sie weniger schädlich für den Kampf gegen die globale Erwärmung sind. Verglichen mit Frankreich würden die Gaskraftwerke einer Notfall Kapazität von fünf EPR-Reaktoren entprechen. Die Abkürzung EPR steht für den größten Kernreaktor-Typ des französischen Nuklearkonzerns Areva.
  • Die Regierung will die Verbraucher zwingen, einen Anteil von mindestens 36% an nicht-intermittierendem Strom zu akzeptieren.
  • Der Batteriespeicher könnte als ergänzende Maßnahme in Erscheinung treten. Diese Lösung hält die Regierung offenbar noch nicht reif zu sein. Und sehr teuer.
  • Die Gesamtkosten für Strom Staat South Australia werden explodieren, einerseits durch die Kosten für ein Kohlekraftwerk in einem Nachbarstaat, vor allem aber durch den Preis, wenn in wenigen Monaten der Plan umgesetzt werden wird. Umgerechnet auf Frankreich lägen die Mehrkosten in der Größenordnung von 13,6 Milliarden Euro.

 

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Foto: Peter Dargatz, pixabay

 

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Die chaotische Windkraft ist die Ursache für Süd-Australiens Blackout

cohesion-1156942_640Die bisher bekannten großflächigen Stromausfälle (Blackouts) haben unterschiedliche Ursachen, wie zum Beispiel der Stromausfall 2003 in den USA, der durch einen Softwarefehler verursacht wurde, oder der Stromausfall in Europa im November 2006, der auf einer mangelhaften Planung einer zeitweiligen Abschaltung zweier Hochspannungsleitungen beruhte. Neu sind dagegen systembedingte Blackouts, die nicht auf einzelnen Fehlern beruhen, sondern ausschließlich mit der Einspeisung des Stroms aus Erneuerbaren Energien in die Stromnetze zusammenhängen.

Das Risiko flächendeckender Blackouts steigt, weil die Stromsysteme nicht mit schnellen oder großen Frequenzschwankungen der Erneuerbaren Energien fertig werden können.

Ein Untersuchungsbericht der Australischen Energiemarktkommission, über den “Stop These Things” * informiert, kommt zu dem Ergebnis, dass Frequenzschwankungen am 28. September letztlich zu einem “schwarzen System” (Blackout) in Süd-Australien geführt haben. Die Kommission war im Jahr 2005 von der australischen Regierung eingesetzt worden, um die wichtigsten Energiemärkte zu überwachen. Sie fand heraus, dass das Netz am sichersten sei, wenn Spannung und Frequenz durch einen sofortigen Ausgleich der Stromversorgung gegenüber der Nachfrage ausbalanciert werden. Große Abweichungen oder schnelle Frequenzänderungen könnten die Abschaltung der Stromquellen zur Folge haben, was möglicherweise zu kaskadierenden Stromausfällen und schließlich zu einem “schwarzen System” führe, warnt der Bericht.

In Südaustralien war am 28. September die Stromversorgung zusammengebrochen, nachdem Stürme die Übertragungsleitungen außer Funktion gesetzt hatten und das vom Wind abhängige Stromnetz des Staates nicht mit der plötzlichen, schnellen und großen Frequenzabweichung fertig werden konnte. Zugleich war die Verbindung mit Victoria unterbrochen, auf die Süd-Australien für eine stabile Grundlast hätte zurückgreifen können.

Der Kommissions-Bericht besagt, dass Spinngeneratoren, Motoren und andere Vorrichtungen, die mit der Frequenz des Elektrizitätssystems synchronisiert sind, in der Vergangenheit eine natürliche Trägheit geschaffen haben, die es dem System ermöglicht hat, unkontrollierte Frequenzänderungen zu bewältigen. Aber Technologien wie Wind oder Solar haben keine oder eine sehr niedrige Trägheit und daher nur eine begrenzte Fähigkeit, schnelle Frequenzänderungen zu dämpfen. “Die Suche nach neuen Wegen zur Trägheit und Reaktion auf Frequenzänderungen erfordere Arbeit”, sagte Kommissionspräsident John Pierce.

Der Energieminister Josh Frydenberg erklärte, die Regierung von Turnbull habe den Bericht begrüßt, da er die Angriffe auf die Verfolgung unrealistisch hoher Ziele in Bezug auf die Erneuerbare Energien stärke. “Sie haben nicht berücksichtigt, dass die zunehmende Menge an Solar- und Windenergie, die sie in das System einspeisen, die Energiesicherheit auf dem nationalen Strommarkt verringert”, sagte er. Die zunehmende Menge an Solar und Wind sei eine echte Herausforderung für die Sicherheit des nationalen Elektrizitätsmarktes, da es sich um nicht-synchrone Erzeugungstechnologien handle. Statt dessen habe man mit Blick auf die Vorteile von Wasserkraft, Gas und Kohle die Sicherheit des Stromnetzes für selbstverständlich gehalten. Da mehr intermittierender Strom ins Netz komme, müssten neue Märkte für Dinge wie Trägheit geschaffen werden, die für die Energiesicherheit wesentlich seien.

Der australische Energieminister Tom Koutsantonis sagte, es gebe eine dringende Notwendigkeit für eine nationale Politik, die Erneuerbaren Energien in den nationalen Energiemarkt zu integrieren. Der aktuelle Mangel an föderaler Führung zu diesem Thema sei, dass Kohlekraftwerke in einer ungeplanten Art und Weise vom Markt genommen werden, ohne Investitionen in die neuen Entwicklungen zu tätigen.

Kritiker warnen vor einem schnellen Ausstieg aus Kohle und Gas, weil dadurch die Gefahr von Blackouts wachse. “Stop These Things” bezeichnet es als blamabel, dass der australische Energiemarktbetreiber (AEMO), der für den Betrieb der größten Gas- und Elektrizitätsmärkte Australiens und der Energiesysteme verantwortlich ist, versucht, die Windparkbetreiber wegen angeblich fehlender Informationen zur Gefahr eines Blackouts zu beschuldigen, selbst aber nicht über das technologische Risiko eines flächendeckenden Blackouts informiert zu sein scheint. Es würde genügen, im Internet zu recherchieren, um das technologische Risiko zu begreifen, sagen die australischen Windkraftgegner und verweisen auf Siemens, eine Quelle, die auch deutschen Windkraftanlagenbetreibern und Verantwortlichen leicht zugänglich ist. Siemens wäscht seine Hände in Unschuld, denn das Unternehmen, eines der vier größten Windkraftanlagenbauer der Welt, weist auf seiner Internetseite (in englischer und deutscher Sprache) auf das Risiko hin:

“Die Natur stellt uns vor verschiedene Herausforderungen. Starker Wind kann extrem hohe mechanische Belastungen erzeugen, daher sind Windkraftanlagen normalerweise so programmiert, dass sie sich automatisch abschalten, wenn die Windgeschwindigkeit im 10-Minuten-Durchschnitt 25 m/s überschreitet. Dies kann eine erhebliche Herausforderung für das Netzsystem darstellen, z. B. wenn sich die Anlagen in großen Windparks gleichzeitig abschalten. Das „High Wind Ride Through“-System zur Verbesserung der Netzstabilität ersetzt das festgelegte Abschalten bei einer bestimmten Windgeschwindigkeit durch eine intelligente, lastabhängige Reduktion der Leistung bei hohen Windgeschwindigkeiten. Diese Lösung ermöglicht eine stabilere Netzeinspeisung durch Windkraftanlagen.”

Stabiler als was? “Stabilere” heißt: Nicht stabil. Sind die Netzbetreiber auf eine gleichzeitige Abschaltung großer Windparks bei Sturm oder Hackerangriffen vorbereitet? Südaustralien hatte sein letztes Kolekraftwerk erst im April 2016 abgeschaltet.

Noch sind Kohle- und Kernkraftwerke in Deutschland in Betrieb. Aber die Energieziele der Bundesregierung haben ein Eigenleben entwickelt und sich von den physikalisch-technischen Möglichkeiten losgelöst. Mit jeder neu hinzu kommenden  Windkraftindustrieanlage und der gesetzlichen Regelung, dass Erneuerbare Energien vorrangig ins Stromnetz eingespeist werden, wächst die Gefahr für einen längerfristigen Blackout. Der Stromausfall geht schnell, nicht aber die Synchronisation der Netze. Sie kann Tage, wenn nicht Wochen dauern.

“Windkraftanlagen tun was bei Stürmen? Nein, können Sie nicht hören?”

Quelle:

Chaotic Wind Power the Cause of South Australia’s Infamous Blackouts

*”Stop These Things” ist eine australische “Küchentisch Gruppe” (“kitchen table group”), die über Fehlentwicklungen der Windindustrie und Energiepolitik in Australien informiert. Die Gruppe besteht aus Bürgern, ist nach eigenen Angaben von keiner politischen Partei oder der Industrie abhängig und erhält auch keine Finanzierung von außenstehenden Gruppen oder Einzelpersonen. Sie informierte unter anderem über den Blackout im September 2016.

Foto: pixabay


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Untersuchungsergebnis: Süd-Australiens Blackout im September ist ein Problem der Windindustrie

pixabay

Es war eine automatische Abschaltung von Windrädern, die im September 2016 in Süd-Australien zu einem landesweiten Blackout führte. Damit bestätigt der australische Netzbetreiber AEMO (Australian Energy Market Operator) in einem vorläufigen Untersuchungsbericht erste Einschätzungen der ABC News, über die wir berichtet hatten. Von dem Blackout waren 1.677.000 Bewohner betroffen.

Ein Sturm hatte für einen plötzlichen Lastabwurf und für einen Dominoeffekt gesorgt, von dem sechs verschiedene Stellen innerhalb von wenigen Sekunden betroffen waren. Durch den plötzlichen Abfall der Stromleistung um 315 Megawatt, bei gleichzeitiger Überlastung des Interkonnektors mit Victoria, brach das gesamte Netz zusammen, sagt AEMO- Forschungsdirektor Brett Hogan.

Die Süd-Australische Regierung und die Industrie der Erneuerbaren Energien könne die Ursache nicht länger auf das Wetter schieben. Die Ursache sei eindeutig der unerwartete Ausfall der Windkraftanlagen. Ein Gaskraftwerk sei benötigt worden, um das Stromnetzwerk am späten Abend wieder zu starten, sagt Hogan. Wenn man sich auf das Wetter verlasse, um Strom zu erzeugen, und die Wetterverhältnisse ungünstig werden, solle man nicht überrascht sein, wenn das Stromsystem nicht passend darauf reagiert, fügte er hinzu. Hogan räumt den Erneuerbaren Energien zwar einen Platz im zukünftigen Stromversorgungssystem Australiens ein, aber er meint, dass ihr unkontrollierter Ausbau, der durch öffentliche Subventionen gefördert werde, beginne, Australien Schaden zuzufügen.

Zum Vergleich: Die Fläche Südaustraliens ist fast drei Mal so groß wie die Deutschlands (983.480 km²/ 357.375 km²). Die Bevölkerungsdichte Südaustraliens beträgt 1,72 Einwohner je km², in Deutschland 230 Einwohner pro km². 

Quellen:

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Blackout in Südaustralien! 1.677.000 Bewohner betroffen.

In Südaustralien fiel für 1.677.000 Bewohner wegen eines Sturms am heutigen Mittwoch der Strom aus, weil sich die Windräder automatisch abgeschaltet hatten, berichtet ABC News.

Der Premier Südaustraliens, Jay Weatherill, hat bestätigt, dass ein Sturm einen Teil der Infrastruktur zerstört und den Shutdown-Schutz aktiviert hat. Die Stromversorgung sei unterbrochen worden, weil die Generatoren zur Stromversorgung keinen Strom mehr erhielten.

Auch das Backup-System könne erst nach einem Reset des Systems wieder funktionieren. Zwar gebe es eine Reihe von Back-up-Generatoren, sagte Premier Weatherill, aber die Anzahl der Stunden, die nötig sei, um die Leistung wieder herzustellen, sei nicht bekannt.

Südaustraliens Strommix besteht aus Wind, Sonne und Gas. Im Mai wurde das Nordkraftwerk in Port Augusta Alinta geschlossen, Kohle wurde aus der Stromversorgung entfernt. Von dem Moment der Schließung des Kraftwerks an, sagte der Chef des Australian Energy Council, Matthew Warren, hätte der Staat weniger Back-up-Energie an den Tagen des Spitzenbedarfs zur Verfügung. Er habe auch gesagt, dass der Staat eine größere Abhängigkeit von erneuerbaren Energien und vom Grundlaststrom aus Victoria hätte. Im Mai habe er gesagt, die Realität für Südaustralien sei, “dass wir in unbekannten Gewässern sind.” Er hoffe es nicht, aber es gebe ein erhöhtes Risiko für mehr Stromausfälle.

Der Bundesenergieminister Josh Frydenberg wolle klären lassen, wie dieses extreme Wetterereignis die Gesamtheit der Stromversorgung eines großen Staates wie Südaustralien unterbrechen konnte. Der Premier Weatherill habe bestätigt, dass die Windkraftanlagen tatsächlich stoppen würden, wenn es zu windig sei. Auf die Frage von ABC, ob jemand das habe kommen sehen, habe er geantwortet, dass es in ganz verschiedenen Vororten in den letzten Jahren mehrere Stromausfälle gegeben habe, einschließlich für 10.000 Grundbesitzer, die Anfang des Monats wegen nassen Wetters keinen Strom erhielten. Davon seien auch Patienten, die auf lebenserhaltende Maschinen angewiesen seien, betroffen gewesen.

Senator Nick Xenophon habe das Ereignis als eine Schande beschrieben. “Wenn Köpfe rollen müssen, soll es so sein”, habe er gesagt. Bundesenergieminister Josh Frydenberg habe die riesigen Auswirkungen für so viele Menschen als unangemessen bezeichnet. Auf die Frage, wer für den Fall haften würde, sei der Premier wortkarg geblieben.

Die Probleme stehen nach Angaben von ABC “in den kommenden Wochen” in Australien zur Diskussion.

Quellen:


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Elsberg, Marc: “BLACKOUT – Morgen ist es zu spät”

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“Hochspannung durch Stromausfall.
An einem kalten Februartag brechen in Europa alle Stromnetze zusammen. Der totale Blackout. Der italienische Informatiker Piero Manzano vermutet einen Hackerangriff und versucht, die Behörden zu warnen – erfolglos. Als Europol-Kommissar Bollard ihm endlich zuhört, tauchen in Manzanos Computer dubiose Emails auf, die den Verdacht auf ihn selbst lenken. Er ist ins Visier eines Gegners geraten, der ebenso raffiniert wie gnadenlos ist. Unterdessen liegt ganz Europa im Dunkeln, und der Kampf ums Überleben beginnt …”

Marc Elsberg wurde 1967 in Wien geboren. Er war Strategieberater und Kreativdirektor für Werbung in Wien und Hamburg sowie Kolumnist der österreichischen Tageszeitung »Der Standard«. Heute lebt und arbeitet er in Wien. Mit seinen internationalen Bestsellern BLACKOUT und ZERO etablierte er sich auch als Meister des Science-Thrillers. Beide Thriller wurden von »bild der wissenschaft« als Wissensbuch des Jahres in der Rubrik Unterhaltung ausgezeichnet und machten ihn zu einem gefragten Gesprächspartner von Politik und Wirtschaft.

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Stabilisierung des Stromnetzes – Milliardengrenze bereits 2015 überschritten

Der Fluch der bösen Konzeptlosigkeit

Netzstörungen: Der unheilbare Erbdefekt der Energiewende

Foto: flightlog

Im Stromnetz gibt es keine Energiereserven. Bei jedem Nulldurchgang der Spannung – dies erfolgt 100 Mal pro Sekunde – enthält es faktisch keinerlei elektrische Energie. Der gesamte Bedarf der nächsten Halbwelle muss erneut von den Generatoren in den Kraftwerken bereitgestellt werden. Und zwar in ganz exakt der Menge, die für genau diese Halbwelle benötigt wird. Würde das nicht mit höchster Präzision erfolgen, käme das Netz aus dem Takt – mit fatalen Folgen. Denn schon geringe Überschüsse oder Defizite in der Menge der bereitgestellten Energie bringen die exakte Synchronität der vielen Erzeuger aus dem Takt und gefährden das System als Ganzes. Dies gilt ausnahmslos für alle Störgrößen im Netz, auch für die ohne Rücksicht auf den aktuellen Bedarf hineingepressten Strommengen aus Wind- und Solarenergie. Kürzliche Alarmmeldungen der Netzbetreiber zeigen, dass hier inzwischen ein Kipppunkt in bedrohliche Nähe gerückt sein dürfte.

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Bild 1. Mit zunehmender Einspeisung von Strom aus Sonne und Wind steigt auch die Zahl der erforderlichen Netzeingriffe exponentiell an. Der Trend weist steil nach oben (Grafik: M. Limburg, Daten: [NETR])

Am 17. Januar 2016 wurde die deutsche Presse durch eine alarmierende Meldung des Netzbetreibers Tennet plötzlich aus ihrer üblichen Jubelstimmung bezüglich der wunderbaren Fortschritte der „Energiewende“ aufgeschreckt: Grund war eine von dpa verbreitete Meldung des Tennet-Chefs Urban Keussen des Inhalts, dass die Kosten für Maßnahmen zur Stabilisierung des Stromnetzes bereits 2015 die Milliardengrenze geknackt hätten. Wie ernst die Lage innerhalb kürzester Zeit geworden zu sein scheint, zeigt sich am Anstieg der Zahlen. So sprang der Kostenaufwand für Maßnahmen, mit deren Hilfe die Netzgesellschaften Störungen u.a. durch kurzfristigen Zukauf von Regelenergie ausgleichen müssen, allein bei Tennet innerhalb von nur einem Jahr von 74 Mio. € auf rund 225 Mio. € hoch. Das ist eine Steigerung um gut 300 %. Insgesamt musste Tennet für diese sowie weitere Maßnahmen rund 700 Mio. € aufwenden, und bei den anderen Netzbetreibern sah es nicht viel besser aus. Auch bei 50 Hertz liefen Kosten von gut 300 Mio. € auf, und für alle vier Netzbetreiber zusammen kamen mehr als eine Mrd. € zusammen. Tendenz stark steigend, Bild 1.

Damit hatte man offensichtlich nicht gerechnet. Die Netzgebühren dürften dadurch so stark nach oben gehen, dass allein dies die Haushaltsstromkosten um sechs Prozent nach oben treibt. Die Ursache ist klar: Es liegt am Stromaufkommen aus „erneuerbaren“ Energien, insbesondere am Windstrom, von dem 2015 besonders viel eingespeist wurde. Diese Erklärung ist allerdings nicht „politisch korrekt“, weshalb die Netzbetreiber sofort anfingen, lautstark über zu geringe Leitungskapazitäten zu jammern und die dringende Notwendigkeit der Errichtung neuer Trassen wie „Süd-Link“ oder „Süd-Ost“ zu betonen. Dies verschleiert die wahren Ursachen und dient nur den eigenen Interessen. Um zu verstehen, was wirklich vor sich geht, muss man sich zunächst mit den Besonderheiten der „EE“-Stromerzeugung aus Wind und Sonne befassen.

Wind- und Solarstrom stören, statt zu helfen

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Bild 2. Das deutsche Stromnetz war bisher eines der stabilsten in Europa. Dargestellt sind die Stromausfälle in Minuten pro Jahr und Abnehmer (Grafik: [VESI])

Zunächst muss man sich dabei den entscheidenden und grundsätzlich nicht behebbaren „Erbdefekt“ von Wind- und Solarstrom vergegenwärtigen: In einem 50-Hz-Netz stören sie, statt zu helfen. Bei allen anderen Stromerzeugern kann man die Leistung präzise auf den aktuellen Netzbedarf hin regeln und die Einspeisung ins Netz so den ständig auftretenden kleineren und größeren Schwankungen anpassen. Diese Abweichungen sind prinzipiell unvermeidlich. Deshalb haben zahlreiche Wissenschaftler und Ingenieure Jahrzehnte damit verbracht, ihre Auswirkungen durch ausgeklügelte Methoden abzufangen und zu minimieren. Lohn der Mühe war eine äußerst stabile Stromversorgung. Deshalb gehörte Deutschland bezüglich der Stabilität seiner Stromversorgung noch in den Jahren 2009/2010 im europaweiten Vergleich zur Spitzengruppe, Bild 2.

Im Unterschied zu allen anderen Kraftwerkstypen richtet sich die Stromerzeugung von Windenergieanlagen und Fotovoltaikfeldern nicht nach dem jeweiligen Bedarf, sondern ist grundsätzlich und ausschließlich von den Launen des Wetters abhängig. Hinzu kommt die nur für Ideologen verständliche Festlegung, dass dieser ohne Rücksicht auf den Bedarf erzeugte Strom auch noch per Gesetz Vorrang vor allen anderen Erzeugern hat. Diese müssen daher zusätzlich zu den von den Unwägbarkeiten des Verbrauchs verursachten Schwankungen auch noch die erratischen, von Windböen und Wolkenabschattungen herrührenden Sprünge der Einspeisung von Wind- und Solaranlagen abfangen und ausgleichen. Diese werden naturgemäß umso größer, je mehr derartige Anlagen ans Netz gebracht werden. Allerdings behaupten die Vertreter der EE-Branche, durch die Verteilung von Anlagen über größere Gebiete würden sich örtliche Schwankungen zunehmend ausgleichen und so verstetigen. Auch gebe es einen Ausgleich zwischen Wind- und Sonnenstrom. Doch wie stellt sich dies in der Praxis dar?

Einspeisung von Wind- und Solarenergie im Dezember 2015

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Bild 3. Grafische Darstellung der Summenleistung der deutschen Wind- und Solarerzeuger im Dezember 2015, basierend auf viertelstündlich aufgezeichneten Daten der Strombörse EEX (Grafik: Autor)

Als Musterfall nehmen wir die Solar- und Windenergieeinspeisung vom Dezember 2015, einem Monat, der sich zur Freude der Branche durch eine besonders hohe Windausbeute auszeichnete, Bild 3.

Wie man sieht, ist der Verlauf schon beim Wind sehr unruhig. Die kurzen, aber intensiven „Solarnadeln“ tragen noch zur Verstärkung dieser Diskontinuität bei. Die Summenkurve erhält dadurch ein geradezu extrem sägezahnartiges Profil. Bei einer installierten Gesamtkapazität von mehr als 84 GW schwankt die abgegebene Leistung zwischen 1,7 und 35,6 GW, das ist ein Verhältnis von 21/1. Trotz der enormen nominellen Kapazität erreichte der Nutzungsgrad nie mehr als 42 %. Im schlechtesten Fall lag er nur bei 2 %. Benötigt wurden dagegen zwischen 35,5 und 88,8 GW: Zu mehreren Zeitpunkten in diesem Monat waren die „Erneuerbaren“ demnach mehr oder weniger ein Totalausfall. Fast die gesamte Leistung im Netz musste von zuverlässigen, regelbaren Stromerzeugern geliefert werden. Man sieht auf den ersten Blick, warum Wind- und Solarstrom für die Versorgung einer Industrienation ungeeignet sind. Das ist ein angesichts der riesigen nominellen Kapazität sehr ernüchterndes Ergebnis. Angesichts der Verteilung von etwa 25.000 Windenergieanlagen und noch viel mehr Solaranlagen über ganz Deutschland kann man auch die Behauptung, dass es hierdurch zu einer Verstetigung der Erzeugung käme, als eindeutig widerlegt betrachten.

Extreme Schwankungen

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Bild 4. Am 6. und 7. Dezember brach die Gesamtleistung der Wind- und Solarproduktion innerhalb von 28 Stunden um 33,9 GW ein (Grafik: Autor)

Ein weiterer Negativpunkt sind nicht nur die Schwankungen der „EE“-Leistungen an sich, sondern auch die geradezu extremen Geschwindigkeiten, mit der dies erfolgt. Besonders anschaulich erkennt man dies, wenn man sich das Geschehen am 6. und 7. Dezember in hoher zeitlicher Auflösung ansieht, Bild 4.

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Bild 5. Als am 6.12. sowohl Sonne als auch Wind keine Lust mehr hatten, mussten die regelbaren Kraftwerke laut EEX-Daten ihre Leistungsabgabe in nur 35 Stunden um 270 % (!) auf 38.000 MW steigern (Grafik: Autor)

Doch das ist nur ein Teil der Fakten, denn im gleichen Zeitraum zog auch noch der Strombedarf des Landes deutlich an und erreichte in der Spitze fast 90 GW. Noch bis zur Tagesmitte des 6.12. hatten jedoch die regelbaren Kraftwerke wegen des Vorrangs für die „EEG-Stotterstromlieferanten“ Wind und Sonne ihre Leistungsabgabe teils stark reduzieren müssen. Als dann am 6.12. sowohl Sonne als auch Wind keine Lust mehr hatten, mussten die in Betrieb befindlichen Einheiten einen regelrechten Alarmstart hinlegen und ihre Leistungsabgabe in nur 35 Stunden um 38.000 MW steigern, Bild 5.

Vergleicht man diese Zahl mit der Größenordnung üblicher Kohlekraftwerksblöcke von rund 1 GW, so mussten demnach über einen Zeitraum von 35 Stunden insgesamt 38 Kraftwerke von Stillstand auf Volllast hochgejagt werden. Das geht im Prinzip nur bei Gas- und Steinkohlekraftwerken. Schaut man sich die in Bild 5 farbig gekennzeichneten Anteile der verschiedenen Kraftwerkstypen an, so sieht man, dass es vor allem die heute so verächtlich gemachten Kohlekraftwerke waren, die zusammen mit den im Grundlastbetrieb laufenden Kernkraftwerken Deutschland vor einem Blackout gerettet haben. Alle anderen Kraftwerkstypen haben gar nicht die Kapazität, Energie in solchen Größenordnungen bereitzustellen.
Das Ganze hatte jedoch seinen Preis: Kein Kraftwerksbetreiber jagt gerne seine Anlagen derart rücksichtslos von ganz unten im Eilgang auf Volllast. Bei den riesigen, mehr als 10.000 t wiegenden Kesselanlagen, Leitungen und Ventilen kommt es dadurch zu erheblichen Schäden u.a. durch Wärmespannungen. Das muss natürlich dann auch bezahlt werden. Wie teuer der Spaß wirklich war, kann man aus zwei Zahlenangaben von Tennet ermessen: In einer am 19. November herausgegebenen Pressemitteilung wurden die Kosten zur Beherrschung der allein den „erneuerbaren“ zuzurechnenden Notmaßnahmen im Netzgebiet von Tennet noch auf knapp 500 Mio. € beziffert [TENN]. Nur wenige Wochen später war von 700 Mio. € die Rede [SPIE]. Ein rasanter Kostenanstieg, der sich in den kommenden Jahren noch erheblich steigern dürfte. Interessant ist hierbei übrigens auch die Aufschlüsselung der Kosten, die sich wie folgt darstellt: 225 Mio. € für das Hoch- bzw. Herunterfahren von Kraftwerken, 152 Mio. € für den Abruf der Netzreserve und 239 Mio. € für das Notabschalten von Windkraftanlagen. Im Vorjahr hatten die Vergleichszahlen noch bei 74, 92 resp. 128 Mio. € gelegen.

Das Problem der Kurzfrist-Gradienten

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Bild 6. Die Auftragung der EX-Daten über die kurzfristigen Schwankungen des Aufkommens an Wind- und Solarstrom bei viertelstündlicher Auflösung zeigt ein ruheloses Hin und Her mit Amplituden bis zu mehr als 3.700 MW/h (Grafik: Autor)

Neben der soeben beschriebenen Problematik längerfristiger starker Schwankungen speziell im Windenergie-Aufkommen gibt es noch ein weiteres, darunter versteckt liegendes Problem: Ständige starke kurzfristige Schwankungen, die erst bei feinerer zeitlichen Auflösung sichtbar werden. Leider stehen dem Autor lediglich Daten mit viertelstündlicher Auflösung (Bild 6) zur Verfügung, es gibt jedoch Hinweise, dass sich solche Schwankungen auch bis unterhalb des Minutenbereichs auswirken.

Diese Schwankungen, die von der maximalen Amplitude her dem vollen Leistungsumfang von vier großen Kohlekraftwerken entsprechen, treten selbst bei schwächeren bis mittleren Windgeschwindigkeiten nahezu ununterbrochen auf und müssen daher ununterbrochen durch entsprechende Gegenmaßnahmen der Netzbetreiber ausgeglichen werden. Aus der Sicht eines Regelungstechnikers stellen Wind- und Solarstrom eine ständige Quelle von Störimpulsen dar. Diese müssen zu Lasten und auf Kosten der andern Netzteilnehmer aufgefangen und kompensiert werden, denn die Energiebilanz im Netz muss im 10-Millisekunden-Takt stets ausgeglichen werden.
Zugleich ist diese Grafik eine weitere Widerlegung jener Ideologen, die trotz solcher längst vorhandener Gegenbeweise stur behaupten, Wind und Sonne taugten als Energielieferanten für eine moderne Stromversorgung. Im Gegenteil gilt: Solange die Anteile dieser Anlagentypen an der Gesamtversorgung unbedeutend waren, konnte deren Gezappel noch hingenommen werden, weil es im „Grundrauschen“ der übrigen Störimpulse mehr oder weniger folgenlos unterging. Jetzt, wo ihre Anteile die 20-%-Marke überschreiten, beginnen sich die nachteiligen Auswirkungen ernsthaft bemerkbar zu machen. Und es wird rasant schlimmer werden, weil mit Verschiebung der Technologieanteile nicht nur die Störungen zunehmen, sondern zugleich auch die „Ausgleichskapazitäten“ der vom Markt verdrängten regelbaren Kraftwerke drastisch reduziert werden.

Alptraum voraus!

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Bild 7. Darstellung der Einspeisung von Wind-und Solarstrom in einem hypothetischen Dezember 2050 mit angenommen identischem Wetterverlauf wie im Dezember 2015 (Grafik: Autor)

Die jetzt beschriebene Situation wurde von Fachleuten schon seit Jahren vorausgesehen, und es gab entsprechende Warnungen zuhauf. Diese wurden lange nicht zur Kenntnis genommen. Dabei handelt es sich bei dem, was wir jetzt zu sehen bekommen, erst um die Spitze des Eisbergs, der vor dem Bug unseres „garantiert unsinkbaren“ Energiewende-Dampfers sichtbar geworden ist. Um seine wahren Dimensionen deutlicher erkennen zu können, machen wir eine Projektion in die Zukunft, genauer gesagt ins Jahr 2050, bis zu dem ja laut der aktuellen Planungen der EE-Anteil an der Stromerzeugung auf 80 % anwachsen soll. In einem kürzlich erschienenen Artikel wurde für diese Projektion ein Mengengerüst samt Verteilung auf die verschiedenen Technologien entwickelt [EIK2]. Dabei wurden auch der Strombedarf der von der Politik geforderten Umstellung des Autoverkehrs auf batteriebetriebene Fahrzeuge sowie der sich bereits abzeichnende Niedergang der Stromproduktion aus „Biogas“ sowie Müll berücksichtigt. Letztlich werden neben den 20 % konventioneller Kraftwerke vor allem die Windenergie sowie ein deutlich kleinerer Anteil Solarstrom das Geschehen bestimmen, während Wasser bei unter 3 % verharren dürfte. Nach Umrechnung mit den Nutzungsgraden ergeben sich dann folgende Kapazitäten: Wind rund 333 GW und Solar rund 52 GW. Damit hat man Umrechnungsfaktoren, mit deren Hilfe man den hypothetischen Dezember 2050 (mit angenommen identischem Wetterverlauf wie 2015) nachvollziehen kann, Bild 7.

Beim Vergleich der Bilder 4 und 7 fällt zunächst auf, dass der Anteil der Solarstromerzeugung erheblich geringer ist als 2015. Dies entspricht dem heute bereits zu beobachtenden Trend, weil Solarstrom von allen „erneuerbaren“ Technologien die mit Abstand unwirtschaftlichste ist. Das ist jetzt anscheinend auch der Politik klargeworden, weshalb die Förderung stark zurückgefahren wird.
Weitere Auffälligkeit ist das extrem hohe Niveau der Stromerzeugung an windreichen Tagen, das mit bis zu 245 GW weit über dem Tagesbedarf liegen dürfte. Damit sind je nach aktueller Netzlast Überschussleistungen von bis zu mehr als 200 GW vorprogrammiert. Für diese gibt es derzeit kein realistisches Speicherkonzept. Im Gegenteil, man findet seitens der „EE“-Lobbyisten abwiegelnde Aussagen wie die, dass man sich erst in etwa 20 Jahren ernsthaft um diese Thematik werde kümmern müssen [AGOR]. Dabei wird unter anderem ignoriert, dass für die Bewältigung solch gigantischer Leistungen auch entsprechende Leitungskapazitäten benötigt werden, egal wohin man mit dem Strom letztlich gehen wird. Man möge sich vor Augen halten, welche Probleme und welche Kosten allein ein einziges vergleichsweise kleines 4 GW-Leitungsprojekt wie SüdLink mit sich bringt. Wo, wie und mit welchem Aufwand sollen dann Leitungen mit einer Kapazität von mehr als 200 GW errichtet werden? Allein dieses Leitungsnetz könnte mit Zusatzkosten von rund einer halben Billion € zu Buche schlagen.
Die Kehrseite der Medaille ist der je nach Wetterlaune jederzeit mögliche Einbruch der „EE“-Leistung. Im vorliegenden Fall stünden am 7.12. lediglich noch 11.470 MW zur Verfügung. Je nach aktueller Netzlast käme es daher zu einem Defizit von bis zu mehr als 76 GW. Selbst bei der hohen Ausbaustufe des Jahres 2050 sind Wind und Strom offensichtlich ungeeignet zur Sicherung der Grundlast.
Ebenfalls ungeklärt ist auch die Frage, wo diese 76 GW Leistung denn herkommen sollen, wenn wir kaum noch über konventionelle Kraftwerke verfügen werden. Selbst wenn man über die rund 70 % Verluste bei Power-to-Gas hinwegsehen möchte: Wer soll denn die Investitionen in Errichtung und Unterhalt eines Parks moderner Gaskraftwerke mit einer solch hohen Kapazität, die eventuell nur für wenige Stunden im Jahr benötigt würden, finanzieren? Schließlich müssen solche Anlagen mit einer vierschichtigen Belegschaft rund um die Uhr bereitstehen. Und das sind nicht nur ein paar Portiers und Schalterumleger: Für den Betrieb solch komplexer Anlagen braucht es eine Vielzahl gut ausgebildeter und durch ständige Erfahrung trainierter Spezialisten.

Noch extremere Schwankungen…

Bild_08

Bild 8. In den 28 Stunden zwischen 12 Uhr am 6.12 und 16.00 Uhr am 7.12. 2050 würde die Leistungsabgabe von Wind- und Solarkraftwerken um mehr als 201 GW einbrechen (Grafik: Autor)

Wie bereits weiter oben ausgeführt, stellten Schwankungen der Abgabeleistung von „EE“-Erzeugern die Netzbetreiber schon 2015 und insbesondere im Dezember vor erhebliche Herausforderungen, wodurch die entsprechenden Kosten auf insgesamt über 1 Mrd. € hochschossen. Probleme bereitete insbesondere der schnelle und steile Abfall in der Größenordnung von 1 GW/ h zwischen dem 6.12. und dem 7.12. Dies würde sich im fiktiven Dezember 2050 noch wesentlich gravierender darstellen, Bild 8.

Im Prinzip würde nach dieser Projektion die Leistungsabgabe innerhalb von 28 h um mehr als 201 GW zurückgehen. Dies entspräche einer mittleren Änderungsgeschwindigkeit von rund 7,2 GW/ h bzw. der vollen Leistung von acht modernen Gas-und-Dampf-Turbinen des Typs „Irsching 5“ mit je 860 MW. Gasturbinen deswegen, weil auch bei „Power-to-gas“ die Rückumwandlung zu Strom ja durch Kraftwerke erfolgen muss. Als Wermutstropfen und Warnhinweis sollte allerdings die Tatsache dienen, dass das in Irsching installierte Kraftwerk wegen katastrophaler Unwirtschaftlichkeit zur Stilllegung angemeldet werden musste.

Daher stellt sich die Frage, woher all die benötigten Kraftwerke kommen sollen. Geht man von einer Netzlast von 106 GW und der „EE“-Minimalleistung von 11.500 MW am 7.12. aus, so müsste man 89 Kraftwerke dieses Typs innerhalb von 28 Stunden ans Netz bringen, damit die Lichter in Deutschland nicht ausgehen. Zu diesen Fragen gibt es seitens der Wind- und Solarlobby zwar wortreiche Beteuerungen, aber keine überzeugenden Antworten.

…und nicht mehr beherrschbare Kurzfrist-Gradienten

Bild_09

Bild 9. Die Auftragung der kurzfristigen Schwankungen des Aufkommens an Wind- und Solarstrom bei viertelstündlicher Auflösung zeigt ein ruheloses Hin und Her mit Amplituden bis zu mehr als -26.500 MW/h (Grafik: Autor)

Was die bereits im Zusammenhang mit Bild 6 erläuterten Kurzfrist-Gradienten angeht, so würden diese im fiktiven Dezember 2050 bis zu -26.500 MW/h erreichen, Bild 9.

Eine weitergehende Diskussion ist nach den bereits zu Bild 6 gegebenen Erläuterungen nicht mehr erforderlich. Mit den heute bekannten bzw. verfügbaren Technologien sind solche Schwankungen schlicht nicht beherrschbar, nicht zuletzt auch deshalb, weil die für ein eventuelles Auffangen erforderlichen Ressourcen durch die Vernichtung konventioneller Kraftwerkstechnologie immer weiter zurückgebaut werden.

Untaugliche Gegenrezepte

Natürlich stellt sich an diesem Punkt die Frage, wie es denn angesichts der jetzt „plötzlich“ auch für die Allgemeinheit sichtbar gewordenen Probleme weitergehen soll. Besonders unerfreulich ist ja, dass dieses Dilemma schon längst vorhersehbar war und es genug Warnungen gab. Jetzt ist der Salat auf dem Teller und den Verantwortlichen bei den Netzbetreibern fällt dazu als erstes die Forderung nach einem verstärkten Ausbau der Netze zur besseren Verteilung des Stroms aus „erneuerbaren“ Energien ein. Dabei ist dies alles andere als sinnvoll, denn es bedeutet nur, die von den Windquirlen ausgehenden Störimpulse großflächiger zu verteilen, ohne dass sie dadurch behoben würden. Das einzige Ergebnis wäre, dass man damit noch mehr Verbraucher mit immer massiveren Störungen „beglücken“ würde. Was man im Ausland davon hält, zeigt sich an den Sperrtrafos, die mittlerweile von Polen und Tschechien zur Abwehr deutschen Windstroms an den Grenzen aufgestellt werden.
Der Grund für die Vorschläge der Netzbetreiber ist allerdings leicht zu verstehen, wenn man ihr Geschäftsmodell berücksichtigt. Ihnen ist es egal, wo der Strom herkommt oder wo er hinfließt und was für Probleme es damit gibt. Sie verdienen nämlich an Problemen. Sie verdienen an neuen Leitungen, an den Durchleitungsgebühren und auch an der Behebung von Störungen, sie verdienen an allem. Die Aufwendungen, welche jetzt so lautstark beklagt werden, sind für sie „Wareneinkauf“, auf den sie ihren staatlich zugesicherten Profit oben draufschlagen dürfen. Wenn sie eine neue Leitung ziehen, so spielen Kosten oder die tatsächliche Auslastung keine wirkliche Rolle. Alle Aufwendungen müssen vom Verbraucher via Durchleitungsgebühr beglichen werden. Die Politik hat es geschafft, aus den früheren Verbundversorgern, die mit einem ganzheitlich optimierten Konzept agierten, ein chaotisches Mit- und Gegeneinander einzelner Akteure zu schaffen, die jeweils nur ihre eng begrenzten Partikularinteressen vertreten und denen alles, was links oder rechts davon passiert, völlig egal ist. Die Zeche zahlt wie immer der Verbraucher, und sie wächst immer schneller.
Während die Kanzlerin mit ihrer in den DDR-Jahren erworbenen Betonkopf-Mentalität stur an ihrem „Energiewende“-Kurs festhält, zeigen sich bei ihrem SPD-Koalitionspartner Anzeichen für erste Absetzbewegungen. Gabriel, der bereits vor einiger Zeit durch den Spruch auffiel, dass man uns im Ausland wegen der Energiewende „sowieso für bekloppt“ halte, scheint ebenso wie in der Flüchtlingsfrage die Zeichen der Zeit erkannt zu haben und sprach in den letzten Tagen davon, die Kohlekraftwerke länger laufen zu lassen. Womit im Prinzip das Ende der Wende eingeläutet würde.

Fred F. Mueller

Quellen:
[AGEB] http://www.ag-energiebilanzen.de/viewpage.php?idpage=139
[AGOR] http://tinyurl.com/jode6ds
[BDEW] http://tinyurl.com/jox5h7d
[BDPR] http://tinyurl.com/zc6cxu7
[EIKE] http://www.eike-klima-energie.eu/news-cache/strom-und-co2-deutschland-im-treibsand-der-illusionen/
[EIK2] http://www.eike-klima-energie.eu/news-cache/energiewende-plan-und-orientierungslos-im-nebel/
[LIMU] Limburg, M.; Mueller, F.F.: Strom ist nicht gleich Strom. Kap. 23, „Strompreise – dank EEG hinauf zu den Sternen“. ISBN 978-3-940431-54-7.
[NETR] http://www.netztransparenz.de/de/Redispatch.htm
[QUAS] http://www.volker-quaschning.de/datserv/windinst/index.php
[SPIE] http://tinyurl.com/hpyvnb9
[STILL] http://tinyurl.com/nddurkc Abgerufen am 30.12.2015
[TENN] http://tinyurl.com/hfvgbed
[VAFI] http://www.vafinans.se/ravaror/diagram/eex-strom-phelix-baseload-year-future/EURO
[VESI] http://tinyurl.com/zgn48e2


Leseempfehlung:

stromMichel Limburg, Fred Mueller, Arnold Vaatz:
“Strom ist nicht gleich Strom. Warum die Energiewende nicht gelingen kann.”
Erhältlich bei ► Storchmann Medien
108 Abbildungen, gebunden, 19,90 €, Versand kostenfrei.

Der Ingenieur Michael Limburg und der Wissenschaftsjournalist Fred F. Mueller erklären in einfachern, auch für Laien leicht verständlichern Weise, wie unser Stromversorgungssystem funktioniert.

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Stromausfall – Vorsorge und Selbsthilfe – Ein Ratgeber des Bundesamtes BBK

Das Bundesamt für Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe trägt dem Risiko eines Blackouts Rechnung. Die Wahrscheinlichkeit eines Blackouts wächst mit der Zunahme und Vorrangeinspeisung zufällig erzeugten Stroms durch Windkraft- und Solaranlagen.
Der Betrag wurde heute, am 1.10.2015, vom Bundesamt bei Youtube hochgeladen.

Ein herzliches Dankeschön an alle, die bisher mit Kohle- und Kernkraftwerken dafür gesorgt haben, dass Deutschlands Stromversorgung zu den sichersten in Europa gehört hat!


Bundesamt für Bevölkerungsschutz und Katastrophenhilfe:

“Strom kommt aus der Steckdose. Aber was ist eigentlich, wenn der Strom ausfällt? In unserem aktuellen Video erklären wir, wie Sie sich auf einen Stromausfall vorbereiten können.
Deutschlands Stromversorgung gehört zu den sichersten der Welt. Dennoch kann es auch hierzulande passieren, dass die Stromversorgung zusammenbricht. Ob bei Bauarbeiten, durch die ein Stromkabel beschädigt wird, oder durch ein schweres Unwetter – verschiedene Ereignisse können dazu führen, dass der Strom ausfällt. Auch können so genannte „Kaskadeneffekte“ durch die Verkettung verschiedener Ereignisse auftreten und zum gefürchteten „Blackout“ führen.
Ein Stromausfall stellt dabei insbesondere Großstädte und Metropolregionen vor große Herausforderungen. Vieles, das uns alltäglich erscheint, funktioniert dann plötzlich nicht mehr: Die Bahnen stehen still, Aufzüge bleiben stecken, Geldautomaten und Supermarktkassen streiken. Auch Heizung, Wasserversorgung und Telefonnetze fallen aus. Besonders problematisch wird es, wenn der Strom für mehrere Stunden oder gar Tage ausfällt.
Es ist deshalb sinnvoll, auch für einen länger anhaltenden Stromausfall vorzusorgen. Wie Sie sich auf einen Stromausfall vorbereiten können und worauf Sie während eines Stromausfalls achten sollten, erfahren Sie in diesem Video.
Darüber hinaus bietet unser Flyer „Stromausfall“ wichtige Hinweise zum richtigen Verhalten vor, während und nach einem Stromausfall. Damit können Sie sich selbst und andere besser schützen. Den Flyer finden Sie unter BBK – Stromausfall – Vorsorge und Selbsthilfe
Das Handbuch „Notstromversorgung in Unternehmen und Behörden“ ist ein praxisorientierter Leitfaden für die Planung, die Einrichtung und den Betrieb einer Notstromversorgung in Unternehmen und Behörden. Das Handbuch erhalten Sie unter Notstromversorgung in Unternehmen und Behörden

 

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Spastik – die tödliche Erbkrankheit des EE-Stroms

Deutschland wird zur Zeit wie ein Labortier für ein Experiment missbraucht, das gewisse Analogien zu einem anderen Versuch aufweist, der in der jüngsten Geschichte der Menschheit fürchterlich schief gelaufen ist und großes Elend über die Betroffenen gebracht hat: Der Versuch, aus ideologischen Gründen eine Entwicklung weit über die Toleranzgrenzen der vorhandenen gesamtgesellschaftlichen Strukturen und Gegebenheiten hinaus mit aller Gewalt durchzupeitschen. Diesmal geht es um die „Energiewende“, den Versuch, die funktionierende Stromversorgung einer modernen Industrienation komplett umzukrempeln.

Verantwortlich sind auch diesmal Personen, deren grundlegende Überzeugungen im Kommunismus wurzeln und die für das, was man gemeinhin Kapitalismus nennt, im Wesentlichen Unverständnis und Missachtung empfinden. Gleichzeitig werden auch technische Argumente vom Tisch gefegt, weil die Vision in den Augen der Verantwortlichen einfach alles rechtfertigt.

Der große EE-Sprung nach vorn

An den „Großen Sprung nach vorn“ erinnert man sich in China noch heute mit Grauen. Es war der untaugliche Versuch fanatischer Ideologen, eine bäuerliche Nation innerhalb kürzester Zeit zu einer Industriegesellschaft umzukrempeln, mit „Volkshochöfen“ in den Dörfern sowie anderen technisch wie wirtschaftlich unsinnigen Maßnahmen. Den Ideologen, die dies durchzuziehen versuchten, war völlig egal, dass ein fast reines Agrarland mit einer mittelalterlich anmutenden Bauernkultur weder die technischen und logistischen noch die kulturellen Voraussetzungen hierfür bieten konnte. Das Resultat waren willkürliche Zwangsmaßnahmen, Missernten und unsägliches Elend. Letztlich endete alles in einer Katastrophe, die dem Land schwer schadete. China brauchte Jahre, um sich von diesem grausam missglückten Experiment zu erholen.

Ohne Speicherung keine Energiewende…

Foto: Marcus Bleil
Bild 1: Deutschland verfügte bisher über eines der weltweit stabilsten Stromversorgungssysteme

Die heute in Deutschland bei der Stromversorgung betriebene Energiepolitik erinnert in fataler Weise an diesen „Großen Sprung“, weil auch in diesem Fall aus ideologischen Gründen mit Macht ein lebenswichtiges System komplett umgekrempelt werden soll, ohne dass die grundlegenden Voraussetzungen für seine „Runderneuerung“ gegeben sind. Man will 80 % eines bestens funktionierenden Stromversorgungssystems (Bild 1) ersetzen, obwohl wesentliche technische Voraussetzungen hierfür nicht verfügbar sind.

In erster Linie ist hier das Speicherproblem zu nennen. Unsere Stromversorgung wurde bisher von „klassischen“ Kraftwerken sichergestellt: Kohlekraftwerke, Kernkraftwerke, Gaskraftwerke und in geringerem Umfang auch Wasserkraftwerke. Alle diese Kraftwerkstypen sind dafür ausgelegt, den Strom zu exakt dem Zeitpunkt und in genau der Menge zu erzeugen, wie er benötigt wird. Im Gegensatz dazu liefern Windenergieanlagen und Solarpaneele ihren Strom nicht dann, wenn er gebraucht wird, sondern dann, wenn die Wetterlage es zulässt. Um Industrie und Bürger dennoch bedarfsgerecht mit Strom versorgen zu können, müsste man über große Speicher verfügen, in denen man den wetterbedingten Überschuss speichern könnte, um ihn bei Bedarf dann abrufen zu können.

Bild_2

Bild 2: Stromspeicherung mit Batterien bereitet schon im Kleinstmaßstab Probleme: Solargartenleuchten sind Schönwetter-Sommerkinder, im Winter sterben die Batterien

und das Speicherproblem ist unlösbar

Die zu speichernden Strommengen sind enorm, der künftige Bedarf dürfte eine Größenordnung von 1,5 bis 2 TWh für jeden Tag erreichen, an dem die „Erneuerbaren“ nicht liefern. Im Vergleich dazu beträgt die gesamte Pumpspeicherkapazität Deutschlands gerade einmal 0,04 TWh [DRRA]. Hinzu kommt, dass gerade im Winter, wenn die Solarproduktion über Monate hinweg nahezu bedeutungslos ist, manchmal wochenlange Flauten aufgrund der sogenannten Sibirienhochs auftreten. Wenn dann in Deutschland die Lichter nicht ausgehen sollen, müssten Speicher mit entsprechend hohen Kapazitäten einspringen.

Es gibt jedoch zurzeit kein Speichersystem (Bild 2), das imstande wäre, diese Anforderungen zu erfüllen. Der Sachverständigenrat zur Begutachtung der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung stellte im Zusammenhang mit der Energiewende bereits 2013 fest: „Vor etwas mehr als zwei Jahren wurde von der Regierungskoalition aus CDU/CSU und FDP die beschleunigte Energiewende ausgerufen. Dieses Großprojekt wird derzeit ohne ein schlüssiges Gesamtkonzept verfolgt“ [WIGU].

Foto: Thomas Frost Jensen
Bild 3: Norwegens Bevölkerung zeigt bislang wenig Neigung, sich ihre wunderschönen Fjorde mit Staumauern zumörteln zu lassen

Auch Deutschlands Nachbarn können da nicht aushelfen. Die Kapazität der in ganz Europa vorhandenen Pumpspeicherwerke reicht nicht einmal ansatzweise für den künftig erforderlich werdenden Bedarf aus, und andere ins Feld geführte Alternativen wie Batterien, Druckluftspeicher, Wasserstoffproduktion oder die Erzeugung von Methan („Power-to-Gas“) haben so schlechte Wirkungsgrade bzw. so enorme Kosten, dass sie als Alternativen definitiv ausscheiden [DRRA]. Dies liegt an physikalischen Gesetzmäßigkeiten und kann auch durch noch soviel Forschung nicht behoben werden. Die häufig zu hörende Behauptung, man könne doch für die Zukunft entsprechende Entdeckungen nicht ausschließen, kommt meist von technischen Laien, während Naturwissenschaftler solche Aussagen in der Regel zusammen mit Laserschwert, Zeitsprüngen und Reisen in ferne Galaxien der Kategorie „Science Fiction/ Fantasy“ zurechnen.

Konventionelle Kraftwerke bleiben unverzichtbar…

Bild_4

Bild 4: Konventionelle Kraftwerke – hier das Kraftwerk Gersteinwerk – liefern Strom dann, wenn er auch wirklich gebraucht wird (Foto: kohlekraftwerke.de)

Da der zufallsbedingt auftretende Überschuss von Strom aus Wind- und Solarenergieanlagen nicht sinnvoll genutzt werden kann, müssen konventionelle Kraftwerke ständig in Bereitschaft gehalten werden, um die Netzversorgung trotz der schwankenden EE-Einspeisung stabil zu halten. Da zurzeit bereits rund 32000 MW Windkapazität und 35000 MW Solarkapazität am Netz sind, übersteigt ihr kumulierter Output an manchen Tagen bereits 40000 MW, während zu anderen Zeiten nur wenige 100 MW geliefert werden. Aufgrund des gesetzlichen Einspeisevorrangs der „Erneuerbaren“ müssen die konventionellen Kraftwerke die jeweilige Differenz zum Verbrauch in Höhe von bis zu 70000 – 80000 MW ausgleichen. Im Jahresdurchschnitt sichern diese konventionellen Kraftwerke zurzeit rund 75 % des Bedarfs. Doch aufgrund ihrer Funktionsweise haben sie damit bereits jetzt zunehmend Probleme, die mit dem fortschreitenden Ausbau der „Erneuerbaren“ ständig weiter zunehmen. Für ihren Einsatz sind nämlich technisch bedingte Grenzen zu beachten. Kohlekraftwerke kann man nicht einfach so wie ein Auto durch eine Umdrehung des Zündschlüssels starten und danach gleich Vollgas geben. Für einen Kaltstart brauchen sie etliche Stunden bis Tage. Je mehr sie durch den Ausbau von Wind- und Solarkraftwerken an den Rand gedrängt werden, desto geringer wird deshalb auch ihre Möglichkeit, im Notfall schnell einzuspringen. Und ein Ausweichen auf reine Gasturbinenkraftwerke wäre aufgrund des schlechten Wirkungsgrads sowie des teuren Brennstoffs Erdgas nicht vertretbar. Erschwerend kommen die aktuellen Unwägbarkeiten bezüglich der Versorgungsmöglichkeiten mit Erdgas hinzu.

und werden überfordert

Bild 5: Anfahrverhalten konventioneller Kraftwerke (GT=Gasturbine, GuD=Gas und Dampf-Kombikraftwerk) (Grafik: [VDE])

Bild 5: Anfahrverhalten konventioneller Kraftwerke (GT=Gasturbine, GuD=Gas und Dampf-Kombikraftwerk) (Grafik: [VDE])

Wie bereits erwähnt, lassen sich große Kraftwerke nicht so ohne weiteres einschalten und hochfahren. Das gilt insbesondere für Kohlekraftwerke mit ihren riesigen Dampfkesseln, deren Gesamtmasse oft 10000 Tonnen übersteigt. Für einen völligen Kaltstart brauchen große Kohlekraftwerke mindestens einen Tag, manchmal sogar noch länger. Selbst aus einem sogenannten „hot Standby“ heraus, d.h. mit bereits angewärmtem Kessel und auf Sparflamme laufender Feuerung, benötigen sie je nach Größe und Bauart rund 40 Minuten, bevor sie überhaupt nennenswerte Mengen Strom erzeugen können, und bis zum Erreichen der Nennleistung kann es mehr als zwei Stunden dauern, Bild 5. Auch die vielgelobten Gas- und Dampfkraftwerke (GuD) sind keine wirklichen Sprinter und brauchen mindestens 10-15 Minuten Anlaufzeit, und bis zum Erreichen ihrer vollen Leistung vergeht zwischen einer halben und einer vollen Stunde. Lediglich reine Gasturbinen sind imstande, innerhalb von ca. 5 Minuten auf volle Leistung zu kommen.

Bild 6: Mindestauslastungsgrad konventioneller Kraftwerke in % der Nennlast (Grafik: [VDE])

Bild 6: Mindestauslastungsgrad konventioneller Kraftwerke in % der Nennlast (Grafik: [VDE])

Hinzu kommt, dass sich alle diese Kraftwerke nicht beliebig über den ganzen Leistungsbereich betreiben lassen. Unterhalb einer gewissen Mindestauslastung ist ihr Betrieb aus einer Reihe von Gründen nicht vertretbar, Bild 6. Hierzu zählen Verschlechterungen der Emissionswerte bzw. geringere Effektivität der DENOX-Katalysatoren, die Unterschreitung der Taupunkttemperatur im Rauchgas, was zu Korrosion führen könnte, sowie diverse weitere, nur dem Fachmann bekannte Faktoren. Die direkte Folge dieser Beschränkungen bedeutet, dass man größere Schwankungen der Stromerzeugung aus Wind und Sonne nur dann ausgleichen kann, wenn ausreichende Kapazitäten an konventionellen Kraftwerken mit einem Mindestmaß an Auslastung aktiv betrieben werden. In dem Moment, wo diese Kraftwerke aufgrund der Priorität für EE-Strom vom Netz genommen werden müssen, verlieren sie ihre Fähigkeit, bei Leistungsschwankungen von Wind oder Sonne schnell einzugreifen. Dann wird das Netz instabil.

Was bringt die Zukunft?

Bild 7: Gradient der Erzeugung von Wind- und Solarstrom im Dezember 2013 bei viertelstündlicher Auflösung in MW/ h (Daten: EEX)

Bild 7: Gradient der Erzeugung von Wind- und Solarstrom im Dezember 2013 bei viertelstündlicher Auflösung in MW/ h (Daten: EEX)

Angesichts dieses Widerspruchs stellt sich die Frage, wie dieses Nebeneinander von „erneuerbarer“ und konventioneller Stromerzeugung mit zunehmendem Ausbau der Wind- und Solarkapazitäten in Zukunft entwickeln wird. Grundlage für eine solche Betrachtung ist im vorliegenden Fall eine Projektion der voraussichtlichen Erzeugung aus Wind- und Solarkraftwerken in den Jahren 2025 (min 40 % EE-Anteil laut aktueller Planung der Bundesregierung) und 2050 (80 %). Um die Betrachtung realistisch zu gestalten, wurde die reale Produktion beider EE-Quellen für den Monat Dezember 2013 zugrunde gelegt. Hieraus wurde zunächst der Gradient, d.h. die Geschwindigkeit, mit der sich die Erzeugung ändert, berechnet, Bild 7. Diese Werte wurden entsprechend der gestiegenen Anteile für 2025 bzw. 2050 für jeweils einen fiktiven Dezember 2025 bzw. 2050 hochgerechnet.

Die zugrundeliegenden Annahmen für die Gesamtproduktion sowie die Anteile einzelner Kraftwerksarten wurden bereits in einer früheren Veröffentlichung dargelegt [FRED]. Hieraus ergeben sich folgende Zahlen zur Produktion aus Windenergie und Fotovoltaik:

Jahr 2025: TWh
Wind Onshore (erforderl. Kapazität 86660 MW, Nutzungsgrad 17,4 %) 132,1
Wind Offshore (erforderl. Kapazität 6500 MW, Nutzungsgrad 34,8 %) 19,9
Solar (erforderl. Kapazität 52000 MW, Nutzungsgrad 8,3 %) 37,8

Jahr 2050: TWh
Wind Onshore (erforderl. Kapazität 272500 MW, Nutzungsgrad 17,4 %) 415,4
Wind Offshore (erforderl. Kapazität 27500 MW, Nutzungsgrad 34,8 %) 83,8
Solar (erforderl. Kapazität 52000 MW, Nutzungsgrad 8,3 %) 37,8

Gradienten des Wind- und Solarstroms im Dezember 2025

Bild 8: Verlauf des Gradienten der Erzeugung von EE-Strom aus Sonne und Wind für einen fiktiven Monat Dezember 2025

Bild 8: Verlauf des Gradienten der Erzeugung von EE-Strom aus Sonne und Wind für einen fiktiven Monat Dezember 2025

Mit den aus obigen Annahmen errechneten Faktoren wurden dann die realen Verläufe der Wind- und Solarstromproduktion unseres Beispielmonats Dezember 2013 für einen fiktiven Dezember 2025 hochgerechnet. Die entsprechende Kurve zeigt Bild 8. Der wilde Zickzackverlauf zeigt, in welchem Ausmaß die Stromerzeugung aus diesen „erneuerbaren“ Quellen erratisch nach oben wie auch nach unten schwankt, weshalb sich hierfür zunehmend auch der Begriff „Zappelstrom“ durchzusetzen beginnt. Die Extremwerte liegen für unseren Mustermonat Dezember 2025 bei +5643 bzw. -2970 MW. Dies bedeutet eine Differenz von 8600 MW, die permanent von konventionellen Kraftwerken ausgeglichen werden muss. Für diesen Fall kann man auch ausrechnen, welche konventionelle Mindest-Kraftwerksleistung allein zu diesem Zweck ständig am Netz gehalten werden muss.

Für diese Abschätzung wurde angenommen, dass im Jahre 2025 alle Kernkraftwerke stillstehen und deren Anteile zu 2/3 von Braunkohlekraftwerken und zu 1/3 von Steinkohlekraftwerken übernommen wurden. Der konventionelle Brennstoffmix würde sich bei dieser Annahme aus 49,5 % Braunkohle, 34,4 % Steinkohle, 14,7 % Gas und 1,4 % Öl zusammensetzen. Ausgehend von diesen Annahmen lässt sich errechnen, dass unter optimalen Bedingungen mindestens 14000 MW konventioneller Kraftwerkskapazität mit einem durchschnittlichen Nutzungsgrad von rund 60 % allein schon deshalb in Produktion sein müssen, um die zu erwartenden Lastschwankungen des EE-Stroms sowohl nach unten als auch nach oben abfangen zu können. Das Problem dürfte sein, noch europäische Nachbarn zu finden, denen man den überschüssigen EE-Strom bei Starkwind und blauem Himmel ins Netz drücken könnte.

und im Jahr 2050

Bild 9: Die Gradienten des Stroms aus Wind und Fotovoltaik für einen fiktiven Dezember 2050 schwanken zwischen 17180 MW und -10240 MW

Bild 9: Die Gradienten des Stroms aus Wind und Fotovoltaik für einen fiktiven Dezember 2050 schwanken zwischen 17180 MW und -10240 MW

Noch dramatischer stellt sich die Lage dar, wenn man die gleichen Berechnungen für das Jahr 2050 mit einem angenommenen EE-Stromanteil von 80 % anstellt. Die entsprechenden Gradienten des Stroms aus Wind und Fotovoltaik zeigt Bild 9. Sie schwanken in der Spitze zwischen +17180 MW und -10240 MW, mithin eine Gesamtspanne von 27400 MW, für deren Ausgleich konventionelle Kraftwerke ununterbrochen unter Dampf stehen müssen. Analog zur oben aufgeführten Betrachtung für das Jahr 2025 ergibt sich daraus eine Reserve-Gesamtkapazität von stolzen 42000 MW, die aufgrund des erforderlichen durchschnittlichen Nutzungsgrades von rund 60 % im Schnitt 25200 MW elektrischer Leistung abgeben. Wo man diesen Strom zusammen mit der bei guten Wetterlagen zu erwartenden Flut an EE-Strom unterbringen möchte, mögen die Götter wissen, die Technik hat darauf keine Antwort.

Bild10: Verlauf des Gradienten der Stromerzeugung aus Wind- und Solarkraftwerken am fiktiven 23.12.2050

Bild10: Verlauf des Gradienten der Stromerzeugung aus Wind- und Solarkraftwerken am fiktiven 23.12.2050

Dass dieses „Gezappel“ für EE-Strom nicht nur bei der gewählten Darstellungsweise über einen vollen Monat, sondern auch bei geringerer zeitlicher Auflösung typisch ist, zeigt die Darstellung in Bild 10, das den Verlauf des EE-Gradienten für einen 24-Stunden-Zeitraum am fiktiven 23. Dezember 2050 darstellt. Hier ist zu erkennen, wie der Gradient vor allem gegen 22.00 Uhr in kürzester Zeit wild zwischen -8000 MW und +17000 MW hin- und herpendelt. Eine Vorstellung, die bei jedem Fachmann der Stromerzeugung Alpträume hervorrufen dürfte.

 

Fred F. Mueller

Quellen:
[DRRA] http://www.eike-klima-energie.eu/energie-anzeige/die-im-dunkeln-sieht-man-nicht-regelenergie-die-versteckten-zusatzkosten-des-eeg/
[EEX] http://www.transparency.eex.com/en/
[FRED] http://www.eike-klima-energie.eu/climategate-anzeige/die-im-dunkeln-sieht-man-nicht-regelenergie-die-versteckten-zusatzkosten-des-eeg/
[VDE] Brauner, Glaunsinger, John, Schwing, & Bofinger, Magin, Pyc, Schüler, Schulz, Seydel, Steinke. VDE-Studie: Erneuerbare Energie braucht flexible Kraftwerke – Szenarien bis 2020. 18.04.2012
[WIGU] Gegen eine rückwärtsgewandte Wirtschaftspolitik Jahresgutachten 2013/14 Sachverständigenrat zur Begutachtung der gesamtwirtschaftlichen Entwicklung Statistisches Bundesamt 65180 Wiesbaden November 2013

 

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Immer näher an den Blackout heran

Windstrom ist zur Gefahr geworden.

In der Zeit kurz vor den Weihnachtsfeiertagen sind die Stromnetze in Deutschland und einigen Nachbarstaaten aufgrund übermäßiger Produktion von Windstrom in eine kritische Lage geraten. Deutschland hat dabei seine internationalen Verpflichtungen zur Sicherung der Netzstabilität zeitweilig grob missachtet. Während die deutsche Windradlobby jubelte, mussten in Österreich die Leistungen der konventionellen und Wasserkraftwerke am 22. und 23. Dezember notfallmäßig hochgefahren werden, am 22. Dezember sogar auf mehr als den elffachen Wert der eigentlich geplanten Produktion.

Würden Sie sich in ein Flugzeug setzen, dessen Pilot noch den ersten Bartflaum am Kinn trägt und kurz vor dem Start noch mit verlorenem Gesichtsausdruck in einem Heftchen mit dem Titel „Vom Laien zum Flieger-As in nur fünf Lektionen“ herumgeblättert hat? Nun, während der Durchschnittdeutsche in einem solchen Fall wahrscheinlich fluchtartig die Maschine verlassen würde, vertraut er in einem anderen, für sein Wohlergehen aber genauso entscheidenden Punkt sein Schicksal Menschen an, welche von der extrem anspruchsvollen Technik unserer Stromversorgung ebenfalls nicht den Schimmer einer Ahnung haben: Politikern, deren Qualifikation sich zumeist auf eine Lehrer- oder Anwaltsausbildung beschränkt, und die sich auf Berater verlassen, deren Qualifikation hauptsächlich auf ihrer Mitgliedschaft bei grünlinken Parteien oder Nichtregierungsorganisation wie Greenpeace oder dem BUND beruht.

Damit haben wir unsere Stromversorgung in die falschest möglichen Hände gegeben. Wie empfindlich unser aus vielen tausend Einzelelementen fein vernetztes Stromversorgungssystem in Wirklichkeit ist, zeigte in aller Deutlichkeit der massive Blackout, der am 4. November 2006 große Teile Deutschlands und Europas für Stunden ins Chaos stürzte. Um zu verstehen, was damals vor sich ging, empfiehlt sich ein Blick auf die kritischen Sekunden dieser Ereignisse.

 

Was geschah im kritischen Moment?

Eine brauchbare Analyse der Abläufe und der Fehler, die im Rahmen einer eigentlich routinemässigen Umschaltoperation zu einem der europaweit schlimmsten Stromausfälle mit rund 10 Mio. betroffenen Haushalten und Auswirkungen von Deutschland bis nach Marokko führten, findet sich in [WIAU]. Wie häufig bei derartigen Katastrophen gab es im Endeffekt nicht eine Ursache, sondern zahlreiche einzelne Fehler, die normalerweise folgenlos geblieben wären. Erst in ihrem Zusammenwirken kam es zu einer verhängnisvollen Kombination, die dann das europäische Verbundnetz in den Abgrund riss.

Bild 1

Bild 1. Aufzeichnung des Frequenzverlaufs des Stromnetzes am 04.11.2006 zwischen 22:08 und 22:30 MEZ, gemessen im Ruhrgebiet (Grafik: Wikimedia Commons)  Zum Vergrößern bitte Grafik anklicken.

Dem eigentlichen Ausfall waren eine ganze Reihe von Kommunikationsdefiziten, Schlampereien und mangelnden Absprachen vorausgegangen. Dennoch befand sich das Netz in den Minuten vor dem eigentlichen Ereignis in einem zwar gefährdeten, aber stabilen Zustand.

Die Gefährdung resultierte aus der Missachtung des sogenannten N-1-Kriteriums, welches vorschreibt, dass zu keiner Zeit der Ausfall eines bestimmten Betriebsmittels wie einer Leitung, eines Transformators oder Generators zu einem Gesamtausfall führen darf [N1KR]. Im vorliegenden Fall war zu wenig Kraftwerksleistung am Netz von RWE [ZEIT], um nach der planmäßigen Abschaltung zweier wichtiger Leitungen noch zusätzlich den Ausfall einer dritten Leitung aufzufangen. Zu diesem Verlust kam es, weil ein im Prinzip minimaler Eingriff nach einem Lastanstieg auf einer bereits kritisch belasteten Leitung um 22:10:11 zu einem weiteren Stromanstieg von gerade mal 67 A führte, was bei 380000 Volt einer Leistungserhöhung um etwa 25 MW entspricht.

Im Vergleich mit der üblichen Größenordnung des Leistungstransports durch solche Leitungen, der bei rund 1000 MW liegt, sind diese zusätzlichen 2,5 % eigentlich unbedeutend. Im vorliegenden Fall spielten sie jedoch die Rolle des sprichwörtlichen Tropfens, der ein Fass zum Überlaufen bringt. Diese kleine zusätzliche Last löste innerhalb von zwei Sekunden den automatischen Netzschutz aus und trennte die betreffende Leitung. Wegen der Nichteinhaltung des sogenannten N-1-Kriteriums kam es dadurch zu einer unkontrollierten Verteilung der Last auf andere Leitungen und innerhalb von zwei weiteren Sekunden zu einer Kettenreaktion mit sich immer weiter ausbreitenden Abschaltungen. Schließlich wurde das europäische Verbundnetz notfallmäßig in Teilnetze aufgespalten, in denen es in der Folge zu teils stundenlangen Ausfällen kam.

 

Wichtigste Lehren: Nie ohne Grosskraftwerke…

Der Ablauf der Ereignisse vom 4. November 2006 zeigt vor allem zunächst eines: Den Netzbetreibern stehen bei solchen Ereignissen meist so gut wie keine Zeitreserven zur Verfügung. Das kritische Zeitfenster war gerade einmal vier Sekunden lang, eine Zeit, in der selbst primärregelfähige Kraftwerke ihre Leistungsabgabe nur um Bruchteile des erforderlichen Betrags heraufsetzen können, Bild 2.

RegelleistungSchema Kopie

Bild 2. Schema des zeitlichen Einsatzes der unterschiedlichen Regelleistungsarten. Auch die sogenannte Primärregelleistung steht erst nach 30 Sekunden vollständig zur Verfügung (Grafik: DF5GO/ Wikimedia Commons)

Die einzige sofort verfügbare Leistungsreserve, auf die die Netzbetreiber gerade in diesen ersten entscheidenden ersten Sekunden eines Ausfalls zurückgreifen können, ist die in den rotierenden Massen der Turbinen und Generatoren konventioneller Kraftwerke gespeicherte kinetische Energie. Vom Prinzip her arbeiten diese Anlagen in einem solchen Fall ganz so wie ein Schwungrad. Die darin gespeicherte Energie ist enorm, denn die rotierenden Bestandteile von Großkraftwerken haben eine Masse von oft mehreren hundert Tonnen, Durchmesser von etlichen Metern und erreichen im Normalfall rund 3000 Umdrehungen/ Minute.

Bild 1 zeigt sehr anschaulich, wie schnell im Ruhrgebiet die Netzfrequenz nach dem Auftreten der Störung einbrach. Nur die Rotationsreserven verhinderten zu diesem Zeitpunkt einen totalen Zusammenbruch. Erst mit einer gewissen Verzögerung setzen nach und nach die sonstigen Stabilisierungsmechanismen ein: Dampf-, Gas- und Wasserventile werden aufgefahren, Kesselfeuerungen in Kohlekraftwerken auf höheren Durchsatz eingestellt und Steuerstäbe aus Reaktorkernen herausgefahren. Doch haben alle diese Maßnahmen nur dann noch einen Sinn, wenn es in den ersten Augenblicken gelungen ist, einen kompletten Zusammenbruch des Netzes mit Hilfe der Rotationsenergie zu verhindern. Soll heißen: Ohne ausreichende Verfügbarkeit von konventioneller Kraftwerksleistung ist ein Netz in kritischen Situationen nicht stabil zu halten.

 

strenge Einhaltung des N-1-Kriteriums…

Zweite wichtige Lehre aus dem Desaster vom November 2006 ist die Erkenntnis, dass das sogenannte N-1-Kriterium in jedem Fall ohne Einschränkungen eingehalten werden sollte. In der Praxis heißt dies vor allem, dass stets eine ausreichende Anzahl konventioneller, zu Abgabe von Primärregelleistung fähiger Kraftwerke am Netz sein müssen. Hierzu zählen im Wesentlichen Kohlekraftwerke, Kernkraftwerke, Gaskraftwerke und Wasserkraftwerke. Unbrauchbar sind unter diesen Gesichtspunkten dagegen sowohl Solar- als auch Windenergieanlagen, da deren Leistungsabgabe nicht gezielt dem sich ändernden Bedarf angepasst werden kann. Insbesondere Leistungserhöhungen sind wegen der Launenhaftigkeit von Sonne und Wind nicht zu gewährleisten.

 

Erzeugung nahe am Verbrauch…

Eine weitere entscheidende Erkenntnis aus den Ereignissen vom 4. November 2006 ist die, dass es Gefahren birgt, wenn Erzeugung und Verbrauch zu weit voneinander entfernt liegen. Dies zeigte sich, als das europäische Verbundnetz instabil wurde und durch automatische Notfallprogramme in drei getrennte Teilnetze aufgespalten werden musste. Am Ende dieser Kettenreaktion wurde das europäische Verbundnetz (UCTE, Union for the Coordination of the Transmission of Energy) in die Bereiche West, Nord-Osten und Süd-Östliches Stromnetz als eigene Teilnetze aufgetrennt, Bild 3.

Bild 3: Zerfall des europäischen Verbundnetzes in drei Teilnetze mit Frequenzabweichungen infolge Unterversorgung (orange und blau) bzw. Überkapazität (grün) (Bild: wdwd/ Wikimedia commons)

Diese Trennung machte die nachteiligen Folgen einer zu großen räumlichen Trennung von Stromerzeugung und –verbrauch sichtbar: Während in Nordosteuropa (grün) plötzlich knapp 10.000 MW zu viel Leistung am Netz waren, fehlte diese Erzeugung in West- und Südeuropa (orange und blau). Als Konsequenz stieg die Netzfrequenz im Nordosten rapide wieder an (Bild 1), während sie im Westen und Süden weiter abfiel. Entsprechend unterschiedlich waren die Konsequenzen: Im grünen Sektor gelang es noch rechtzeitig, überschüssige Erzeugungsleistung vom Netz zu trennen. Die Notabschaltung eines laufenden Kraftwerks ist zwar ein brutaler Vorgang, jedoch sind die Kraftwerke dafür ausgelegt und können das überstehen. Eine schnelle Aktivierung stillstehender Einheiten steht dagegen auf einem ganz anderen Blatt. Deswegen war es in den beiden anderen Sektoren nicht möglich, ausreichend Erzeugerleistung zu mobilisieren. Das ist auch kein Wunder, denn im gesamten synchronisierten Bereich des europäischen Verbundnetzes liegt die vorzuhaltende Primärregelleistungskapazität bei lediglich 3000 MW, also bei nur rund einem Drittel dessen, was zu diesem Zeitpunkt benötigt worden wäre. Da die fehlende Erzeugerleistung in den Bereichen „Orange“ und „Blau“ nicht schnell genug mobilisiert werden konnte, mussten durch automatischen Lastabwurf Verbraucher vom Netz genommen werden, was nichts anderes bedeutet als Blackouts.

Bild 4. Kohlekraftwerke wie dieses der Steag in Herne sind entscheidende Stützen der Netzstabilität (Foto: kohlekraftwerke.de)

In manchen Gebieten dauerte es teils mehrere Stunden, bis das Verbundnetz wieder zusammengeschaltet und synchronisiert werden konnte.

Eine entscheidende Lehre aus diesen Ereignissen sollte daher sein, zur alten Tugend zurückzukehren, Erzeugung und Verbrauch elektrischer Energie räumlich möglichst nicht zu weit zu trennen. Hätte in den Verbrauchsschwerpunkten der einzelnen Teilnetze nach der Auftrennung jeweils genügend Kraftwerksleistung zur Verfügung gestanden, so wären die Konsequenzen wesentlich geringer gewesen. Der Ferntourismus in Sachen Stromleitung, den man heute mit Riesenwindparks in grosser Entfernung von den Verbrauchsschwerpunkten oder mit „Wüstenstrom aus der Sahara“ propagiert, offenbart gerade in solchen Situationen seine elementaren Schwächen. Wenn man z.B. in Norddeutschland 30000 und künftig 50000 oder gar 70000 MW Windleistung erzeugt und die Leitungen zu den Verbrauchszentren dann aus irgendwelchen Gründen ausfallen, so kann man mit gerade mal 3000 MW Primärregelleistung im Fall des Falles faktisch überhaupt nichts mehr ausrichten.

 

Beim Blackout nutzen Gaskraftwerke wenig

Eine weitere wichtige Folgerung aus den beschriebenen Ereignissen ist die, dass die oft als Heilsbringer gepriesenen Gaskraftwerke bei einem Blackout wenig ausrichten können. Reine Gaskraftwerke werden zwar als Schnellstarter gepriesen, doch dauert es eben doch mehrere Minuten, bis ihr Generator wirklich nennenswerte Leistungen abgeben kann. Damit kann man keinen Blackout verhindern. Noch mehr gilt dies für die sogenannten Gas-und-Dampfkraftwerke: Aus dem Stillstand heraus braucht deren Dampfkessel eher Stunden als Minuten, bis er die Turbine mit nennenswerter Leistung versorgen kann. Während reine Gaskraftwerke wegen ihrer hohen Kosten sowieso meist nur kurzfristig zur Deckung von Spitzenlast zum Einsatz kommen, bedienen GUD-Kraftwerke meist die Mittellast. Zwar kommen sie mit kleinen bis mittleren Lastgradienten gut zurecht, doch ist ihre Präsenz im Netz wegen der hohen Kosten zu gering, als dass man von ihnen erwarten könnte, dass sie wesentliche Anteile der Aufgaben von Grundlastkraftwerken übernehmen könnten.

 

EE-Strom ist unzuverlässig

Bild 5. Erzeugung aus konventionellen, Wind- und Solarkraftwerken vom 1. bis 26. Dezember 2013 (Daten: EEX)

Mit Blick auf die oben vorgestellten Gefährdungen der Netzstabilität stellt man bei genauerer Betrachtung der in Deutschland zur Zeit vorliegenden Situation bei der Stromerzeugung – insbesondere unter Einbeziehung der sogenannten „Erneuerbaren Energien“ – fest, dass wir uns bereits jetzt in einer kritischen Situation befinden, die durch weiteren EE-Zubau immer weiter verschlimmert wird. Bild 5 zeigt den Verlauf der Stromerzeugung aus Wind, Sonne und konventionellen Kraftwerken im Zeitraum vom 1. bis zum 26. Dezember 2013.

Daraus lässt sich erkennen, dass im Dezember zwar etliche Tage mit sehr hohem Stromaufkommen aus Windenergie vorkamen, aber andererseits auch Zeiträume mit einer Gesamtdauer von rund zwei Wochen, in denen die deutsche Bevölkerung ohne den Strom aus konventionellen Kraftwerken extrem schwierige Zeiten ohne Heizung, Licht, Warmwasser, warmes Essen und funktionsfähige Arbeitsplätze hätte durchmachen müssen.

Von einer Fähigkeit der „Erneuerbaren Energien“, konventionelle Kraftwerke zu ersetzen, kann demnach nur jemand reden, der selbst das kleine Einmaleins der Stromerzeugung und -versorgung nicht verstanden hat.

Bild 6. Am 11. Dezember 2013 erreichte das Aufkommen an Wind- und Solarstrom über lange Zeiträume nicht einmal 1500 MW (Daten: EEX)

Großkraftwerke kann man nicht so mal eben nach Belieben ein- oder ausschalten und danach in die Garage stellen, sie brauchen Belegschaften (4 Schichten!), Betriebsmittel, Brennstoffe, Reparaturen etc. pp, und diese Kosten laufen weiter, egal ob man ihnen erlaubt, Strom zu liefern oder nicht.

Ihren blamabelsten Tag hatten Sonne und Wind am 11. Dezember, als sie gemeinsam über einen Grossteil des Tages weniger als 2000 MW und über einen Teil des Nachmittags sogar weniger als 900 MW lieferten, Bild 6. Das ist gerade mal die Leistung eines einzigen größeren Kohlekraftwerks. In Prozentzahlen ausgedrückt waren dies gerade einmal 1,4 % der Netzlast. Man muss schon eine sehr lockere Beziehung zur Realität haben um zu behaupten, mit derartigen „Energiequellen“ könne man Deutschland zu 100 % versorgen, wie es immer mal wieder in der Presse zu lesen ist.

 

Bei viel Wind wird die Notfallreserve nicht mehr eingehalten

Ebenso unhaltbar ist auf der anderen Seite jedoch inzwischen auch die Situation an Tagen mit hohem EE-Aufkommen. Aufgrund des Vorrangs von EE-Stromerzeugern vor konventionellen Kraftwerken müssen diese bei hohen Einspeisungen von Wind- und Solarstrom ihre Erzeugung zurückfahren. Dadurch wird jedoch bei etwa 28000 MW eine kritische Grenze unterschritten, bei der die noch am Netz verbleibende Kraftwerksleistung nicht mehr ausreicht, um die erforderliche Mindestreserve an Primärregeleistung vorzuhalten [VERT, WIAU]. Dies ist in Bild 4 mit einer roten Linie gekennzeichnet.

Am 22. Dezember war dies beispielsweise über einen Zeitraum von 8 Stunden der Fall. Für diesen Zeitraum wurde das N-1-Kriterium bezüglich Vorhaltung von Primärregelleistung nicht mehr eingehalten, ein klarer Verstoß gegen die Erkenntnisse aus der Analyse des Blackouts vom November 2006. Auf gut Deutsch: Im Dezember 2013 bestand für einen Zeitraum von mehreren Tagen ein reales Blackout-Risiko nicht nur für Deutschland, sondern auch für die Nachbarländer. In seinem Wind- und Solarwahn ist Deutschland inzwischen offensichtlich bereit, seine internationalen Verpflichtungen zur Sicherung der gemeinsamen Netzstabilität zeitweilig grob zu missachten.

 

Österreich: Es wurde knapp

Einen Eindruck davon, wie schädlich sich der Alleingang Deutschlands in Sachen EE-Energieproduktion auf unsere Nachbarländer mittlerweile auswirkt, vermittelt der Vergleich der ursprünglich in Österreich geplanten Stromerzeugung aus konventionellen Kraftwerken mit der tatsächlichen Produktion am 22. Dez. 2013, Bild 7. Fast den ganzen Tag über mussten die Kraftwerke des Austrian Power Grid (APG) zwischen 800 und mehr als 1100 Prozent der ursprünglich geplanten Erzeugung erbringen, um einen Zusammenbruch der überlasteten Leitungsnetze nach Deutschland zu vermeiden.

Bild 7. Am 22 Dez. 2013 mussten Österreichs konventionelle Kraftwerke ihre Erzeugung notfallmäßig um teilweise mehr als 1100 Prozent (!) über die ursprünglich geplanten Werte hinaus steigern (Daten: EEX)

Gerne hat man das bei unseren Nachbarn sicher nicht gemacht, denn schon bei einer vergleichbaren Situation am 3. Oktober 2013 hatte man zu ähnlichen Maßnahmen greifen müssen, wenn auch nicht in dem jetzt erforderlich gewordenen Umfang. Schon damals hatten sich die Kosten auf über eine Mio. € belaufen [SAUR]. Beim Strom-Tsunami, der um den 22. Dezember herum die Netze überflutete, dürfte es noch wesentlich teurer geworden sein.

Das Ausmass des Ärgers, den solche Ereignisse auslösen, unterstreicht die folgende Meldung, die am 29.11.2013 in „Die Presse“ erschien: „Der heimische Übertragungsnetzbetreiber APG schlägt Alarm: Das Stromnetz könne mit dem rasanten Ausbau der Wind- und Solarkraftwerke nicht Schritt halten. Allein heuer musste das Unternehmen 600 Stunden lang Kraftwerke notabschalten oder den kurzfristigen Handel mit Strom unterbinden, um das heimische Stromnetz zu sichern. „Die Tendenz ist stark steigend“, warnt APG-Vorstand Gerhard Christiner“ [OEST].

An diesem fundamentalen Problem ändert sich auch durch die Tatsache nichts, dass der überschüssige Windstrom, der in diesem Zeitraum die Netze überschwemmte, zeitweilig nur noch dann abzusetzen war, wenn man dem Abnehmer bis zu 6,2 ct/ kWh draufzahlte, Bild 8. Dies erhöht die Differenz zum Garantiepreis, den der deutsche Verbraucher dann über die EEG-Umlage an die „Öko“-Profiteure zu bezahlen hat.

Fred F. Mueller

 

Bild 8. Um die Weihnachtszeit 2013 musste überschüssiger EE-Strom an der Börse mit Aufzahlungen von bis zu 6,2 ct/ kWh verschleudert werden (Grafik: HECK)

Quellen:
[HECK] http://nature2010.tripod.com/wkr202.htm 24/25.12.2013
[N1KR] http://www.netzausbau.de/SharedDocs/Glossareintraege/DE/N/glo_n-1-kriterium.html?view=renderHelp[CatalogHelp]&nn=231210
[OEST] http://diepresse.com/home/wirtschaft/economist/1492276/Stromnetz-heuer-600-Mal-in-Gefahr?from=gl.home_wirtschaft
[SAUR] http://www.ploetzlichblackout.at/2013/12/22/eine-analyse-der-aktuellen-situation-weihnachten-2013/
[VERT] http://www.energiewelten.de/elexikon/lexikon/seiten/htm/110601_Primaerregelung_des_Stromversorgungsnetzes.htm
[WIAU] http://de.wikipedia.org/wiki/Stromausfall_in_Europa_im_November_2006
[ZEIT] http://www.zeit.de/online/2006/45/Stromausfall

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Die Blackout-Koalition

Die Sicherheit der Stromversorgung bleibt auf der Strecke

Die Blackout-Koalition

KTurmvorBeaEs gibt ein lustiges Gesellschaftsspiel, bei dem man versucht, einen Turm aus Klötzchen möglichst lange stehen zu lassen, obwohl jeder Teilnehmer reihum jeweils ein Bausteinchen herausnimmt. Je nachdem, wie gut der Turm gebaut wurde, kann das eine ganze Weile gutgehen – doch zum Schluss wird er unweigerlich zusammenbrechen. Ganz ähnlich, wenn auch mit wesentlich ernsterem Hintergrund, stellt sich auch die Situation im Bereich der deutschen Stromerzeugung dar. Dem soliden Energieversorgungsgebäude des Landes, von mehreren Nachkriegsgenerationen mit Umsicht und Fleiß aufgebaut, wird Stück für Stück immer mehr Substanz entzogen. Gerade weil es so stabil gebaut ist, konnten die Ignoranten der 3. und 4. Generation, die heute an den Schaltstellen der politischen Macht sitzen, dieses Spiel schon recht weit treiben. Inzwischen aber knirscht es immer lauter im Gebälk. Die Gefahr eines massiven Blackouts wächst stetig weiter an.

Die Energiewende soll noch einmal beschleunigt werden, so die aktuelle Meldungslage zur großen Koalition [SPI1, SPI2]. Statt der bisher angestrebten 35 % sollen bis zum Jahr 2025 sogar 40-45 % Strom aus sogenannten Erneuerbaren Energien erzeugt werden. Der Schwerpunkt dürfte dabei auf der Windenergie liegen, insbesondere an den „guten“ küstennahen Standorten in Norddeutschland, und die Kapazität der Offshore-Windenergie soll von derzeit wenigen 100 MW auf 6500 MW vervielfacht werden. Dies dürfte vor allem zu Lasten der konventionellen Kraftwerke gehen, denen man – soweit sie fossil befeuert werden – zusätzlich auch noch die CO2-Zertifikate verteuern will [CO2]. Als Antwort auf den überbordenden Preisanstieg bei den EE-Energien will man lediglich die Förderung in einigen Bereichen nach unten anpassen oder gar deckeln. Falls dies so umgesetzt wird, könnte sich der Anteil der Windenergie an der deutschen Stromerzeugung, der im Jahre 2012 noch bei 7,3 % lag, bis zum Jahr 2025 mehr als verdreifachen und auf über 22 % anwachsen. Für Solarenergie kann von einem Anwachsen von 4,6 auf bis zu 7 % ausgegangen werden, während das Wachstum bei Wasser, Biomasse und Müll gedrosselt werden dürfte.

Für Deutschlands Energieversorgung bedeutet diese Entwicklung eine Katastrophe. Grund ist, dass im Netz im Prinzip kaum Strom gespeichert werden kann. Produktion und Verbrauch müssen deshalb stets im Gleichgewicht gehalten werden. Erzeuger wie Wind und Sonne, die nicht stabil einspeisen, stören dieses Gleichgewicht. Zur Stabilisierung müssen die Netzbetreiber dabei vor allem auf die konventionellen Kraftwerke zurückgreifen. Und genau die dürften zu den Leidtragenden der Koalitionsvereinbarungen gehören.

Wind und Sonne bieten weder Versorgungssicherheit…

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Bild 1. Am 22.8.2013 lag die gesamte EE-Stromproduktion aus Wind und Sonne in der Zeit von 05:00 und 07:00 Uhr bei weniger als 600 MW. Ganz rechts die installierten Gesamtkapazitäten (Datenquelle: EEX)

Ursache der Probleme ist die Unzuverlässigkeit der Energielieferungen aus Sonne und Wind. Die moderne Industrienation Deutschland benötigt an Werktagen im Winter bis zu 80000 MW an elektrischer Leistung. Da Wind und Sonne selbst zusammen manchmal nur wenige 100 MW liefern können (Bild 1), muss die Differenz – also nahezu die gesamte erforderliche Leistung von bis zu 80000 MW – durch konventionelle Kraftwerke abgesichert werden.

Um dies zu gewährleisten, wird in Deutschland eine sogenannte gesicherte Kraftwerksleistung bereitgehalten, die zurzeit bei 85000 MW liegt [ENLE]. Diese kann faktisch nur von konventionellen Kraftwerken inklusive Kernkraftwerken erbracht werden. Zwar wird im Prinzip auch Windrädern ein gewisser Beitrag von 6 % ihrer Nennleistung zugesprochen, doch zeigt Bild 1 deutlich, dass dies eher eine ideologisch motivierte Wunschvorstellung ist: Bei einer installierten Windkapazität von knapp 32000 MW hätten mehr als 1900 MW zur Verfügung stehen müssen, tatsächlich waren es zeitweise weniger als 600 MW. Versorgungssicherheit sieht anders aus.

… noch Vorhersagbarkeit

Von den Befürwortern der EE-Energien wird oft behauptet, dank moderner Methoden zur Wettervorhersage sei das Aufkommen an Wind- und Solarenergie inzwischen so gut vorhersagbar, dass man den Fahrplan der konventionellen Kraftwerke problemlos an das zu erwartende Leistungsprofil anpassen könne. Leider ist dies jedoch nichts anderes als eine ideologisch motivierte Lüge, die an den harten Fakten der Realität zerbricht. Trotz modernster Computersysteme liegen die Prognosen manchmal schon im 24-h-Bereich grausam daneben, wie Bild 2 anschaulich zeigt.

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Bild 2. Verlauf von Windenergieprognose, tatsächlicher Stromerzeugung und des resultierenden Prognosefehlers am 11.10.2013, ergänzt um die entsprechenden Werte bei gleichem Wettergeschehen unter Annahme einer verdreifachten Windenergiekapazität im Jahre 2025 (Datenquelle: EEX)

Der Blick auf Bild 2 zeigt, wie das Windenergieaufkommen im Verlauf des Vormittags mehr und mehr von der Prognose abweicht. Um die Mittagszeit herum lag die Differenz zwischen Vorhersage und Ist-Werten bei bis zu 12500 MW, das entspricht der Leistung von 12 Großkraftwerken der 1000-MW-Klasse. Zu diesem Zeitpunkt erreichte die Windenergieleistung 22000 bis 23000 MW. Besonders interessant wird die Darstellung, wenn man sie um eine Projektion für das Jahr 2025 mit einer verdreifachten Windenergiekapazität bei Annahme einer gleichen Wetterlage ergänzt. Man kommt dann auf einen Prognosefehler von knapp 38.000 MW bei einer maximalen Windenergieleistung von 68000 MW. Da die EE-Erzeugung Vorrang vor allen anderen Stromanbietern hat, müssten dann faktisch alle konventionellen Kraftwerke vom Netz genommen werden.

Ähnlich groß sind solche Abweichungen auch im Bereich der Solarenergie. So kam es im Zeitraum zwischen dem 4. und dem 6. April zu einem Prognosefehler von mehr als 8800 MW. Beim Netzbetreiber 50 Hz war die Lage dadurch zeitweilig äußerst kritisch [ZFK].

… noch Stabilität

Ein weiteres Problem insbesondere der Windenergie sind die teilweise extremen, kurzfristig im Viertelstunden-Rhythmus auftretenden Schwankungen der Einspeisung. Ungeachtet gegenteiliger Behauptungen der Windkraftlobby ändert daran auch die großräumig verteilte Aufstellung der Windräder kaum etwas. Bild 3. zeigt die kurzfristigen Sprünge der Windenergieleistung am 11. Oktober 2013. Solche Schwankungen „rütteln“ ganz erheblich an der Netzstabilität und zwingen die Netzbetreiber, von den konventionellen Kraftwerken teure Regelenergie abzurufen, um das Gleichgewicht aufrechtzuerhalten. Bei den verärgerten Mitarbeitern der entsprechenden Schaltwarten setzen sich für den Strom aus Wind und Sonne daher inzwischen Ausdrücke wie „Zappelstrom“ oder „Neue Instabile Energie“ (NIE) immer mehr durch. Die Folgen sind fatal.

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Bild 3. Kurzfristige Schwankungen des Aufkommens an Windenergie im Viertelstundenabstand um bis zu + 3000/ -2500 MW/h am 11.10.2013 (blau). Bei der entsprechenden Projektion für das Jahr 2025 (rot) zeigen sich Gradienten von bis zu + 10000/ -6500 MW/h (Datenquelle: EEX)

Konventionelle Kraftwerke als Lückenbüßer missbraucht

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Bild 4. Großkraftwerke wie das 2575-MW-Braunkohlekraftwerk Boxberg kann man nicht einfach an- und abschalten wie ein Auto (Foto: Kohlekraftwerke.de)

Je höher der Anteil der sogenannten EE-Stromerzeugung im Netz ist, desto unzuverlässiger und schwankender ist das Stromaufkommen im Netz. Da dieser Strom aufgrund des Erneuerbare-Energien-Gesetzes jedoch Vorrang hat, müssen die konventionellen Kraftwerke ihre Leistung immer häufiger stark reduzieren oder gar ganz vom Netz gehen, ohne jedoch abschalten zu können, weil sie dennoch dringend gebraucht werden: Zum einen müssen sie einspringen, wenn Sonne und Wind gerade mal wieder keine Lust zur Arbeit haben, zum anderen müssen sie ständig dafür sorgen, dass die Schwankungen der EE-Erzeuger ausgeglichen werden. Statt kontinuierlich arbeiten zu können, wofür sie eigentlich ausgelegt sind, müssen sie zunehmend in einem Stop-and-Go-Modus agieren, der für sie sowohl technisch als auch wirtschaftlich desaströs ist. So muss beispielsweise auch im sogenannten „Hot Standby“, bei dem ein Kohlekraftwerk seinen Kessel auf Betriebsdruck und -temperatur hält, in erheblichem Maße Kohle verbrannt werden. Zusammen mit der Tatsache, dass auch die Belegschaft weiterhin präsent sein muss, bedingt dies erhebliche Kosten, ohne dass auch nur ein Cent verdient werden kann. Unter dem erzwungenen Stillstand leidet auch die Fähigkeit der Kraftwerke zu schneller Reaktion auf plötzlich auftretende Bedarfsspitzen, denn sie können bei stillstehenden Generatoren keine Rotationsenergie zur Netzstabilisierung bereitstellen.

Reaktionsfähigkeit von Großkraftwerken

Konventionelle Kraftwerke kann man nicht einfach wie einen Automotor betreiben, den man mal eben mit dem Zündschlüssel anwirft, um sofort losfahren zu können. Große, dampfbetriebene Kraftwerke (Bild 4) sind riesige Anlagen mit gewaltigen Massen. Sie müssen zunächst auf Temperatur gebracht werden, bevor sie Leistung liefern können, denn allein im Kessel müssen mehrere 1000 Tonnen Wasser in superheißen Dampf verwandelt werden. Bei den wirklich großen Grundlastkraftwerken mit Leistungen im Bereich ab 1000 MW kann es bis zu einer Woche dauern, bevor sie nach längerem Kaltstillstand wieder ans Netz gehen können [WIDA]. Die typischen Hochlaufzeiten von Kohlekraftwerken – diese werden häufig für den reaktionsschnellen Mittellastbetrieb eingesetzt – liegen zwischen 6-7 Stunden bei einem Kaltstart und immerhin noch 2 Stunden bei einem sogenannten Heißstart, worunter ein Stillstand von weniger als 8 h zu verstehen ist [WIKO]. Zwingt man solche Kraftwerke also zum Stop-and-Go-Betrieb, so nimmt man ihnen gleichzeitig die Fähigkeit, im Notfall rasch Energie liefern zu können. Das hat nachteilige Auswirkung auf die Versorgungssicherheit.

Stabilität in Gefahr

Das entscheidende Problem für die Aufrechterhaltung der Netzstabilität ist, dass sich einerseits aufgrund des Anwachsens von Zappelstrom-Erzeugung der Bedarf an Regelenergie erheblich erhöht, während gleichzeitig aufgrund der zunehmenden Stillsetzung konventioneller Kraftwerke deren Verfügbarkeit zurückgeht. Um bei einem größeren Ausfall wie z.B. einer Kraftwerksstörung sofort gegensteuern zu können, benötigen die Netzbetreiber zuverlässige Kraftwerke, von denen sie kurzfristig gestaffelt die benötigte Regelenergie abrufen können, Bild 5.

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Bild 5. Schema des zeitlichen Einsatzes der unterschiedlichen Regelleistungsarten (Grafik: DF5GO/ Wikimedia Commons)

Hierfür eignen sich nur konventionelle Kraftwerke oder Wasserspeicherkraftwerke. Am wichtigsten sind hierbei die augenblicklich wirksame Trägheitsreserve – hierfür sorgt der Schwungradeffekt der riesigen Turbinen und Generatoren – sowie die Primärregelleistung, die innerhalb von Sekunden zur Verfügung gestellt werden muss. Für beides braucht man Großkraftwerke. Damit die einzelnen liefernden Kraftwerke dabei nicht selbst überlastet werden, wird hierfür pro Einheit nur 2,5 % der Anlagenleistung herangezogen. Für Deutschland wird aktuell eine jederzeit verfügbare Primärregeleistung von 700 MW für erforderlich gehalten. Somit kann eine ständige Präsenz von 28000 MW primärregelfähiger Leistung von konventionellen Kraftwerken als Untergrenze der Netzstabilität angesetzt werden. An Wochenenden liegt die Netzlast jedoch manchmal nur bei 30000 bis 40000 MW. Bereits jetzt kommen dann manchmal 20000 MW an Windleistung und ebensoviel Solarleistung dazu, so dass es nahezu unmöglich wird, die erforderliche Präsenz an konventionellen Kraftwerken zu gewährleisten. Wenn in zwölf Jahren 40 % statt wie derzeit 22 % EE ins Netz eingespeist werden sollen, ist die Stabilität der Netze nicht mehr zu gewährleisten.

Hinzu kommt eine Tatsache, über die sich kaum jemand Gedanken zu machen scheint. Jedes „Zappeln“ von Zufallsstrom im Netz muss durch entsprechende Zufuhr von Regelenergie der zweiten und dritten Ebene kompensiert werden. Dazu muss jedoch entsprechende Kraftwerksleistung von konventionellen Kraftwerken abrufbar bereitstehen. Zurzeit werden in Deutschland insgesamt 7000 Megawatt positiver Regelleistung und 5500 Megawatt negativer Regelleistung vorgehalten [WIKI]. Die Kosten dafür betragen etwa 40 Prozent des gesamten Übertragungsnetzentgeltes. Sie werden im Netzentgelt versteckt, obwohl sie eigentlich durch die “Erneuerbaren” verursacht werden. Bereits im Jahr 2006 wurde geschätzt, dass es hierbei um etwa 300 bis 600 Mio. Euro ging [CARE]. Inzwischen dürfte die Milliardengrenze längst überschritten sein.
Das eigentliche Problem ist jedoch, dass für den Ausgleich der „Zappelei“ künftig immer noch mehr an Regelleistung bereitgehalten werden muss, während der Marktanteil der konventionellen Kraftwerke gleichzeitig zurückgedrängt werden soll. Von den Verantwortlichen scheint sich kaum jemand darüber Gedanken zu machen, woher denn bei dieser gegenläufigen Entwicklung die künftig benötigte Regelenergie kommen soll. Mit Gaskraftwerken allein ist das nicht zu stemmen, nicht nur aufgrund der Kosten, sondern auch weil im Stillstand befindliche Gasturbinen weder Trägheitsreserve vorhalten noch schnell genug hochgefahren können, um in nennenswertem Umfang Primärregelenergie bereitstellen zu können. Sie sind zwar Schnellstarter, aber es dauert dennoch eher Minuten als Sekunden, bis sie wirklich hohe Leistungen abgeben können.

Konventionelle Kraftwerke verschwinden vom Markt

Nach der Aufstellung der deutschen Strombörse umfasst der konventionelle Kraftwerksbestand derzeit Anlagen mit einer Gesamt-Erzeugungskapazität von knapp 110000 MW.

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Bild 6. Die Politik wird weiterhin daran festhalten, im Namen des angeblichen Umwelt- und Klimaschutzes unsere Natur zu schädigen

Für eine Projektion bis zum Jahre 2020 (bzw. 2022) muss man hiervon noch rund 8000 MW Pumpspeicherkapazität abziehen, da Pumpspeicher ja selbst keine Energie erzeugen, sondern sie lediglich zwischenspeichern.

Außerdem muss man bedenken, dass bis 2022 rund 12000 MW an Kernkraftkapazität zur Stilllegung anstehen. Ab 2022 verbleiben also rund 90000 MW, doch will man diesen ein um 18 % kleineres Marktsegment zugestehen als bisher. Zudem werden sie mehr und mehr zu unwirtschaftlichem Teillastbetrieb gezwungen. Schon heute ist die Situation für viele Betreiber kritisch, wie die aktuellen Pläne von RWE und E.ON zur Stilllegung von Kraftwerken und Freistellung von Mitarbeitern belegen. Auch immer mehr Stadtwerke haben mit ihren Kraftwerken Schwierigkeiten. In den nächsten Jahren ist damit zu rechnen, dass zahlreiche weitere der zurzeit noch existierenden Kraftwerke stillgelegt werden. Planungen für neue Kraftwerke sind mittlerweile nahezu zum Erliegen gekommen. Bei Bauzeiten von bis zu 15 Jahren ist dies eine bedenkliche Situation.

Welche Entwicklung ist zu erwarten?

Nachdem noch vor kurzem Stellungnahmen des NRW-Wirtschaftsministers Garrelt Duin sowie von NRW-Chefin H. Kraft Hoffnungen geweckt hatten, dass bei den Koalitionsverhandlungen die Bedenken der Industrie zumindest ansatzweise Berücksichtigung finden könnten, zeigt der derzeit kommunizierte Verhandlungsstand, dass man seitens der Politik weiterhin unbeirrt in die falsche Richtung marschieren wird, Bild 6. Im Prinzip hat man sich völlig verfahren. Es gibt keinerlei strategische Planung, stattdessen scheint man nur noch zu versuchen, sich im Widerstreit zwischen den Interessengruppen mit den für Politiker üblichen „Formelkompromissen“ weiter durchzumogeln. Zurzeit wird zwar noch behauptet, man wolle das Tempo des EE-Ausbaus weiter steigern, dabei jedoch gleichzeitig an der Kostenschraube drehen und allzu üppige Vergütungszahlungen zurückschneiden.

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Bild 7. Egal wie solide ein (Energieversorgungs)-Gebäude auch gebaut sein mag – man kann es viel schneller kaputtmachen als wieder aufbauen

Gleichzeitig hält man die konventionellen Kohlekraftwerke wegen ihres CO2-Ausstosses weiterhin auf der Abschussliste und will sie durch Verknappung von CO2-Zertifikaten bestrafen. Vermutlich erhofft man sich dadurch eine Besserung der Wettbewerbssituation der notleidenden Gaskraftwerke. Diese will man offensichtlich als flexible Schnellstarter verfügbar halten, damit sie als Ausputzer für die Eskapaden der EE-Erzeuger einspringen können. Augenscheinlich war bei den Verhandlungen niemand dabei, der auch nur ein klein wenig Ahnung davon hatte, warum wir auf unsere Großkraftwerke und ihre entscheidende Fähigkeit, das Netz in den ersten entscheidenden Sekunden(bruchteilen) einer Störung zu stabilisieren, umso weniger verzichten können, je mehr Zappelstrom ohne Sinn und Verstand in die Netze gedrückt wird.

Nicht bedacht wird zudem, dass bis 2022 mit den zur Stilllegung verurteilten Kernkraftwerken weitere 12000 MW Großkraftwerksleistung vom Netz gehen werden, deren Funktion durch Gaskraftwerke nicht zu ersetzen ist. Unsere Energiepolitik steuert daher so oder so unbeirrt auf einen massiven Crash zu (Bild 7), langdauernde Blackouts eingeschlossen. Denk ich an Deutschland in der Nacht…

Fred F. Mueller

Quellen
[CARE] http://www.care-energy-online.de/index.php/stromgas/strom/oekostrom.html?showall=&start=19
[ENLE] http://www.energie-lexikon.info/jahreshoechstlast.html
[SPI1] http://www.spiegel.de/politik/deutschland/energiewende-koalition-will-windrad-schwemme-bremsen-a-932599.html
[SPI2] http://www.spiegel.de/wirtschaft/soziales/arbeitsgruppe-union-und-spd-wollen-energiewende-billiger-machen-a-932733.html
[CO2] http://www.spiegel.de/wissenschaft/natur/emissionshandel-eu-staaten-wollen-co2-ausstoss-teurer-machen-a-932575.html
[WIDA] http://de.wikipedia.org/wiki/Dampfturbine
[WIKI] http://de.wikipedia.org/wiki/Regelleistung_(Stromnetz)
[WIKO] http://de.wikipedia.org/wiki/Kohlekraftwerk
[ZFK] http://www.zfk.de/strom/artikel/prognosefehler-von-8800-mw.html

 

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