Stromnetz Intelligenter Verbrauchen mit „Smart Grid“

Wer einen billigen Urlaub buchen will, der bevorzugt die Nebensaison. Und für ein schnittiges Cabriolet muss man im November weniger Geld hinlegen als im Frühjahr, wenn Autoliebhaber davon zu träumen beginnen, sich den Fahrtwind durchs Resthaar streichen zu lassen: In weiten Teilen der Wirtschaft wird der Zusammenhang zwischen Nachfrage und zu erzielenden Preisen längst verstanden. Nur beim Verkauf von Strom an die 40 Millionen deutschen Privathaushalte gelten nach wie vor andere Regeln. So kostet die Kilowattstunde immer gleich viel, egal ob die Nachfrage an einem Wintermorgen groß oder zu nachtschlafener Zeit gering ist.

Das soll sich ändern. Doch vorrangig nicht, um die Budgets der Haushalte zu entlasten. Ziel ist vielmehr, die Stromerzeugung besser an den Verbrauch anzupassen. Das, was schon immer keine triviale Aufgabe war, wird mit dem weiter steigenden Angebot an Wind- und Sonnenstrom zu einer Herkulesaufgabe, steht dieser doch nur dann zur Verfügung, wenn der Wind bläst und die Sonne scheint.

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Allein vor den deutschen Küsten sollen bis 2030 bis zu 5000 Windräder mit einer Leistung von 25 000 Megawatt ins (tiefe) Wasser gestellt werden. Der Anteil der erneuerbaren Energien an der Stromerzeugung soll weiter ausgebaut werden, 2050 bei 80 Prozent liegen. Schon heute schicken die vor allem im Norden aufgestellten Windräder mitunter gewaltige Lastspitzen ins Netz, die mit den derzeit im deutschen Hochspannungsnetz verfügbaren 7000 Megawatt sogenannter Regelleistung (das sind schnell reagierende Pump- und Gaskraftwerke) nur schwer zu beherrschen sind. Immer häufiger kommt es daher vor, dass an der Strombörse in Leipzig (EEX) der Preis ins Negative rutscht. So mussten in den zurückliegenden Monaten die Netzbetreiber ihren Großkunden bis zu 13 Cent für die Kilowattstunde zahlen, damit sie den Strom abnahmen.

Zu geringe Regelleistung sind die Ursachen für Lastspitzen

Doch nicht nur ein Mehr an Erzeugern erneuerbarer Energien und eine zu geringe Regelleistung sind die Ursachen für (teure) nationale Lastspitzen. Verantwortlich ist dafür zudem die Struktur des europäischen Verbundnetzes mit gravierenden Engpässen an den Grenzen. Denn trotz sich weiter harmonisierender Warenmärkte ist Strom noch immer ein eher nationales Produkt.

Mit dem Versuch, Kohle- und Atomkraft durch regenerative Techniken zu ersetzen, verändert sich unsere Erzeugerstruktur grundlegend. Um damit klarzukommen, muss gleich an mehreren Stellen eingegriffen werden. So reicht es bei weitem nicht aus, die Netze „intelligent“ zu machen, sie in sogenannte Smart Grids zu überführen, so dass Erzeuger und Netzbetreiber stets einen vollständigen Überblick über Angebots- und Nachfragestruktur haben. Zudem muss die Regelleistung erhöht, müssen (Strom-)Speicher installiert, das Netz ausgebaut und vollkommen neu ausgerichtet werden.

Von alldem wird der private Stromkunde nicht viel mitbekommen, mit zwei Ausnahmen: Er wird den gesamten Aufwand zu bezahlen haben, und man wird ihm „intelligente“ elektronische Stromzähler (Smart Meter) ins Haus setzen. Mit ihnen soll möglich werden, dass die Kunden in ruhigen Nachfragephasen die Kilowattstunde zu einem Schnäppchenpreis bekommen, auf diese Weise zum Beispiel dazu motiviert werden, während der Nachtstunden ihre Wasch- und Spülmaschinen anzuwerfen. Auch kann sparen, wer die Kühltruhe während solcher Billigzeiten unter die Normaltemperatur herunterkühlt. Nur Kaffeekochen, den Staubsauger benutzen oder Löcher für eine neues Regal bohren, das alles werden die Stromkunden nicht verschieben wollen.

Das zu erwartende Sparpotential ist zu gering

Längst ist daher Kritik am Smart Metering aufgekommen. Aufwand und Ertrag stünden in keinem vernünftigen Verhältnis, auch deshalb, weil im Privathaushalt das zu erwartende Sparpotential mit rund drei Prozent (bezogen auf die Jahresstromkosten von durchschnittlich 700 Euro) minimal sei und die „Verlagerbarkeit“ des Strombezugs deutlich geringer ausfalle als vielfach verkündet. So will und kann der Durchschnittsbürger diesen Überlegungen zufolge die geplante Buntwäsche höchstens um 24 Stunden hinauszögern. Skeptisch wird auch das mit dem Einsatz „intelligenter“ Stromzähler verbundene Offenlegen individueller Nutzerprofile gesehen. Hier meint man aber, ausreichend sichere Übertragungsstandards entwickeln zu können, mit denen sich Missbrauch, bis hin zum Abschalten der Stromversorgung ganzer Städte, ausschließen lasse.

Smart Grids bedeutet mehr als das Ausstatten von Stromkunden mit neuartigen Zählern. Zusätzlich müssen Großverbraucher (Supermärkte und Industriebetriebe) und natürlich auch Kraftwerke wie etwa städtische Gasturbinen und Hackschnitzelöfen zu sogenannten „Virtuellen Kraftwerken“ zusammengeschlossen werden, die dank einer ausgetüftelten Informations- und Kommunikationstechnik auch als Anbieter von Regelleistung auftreten und damit zur Netzstabilisierung beitragen können.

Eine immer wichtiger werdende Rolle für das Funktionieren dieser Baukastenkraftwerke wird auch den nur zögerlich auf den Markt kommenden Mini-BHKW (Blockheizkraftwerken) zugeschrieben. Das sind in den Kellern von Privatleuten aufgestellte strom- und wärmeerzeugende, von Verbrennungsmotoren angetriebene Kleinanlagen, die dank ihrer vergleichsweise kleinen Leistung in etwa den Strombedarf eines Privathaushalts abdecken und dadurch „stromgeführt“ betrieben werden können: Die Geräte springen nur an, wenn im Haus Strom benötigt wird. Die anfallende Wärme wird durch die Heizungsrohre geschickt oder landet in einem Pufferspeicher, der so zu dimensionieren ist, dass er möglichst lange Laufzeiten des BHKW zulässt.

Die Begehrlichkeit gilt den Akkus der Fahrzeuge

Viel versprechen sich die Netzstrategen auch von dereinst massenhaft auf unseren Straßen verkehrenden Elektromobilen und damit der „Vehicle-to-Grid-Technologie“. Die Begehrlichkeit gilt den Akkus der Fahrzeuge, die man als Speicher für Überschussstrom nutzen will, während die Fahrzeuge in der Garage stehen. In Zeiten hoher Nachfrage sollen die E-Mobile als Stromlieferanten dienen, was technisch sicher kein Problem ist. Doch ob es die Besitzer der Fahrzeuge schätzen, wenn ihnen der lokale Energieversorger kurz vor dem Start den Akku leer saugt? Wohl nicht. Daher stehen maximal zehn Prozent der Ladekapazität für das intelligente Lastmanagement zur Verfügung, was bedeutet, dass drei Millionen E-Fahrzeuge gerade mal auf das Speichervolumen eines einzigen Pumpspeicherkraftwerks kommen, das diese Aufgabe sehr viel preiswerter erledigt.

Die vor allem auf die Nieder- und Mittelspannungsebene ausgerichteten Smart Grids werden Transparenz in diesen durch immer mehr „Kleineinspeiser“ zunehmend schwerer zu steuernden Bereich bringen. Den großen Durchbruch zu einem europäischen Stromnetz, mit dem Windstrom von der Nordseeküste, Wasserstrom aus Skandinavien und Sonnenstrom aus Spanien und Nordafrika in die Ballungsräume geschickt werden kann, schafft man damit jedoch nicht. Dazu müssen neue Stromtrassen gebaut werden. So sind nach den Aussagen der Deutschen Energieagentur Dena allein in Deutschland 400 Kilometer Hochspannungsnetz zu verstärken und rund 850 Kilometer neu zu bauen. Für Europa addiert sich der Ausbaubedarf auf 42 500 Kilometer, die in den kommenden zehn Jahren installiert werden sollen - was unter den Anwohnern mehr und mehr auf Ablehnung stößt. Denn niemand will einen Hochspannungsmasten neben seinem Garten. Mildern könnten diesen Konflikt die um den Faktor drei teureren Erdkabel oder die vergleichsweise wenig Platz in Anspruch nehmenden HGÜ-Leitungen, mit denen sich verlustarm große Leistungen über weite Strecken transportieren lassen. Über derartige Hochspannungs-Gleichstromschienen wird heute schon Strom aus Skandinavien nach Holland geschickt (und zurück), auch Offshore-Windparks werden mit dieser Technik an das Festlandnetz angeschlossen.

Rund drei Viertel gehen dabei verloren

Doch außer Stromautobahnen benötigt das Netz in Zukunft dringend leistungsfähige Puffer, mit denen Lastschwankungen der nur schwer zu berechnenden Wind- und Sonnenkraftwerke ausgeglichen werden können. Das sind Pumpspeicherkraftwerke, die es heute hierzulande auf eine Leistung von rund 7000 Megawatt bringen, die aber bei Volllast schon nach wenigen Stunden ihr Pulver verschossen haben. Da in Deutschland keine Standorte für weitere Wasserpump-Batterien mehr existieren, wird man auf Anlagen im Ausland ausweichen. Vor allem in Österreich sind weitere Pumpspeicherkraftwerke im Bau und in der Planung.

Recht gute Chancen, überschüssigen Offshore-Strom in großen Mengen aufzunehmen, sieht man im Bau von Druckluft- und Wasserstoffspeichern. Bei einer „täglichen Nutzung“ sei der Weg über das unterirdische Einlagern komprimierter Luft (eine erste Anlage arbeitet seit 1978 im niedersächsischen Huntorf) ähnlich kostengünstig wie das Stromspeichern mit Pumpspeicherkraftwerken, heißt es. Das gelte jedoch nur, wenn die Anlagen adiabatisch arbeiteten, also die beim Komprimieren der Luft entstehende Wärme nicht verlorengehe, sondern für das Entladen des Speichers genutzt werde - was in Huntorf nicht gelingt.

Eine Alternative sind Wasserstoffspeicher: Diese vergleichsweise teure Methode zum Stromspeichern kann nach den Angaben von Fachleuten deutlich günstiger werden. So rechnet man damit, dass sich der Preis für das Einlagern einer Kilowattstunde von heute etwa 24 Cent aufgrund verbesserter Prozesse innerhalb von zehn Jahren mehr als halbieren lässt. Ob diese Werte zu erreichen sind, ist offen. Kritiker verweisen auf die Verluste entlang der Umwandlungskette vom Strom zum Wasserstoff und zurück zum Strom. Rund drei Viertel des mühsam erzeugten Windstroms gehen dabei verloren.