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Wetterextreme verschärfen Herausforderung Energiewende

Totalumbau des Stromversorgungssystems notwendig

21.08.2013

Die Umstellung der Stromerzeugung auf erneuerbare Energiequellen läuft überall in Europa auf Hochtouren. Die Ökostromförderung hat in vielen europäischen Ländern für einen Boom der Erneuerbaren gesorgt. Insbesondere Windkraft und Fotovoltaik wachsen mit einer noch nie dagewesenen Dynamik. Allerdings stellt die Integration der ‚neuen erneuerbaren Erzeugungsanlagen‘ in die europäische Stromversorgung insbesondere die Stromnetzbetreiber vor immer größere Herausforderungen.



Während die Windkraft- und Fotovoltaikpotenziale vor allem in Deutschland, aber auch in Österreich in den vergangenen Jahren sehr rasch ausgebaut wurden, kann der Netzausbau dieser Entwicklung kaum folgen. Die Hauptursache dafür liegt in den komplexen Behördenverfahren. Die unzureichende Synchronisation zwischen Erzeugungs- und Netzinfrastruktur führt zu immer größeren Schwierigkeiten beim ‚Energiewende-Management‘.


Strommarktliberalisierung und Energiewende – Totalumbau der Stromversorgung nötig

Vor mittlerweile fünfzehn Jahren wurde mit der Deregulierung des europäischen Strommarkts ein fundamentaler Transformationsprozess in der europäischen Energiewirtschaft eingeleitet. „Mit der Liberalisierung des Strommarkts wurden tiefgreifende Veränderungsprozesse in der europäischen Stromversorgung angestoßen“, sagt Mag. Thomas Karall, kaufmännischer Vorstand der Austrian Power Grid AG (APG). „Dieser Weg hat tiefgreifende Entwicklungen im Gesamtsystem nach sich gezogen.

Der Fokus auf dieses Gesamtsystem muss unbedingt geschärft werden.“ Der Markt bestimmt heute den Einsatz des bestehenden Kraftwerksparks. „Das deutsche Ökostromförderregime mit dem Einspeisevorrang für Wind- und Sonnenstrom hat dazu geführt, dass sich der deutsche Kraftwerkspark bzw. dessen Einsatz und damit der Kraftwerkseinsatz in ganz Europa innerhalb weniger Jahre völlig verändert hat. Dies hat natürlich auch massive Auswirkungen auf Österreich, das sich in windstarken Phasen bereits zu einem Gutteil über Windstromimporte aus dem hohen Norden versorgt. Noch nicht hinreichend auf diese Situation ausgelegt ist die dazu notwendige Netzinfrastruktur. Wir erleben derzeit eine Entwicklung der zwei Geschwindigkeiten – rasanter Ausbau der Erneuerbaren bei nur langsam voranschreitendem Netzausbau.“

 

Herausforderung Volatilität – das Netz ist kein Speicher

Mit dem starken Ausbau der Windenergie und der Fotovoltaik überall in Europa sind die Anforderungen an die Netzinfrastruktur massiv gestiegen. Einmal müssen große Transportdistanzen zwischen den ‚neuen erneuerbaren Erzeugern’ und den Verbrauchszentren überwunden werden. „Das ist die erste Aufgabe, vor der wir als Übertragungsnetzbetreiber stehen“, sagt Mag. (FH) DI Gerhard Christiner, technischer Vorstand der Austrian Power Grid AG. „Eine zusätzliche Herausforderung ist die Volatilität von Windkraft und Fotovoltaik. Das bedeutet, dass wir angesichts des enormen Windkraft- und PV-Potenzials an windstarken Sonnentagen mitunter ein Stromüberangebot in Europa sehen, welches letztlich sogar zu Negativpreisen an den europäischen Strombörsen führt.

In Österreich etwa war in den Monaten Juli und August zweitweise nur noch ein einziges thermisches Kraftwerk am Netz. Gepaart mit der hitzebedingt niedrigen Wasserkrafterzeugung hat sich Österreich fast zur Gänze aus deutschem Wind- und Sonnenstrom versorgt.“ Fällt das Wind- und Sonnenstromangebot aber witterungsbedingt weg, so sind die Sprünge in der Erzeugungsleistung, die das Stromnetz zu verkraften hat, enorm. Ebenso sprunghaft kann die Erzeugungsleistung dann binnen kürzester Zeit wieder ansteigen. Ein Bespiel dazu: „Am 24. Juni 2013 betrug der Anstieg der Windkrafterzeugung in Österreich rund 1.000 Megawatt innerhalb von nur dreißig Minuten“, so Christiner weiter. „Geht man von einer erwarteten Vervierfachung der in Österreich installierten Windkraftleistung bis 2020 auf 4.000 Megawatt aus, sind künftig plötzliche Erzeugungssprünge von bis zu 2.400 Megawatt innerhalb nur einer halben Stunde möglich; das entspricht in etwa der Leistung der gesamten Donaukraftwerkskette.

Das Ausregeln dieser Schwankungen wird dadurch erschwert, dass derart extreme Leistungshübe selbst bei sehr kurzfristigen Planungshorizonten von wenigen Stunden nur schwer vorhersagbar sind. Nur ein leistungsstarkes Netz kann derart starke Leistungsschwankungen verkraften“. Außerdem muss überschüssiger Wind- und Sonnenstrom zwischengespeichert werden. „Das Netz ist kein Stromspeicher“, ergänzt Christiner. „Wir sind in Österreich in der glücklichen Lage, dass wir in den Alpen über Pumpspeicherwerke verfügen, die diese wichtige Stromspeicherfunktion erfüllen können. Allerdings müssen diese Speicher durch leistungsstarke Leitungen mit den Windparks und Fotovoltaikanlagen verbunden werden.“

 

Herausforderung Balance – Bedeutung der Regelenergie steigt

In dem Ausmaß, in welchem die verfügbare Windkraft- und Fotovoltaikleistung in Europa steigt, wachsen auch die Bedeutung der und der Bedarf an Regelenergie. „Der Ausgleich zwischen Stromerzeugung und –verbrauch ist eine der wichtigsten Aufgaben der APG als Übertragungsnetzbetreiber“, sagt Karall. „Die vermehrte Einspeisung volatiler Wind- und Sonnenenergie bedingt einen Anstieg des Regelenergiebedarfs. Zudem wird es aufgrund der Veränderung des europäischen Kraftwerksparks zugunsten der ‚neuen erneuerbaren Erzeuger‘ immer schwieriger und kostenintensiver, sich Regelenergiereserven am Markt zu sichern. Die APG verstärkt daher internationale Kooperationen zur grenzüberschreitenden Beschaffung von Regelenergie.“

Im Rahmen der kürzlich mit dem slowenischen Netzbetreiber ELES geschlossenen Kooperation INC (Imbalance Netting Cooperation) werden etwa durch eine spezielle IT-Automatik all jene Fälle erkannt, in denen APG und ELES Sekundärregelenergie gleichzeitig in jeweils unterschiedlichen Richtungen aktivieren würden. Durch entsprechendes Saldieren (‚Netting‘) werden so die Sekundärregelenergiemengen für beide Netzbetreiber minimiert und die damit verbundenen Kosten reduziert. Nach den Erfahrungen aus einem ersten Testlauf des Systems rechnet die APG aktuell mit einem Einsparungspotenzial in Höhe von etwa fünf Mio. Euro pro Jahr. Auch die heuer erfolgte Marktöffnung bei der Primärregelenergie zwischen Österreich und der Schweiz zielt auf die Erleichterung der Regelenergiebeschaffung ab. Seit Juli 2013 können sich die APG und der Schweizer Netzbetreiber Swissgrid gegenseitig einen Teil der in der jeweiligen Regelzone notwendigen Primärregelenergie zur Verfügung stellen.

Österreichische Kraftwerke können damit erstmals über nationale Grenzen hinaus Regelenergieprodukte beim Nachbarn anbieten und umgekehrt. „Die APG hat sich seit Jahren auf die Öffnung des Regelenergiemarkts vorbereitet und ist hier einer der Vorreiter in Europa. Aufgrund der Tatsache, dass der Regelenergiemarkt für die Versorgungssicherheit von größter Bedeutung ist, wird jede Maßnahme auch auf europäischer Ebene koordiniert und abgestimmt.“

 

Netzumbau – wichtige Energiewende-Projekte als Wirtschaftsimpuls

Ein Ausbau bzw. ein Totalumbau der Stromnetzinfrastruktur ist angesichts der aktuellen Entwicklungen im Rahmen der Energiewende dringend notwendig. Auf insgesamt 2,6 Mrd. Euro beziffert die APG die bis 2023 anstehenden Investitionen. „Oberste Priorität haben dabei die beiden Projekte Salzburgleitung und die Leitungsverbindung vom Umspannwerk St. Peter nach Deutschland“, sagt Christiner. „Von der raschen Realisierung dieser beiden Projekte hängt es ab, ob wir in der österreichischen Energiewende auch künftig so gut vorankommen werden, wie bisher. Investitionen in die Stromnetze sind jedenfalls sinnvolle Zukunftsinvestitionen mit einem positiven Impuls für die heimische Wirtschaft.“