Bauarbeiten im Herbst 2020: Verlegung eines Hochspannungsverbindung der Insel Kreta mit der Peloponnes-Halbinsel durch Übertragungsnetzbetreiber Admie/IPTO: zwei Unterwasserkabel mit 132 Kilometer Länge plus 42 Kilometer unterirdischer Kabelführung jeweils auf Kreta und dem Peloponnes.
Als viertes Land in Europa erzeugte Griechenland für kurze Zeit in Wind- und Solarparks so viel Strom, wie es verbrauchte. Wie geht das?
Tilman Weber
Fünf Stunden lang versorgten Wind- und Sonnenstrom aus der südlichen Landeshälfte und dem nordöstlichen Thrakien sowie den westlichen Inseln die griechische Bevölkerung so satt wie noch nie. Am 7. Oktober war die regenerative Strom-Vollversorgung erstmals Realität, wie das nationale Übertragungsnetz-Betreiberunternehmen Admie meldete. Nach 98 Prozent rechnerischer Stromvollversorgung aus Erneuerbare-Energien-Anlagen um 11 Uhr ging die Erzeugung aus den Grünstromanlagen des Landes mitsamt sogenannter hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplungskraftwerke gemessen am Bedarf sogar in eine stabile Überversorgung über. Binnen drei Stunden erhöhte sich der rechnerische Anteil der Erneuerbaren-Stromversorgung auf 121 Prozent des Bedarfs. Und noch um 15 Uhr bilanzierte Admie eine 118-Prozent-Versorgung. Die Fünf-Stunden-Phase trieb auch den Export griechischen Stroms in die Nachbarländer gewaltig hoch. Im gesamten Jahr ist Griechenland in der elektrischen Versorgung dagegen ein Netto-Importland.
Zu benennen, wie die 100-Prozent-Versorgung durch unregelmäßig erzeugten Grünstrom offenbar ohne Probleme für die Stromqualität gelingen konnte, fällt Admie auf Nachfrage schwer. Fest steht: Guter Wind und auch gute Sonne ließen die Erneuerbaren-Erzeugung am 7. Oktober gemäß Admie auf die einstündige Rekord-Einspeisung ins Hoch- und Höchstspannungsnetz mit 3,106 Megawattstunden (MWh) ansteigen. Zugleich offenbaren die zugänglichen Admie-Daten, dass die Stromunternehmen in diesen fünf Stunden ihre Wasser- und fossil befeuerten Kraftwerken stark abbremsten. Den durch sie erzeugten Graustromanteil ließen sie aber nicht unter ein Sechstel sacken.
Trübt der verbliebene Graustrom im Strommix den griechischen Erfolg? Welchen Wert hat die Vollversorgungsmeldung des Netzbetreibers, wenn dieser sich selbst keine Bewertung zutraut?
Sie hat einen Wert, der genaues Hinsehen erfordert. Auch die europäische Übertragungsnetzbetreiber-Plattform Entso-E in Brüssel hat registriert, dass mit Griechenland dem bereits vierten europäischen Staat eine rechnerische Grünstromvollversorgung durch volatile, also wetterabhängig schwankende Windkraft und Photovoltaik (PV) gelingt. Dennoch verweist dort Christelle Verstraeten darauf, dass Entso-E die Grünstrom-Vollversorgungsphasen nicht statistisch erfasst. „Aus der Systemperspektive ist es nicht so sehr relevant, ob ein Land eine Situation mit hoher Wind- oder PV-Stromversorgung hat, sondern vielmehr, wie groß die Region ist, wie ihr Netz grenzüberschreitend durch Interkonnektoren mit den Netzen in Nachbarländern verbunden ist und welche anderen Einspeisungen es noch gibt.“
3 Tage in Folge ließ das Stromnetz von Energinet.dk eine rechnerische Vollversorgung mit Grünstrom zu. Das war zwei Mal der Fall, jeweils 2022. Allerdings erfasste der dänische Übertragungsnetzbetreiber nur die rechnerische Bilanz jeweils gesamter Tage. In einzelnen Viertelstunden dürfte der Ökostromanteil noch unter 100 Prozent betragen haben.
Vier nationale 100-Prozent-Premieren
Tatsächlich erreichen Länder mit viel Wasserkraftwerken wie Norwegen, die Schweiz oder Albanien bilanziell dank ihrer steuerbaren Stromerzeugung schon länger stabile 100-Prozent-Ökostromphasen. Vor Griechenland hatten aber schon drei weitere – sehr unterschiedliche – europäische Länder eine stundenweise Vollversorgung mit einem großen Anteil volatiler erneuerbarer Quellen verbucht: erst Dänemark, später Portugal – ihren aktuellen Rekord erreichten die Iberer 2016 mit einem viertägigen, 107 Stunden andauernden Nonstop-Grünstromvollbetrieb – und dann Deutschland am 1. Januar 2018 sowie zumindest auch im Juli 2020 und noch an verschiedenen Tagen im Mai 2022 – für jeweils wenige Viertelstunden.
Entso-E veröffentlicht im zweijährigen Rhythmus einen Zehnjahresplan zur Netzentwicklung, in dem Netzexperten inzwischen regelmäßig die Umgestaltung der Stromnetze und ihrer Regelungen für eine Einspeisung von primär Windkraft und PV vorausberechnen. Zuletzt begleitete Entso-E auch das vierjährige europäische Forschungsprojekt Migrate, das konkrete Antworten auf die technischen Herausforderungen für das deshalb veränderte elektrische Versorgungssystem entwickelte. Denn das künftige Stromnetz muss mit Richtungswechseln des Stromtransports zurechtkommen, indem es mal Elektrizität aus den Übertragungsnetzen an Haushalte und Unternehmen liefert und mal umgekehrt von den privaten PV-Dachanlagen zurück ins große Netz, mal der Stromzufuhr für die Speicher dient und mal der Stromaufnahme aus Speichern. Es muss ohne die physikalisch günstige Wirkung der Trägheit von direkt mit dem Stromnetz verbundenen großen Kraftwerksturbinen auskommen. Mit ihren rotierenden Massen schwächten sie bisher Frequenzsprünge infolge plötzlicher Zuschaltungen großer Verbraucher oder wetterbedingten Wegfalls von Erzeugern ab. Und schließlich erfordern 100-Prozent-Grünstrom-Situationen eine teils erhöhte, wechselhaft starke Auslastung der Netze.
Offensichtlich gelingen vereinzelte nationale 100-Prozent-Situationen aktuell auch schon ohne diese neuen Netze. Denn überschüssiger Strom kann ins benachbarte Ausland ausweichen. Konventionelle Kraftwerke im Grenzgebiet können Systemdienstleistungen wie Momentanreserve durch die Trägheit der Turbinen oder gezielt erzeugbare Blindleistungen mitliefern – eine im Stromnetz mitschwingende nicht zum Antrieb elektrischer Geräte nutzbare Elektrizität. Blindstrom lässt aus dem Takt geratene Frequenz- und Stromkurven wieder bereinigen. Und weil die Kraftwerke nach den Marktmechanismen auch in Überschusssituationen offenbar zusätzlich Graustrom erzeugen, sind genügend konventionelle Großturbinen mit ihren Systemdienstleistungen weiterhin im Einsatz.
100 Prozent Ökostrom Momente nur mit grüner Elektrizität vorwiegend aus wetterabhängiger Wind- und Solarkraft gab es schon in vier sehr verschiedenen nationalen Stromnetzen und Energielandschaften Europas – bilanziell. Real erzeugten fossil befeuerte Kraftwerke zusätzlich Strom zum Export. Studien zeigen das Netz einer Welt ohne Graustrom.Studien/Analysen: Ten Year Network Development Plan bit.ly/3ZsMyrt Klimaneutrales Stromsystem bit.ly/3ZpAxDf
Deutschland: Graustrom noch für Export
Entso-E-Frau Verstraeten verweist so auf die unterschiedlichen Strukturen der bisherigen 100-Prozent-Grünstrom-Länder. In Deutschland waren Atom- und Kohlekraftwerke mit Kapazitäten von 10 bis 18 GW, mit einem Siebtel- bis sogar einem Drittel- Anteil an der bundesweiten Stromerzeugung, noch in Betrieb. Hinzu kamen in den 100-Prozent-Situationen immer sieben GW steuerbarer Wasserkraft und Biogasverstromung. Dänemark exportierte als kleines Land dank leistungsfähigen Interkonnektoren zugleich viel Strom. Portugals Ökostrom-Erzeugung kam zur Hälfte aus steuerbarer Wasserkraft.
Am weitesten an volatile Erzeugung angepasst dürfte Dänemark sein. Aufgrund des inzwischen sehr großen Windenergieanteils erlebte das Land im vergangenen Jahr erstmals zwei Phasen mit drei Tagen hintereinander, die unterm Strich mehr Erneuerbaren-Einspeisung erbrachten, als es nationalen Strombedarf gab. Außerdem gab es fünf zweitägige 100-Prozent-Phasen plus ein Dutzend Einzeltage mit mehr Grünstrom als Verbrauch.
Wie Stromnetzbetreiber Energinet.dk erklärt, speisen im Land auch bedeutsame Kapazitäten an mit unterschiedlichen Brennstoffen betriebenen Fernwärmekraftwerken ein. Auf diese gründet das Land einen großen Teil seiner Wärmeversorgung. Zudem leitet das Stromnetz große Strommengen auf Basis der Preissignale durch: Bei günstigen Strompreisen aufgrund von Wind- und Sonnenstromüberschuss in Deutschland importieren Betreiber elektrischer Heizanlagen den Strom, während Dänemark eigenen Windstrom mit Niedrigpreisangeboten weiter gen Norden verschiebt. So beschreibt es Jesper Nørskov Rasmussen, Unternehmenssprecher bei Energinet.dk. Allerdings schalteten dänische Windturbinen auch immer wieder nach Countertrading-Geschäften ab. Diese Redispatch-Geschäfte betrieben die deutschen Übertragungsnetzbetreiber zum Ausgleich zu großer Einspeisungen, wenn sich der Strom mangels Netzkapazitäten nicht zu Industrieabnehmern in Süddeutschland leiten ließen.
Energienet.dk beziehungsweise der dänische Staat modernisieren allerdings auch das Netz, um es für die zunehmende volatile Erzeugung aus Windkraft zu stärken. Stärkere Interkonnektoren, Synchron-Kompensatoren, Statcoms genannte Leistungselektronik zur Stabilisierung der elektrischen Spannung, selbstgeführte VSC-Umrichter zum Wechsel von Wechsel- auf Gleichspannung gehören dazu. Außerdem will Energinet.dk die Flexibilisierung des Verbraucherverhaltens gemäß des Wind- und Sonnenaufkommens technisch ermöglichen.
121 Prozent des nationalen Bedarfs erzeugten die Erneuerbare-Energien-Anlagen aus überwiegend wetterabhängiger volatiler Erzeugung in Griechenland am 7. Oktober um 14 Uhr.
Carsten Heidmann-EWE
Günstige Ausgangslage für Deutschland
Christian Doetsch ist Professor für Cross Energy Systems und Leiter am Institut Fraunhofer Umsicht bei Düsseldorf. Dort untersucht und lehrt er zu sektorübergreifender Verknüpfung von Energienutzung und Energieerzeugung. Eine unmittelbare Herausforderung sieht er durch die häufigere volatile Einspeisung nicht auf das deutsche Netz zukommen. Denn durch die Elektrifizierung der Wärmeversorgung mit Wärmepumpen und des Verkehrs mit Elektroautos werde das elektrische System größer und stabiler. Er erwartet daher ein Beibehalten einiger konventioneller Kraftwerkskapazitäten länger als geplant, um die Elektrifzierung auch bei Lastspitzen zu ermöglichen. Wie bisher dürften seiner Einschätzung nach Betreiber konventioneller Großkraftwerke ihre Anlagen auch bei großem Stromüberschuss nicht kurzfristig stark herunterfahren, um sie nicht immer wieder stark abzukühlen und durch Wieder-Hochfahren zu schnell abzunutzen. Zugleich erwartet Doetsch den Ausbau der Strom- infrastruktur mit Speichern, um mehr Wind- und PV-Strom zu nutzen.
Ansonsten sei die Versorgungslage Deutschlands äußerst günstig. Umgeben von Wasserkraft-Schwerpunktländern in Nord und Süd, dem Atomkraftland Frankreich und östlichen Kohlekraftländern könne das deutsche Stromnetz flexibel zu verschiedenen Zeiten und Marktzyklen in verschiedene Richtungen große Mengen Elektrizität ex- und importieren. „Die maximal heterogenen Energienachbarn erfordern, aber ermöglichen zugleich auch leicht den Ausgleich sehr hoher Energiemengen“, sagt Doetsch.
Beim Netzkonzern Tennet, dessen Stromnetz unterschiedlichste Erzeugungs- und Verbrauchszonen von der Nordsee bis zu den Alpen abdeckt, gelten konventionelle Kraftwerke noch als unersetzlich für die Systemstabilität. Obwohl auch Windenergieanlagen und PV-Parks durch ihre Umrichter eine Trägheit simulieren und dann Momentanreserve bereitstellen oder Blindleistungen erzeugen können, setzen die Netzbetreiber lieber auf die Systemdienste an weniger großen Kraftwerksstandorten, wie Tennet andeutet.
Die Berliner Denkfabrik Agora Energiewende lässt auf einem digitalen Simulator mit historischen Wetterdaten die zunehmende Bedeutung der Erneuerbaren in der Stromversorgung durchspielen. Der Simulator berücksichtigt die Ausbauziele der verschiedenen Erneuerbarentechnologien sowie den wachsenden Strombedarf durch Elektrifizierung anderer Energieverbrauchssektoren. Bis zur Zunahme des Erneuerbaren-Anteils an der deutschen Stromversorgung von heute knapp 50 auf 68 Prozent, auf halbem Wege zum politischen Ziel für 2030 von 80 Prozent Grünstrom also, zeigt er nur wenige knappe Vollversorgungsmomente. Wächst der Ökostromanteil mehr, werden sie rasch häufiger.
Nick Paleologos / SOOC - ipto
Bauarbeiten im Dezember 2022: Verlegung eines Hochspannungskabels zur Verbindung der Insel Kreta mit der Peleponnes-Halbinsel durchÜbertragungsnetzbetreiber Admie/IPTO: zwei Kabel mit 42 und 132 Kilometer Länge.
Netz-Modernisierung muss bald folgen
Der Netzexperte des Thinktanks, Philipp Godron, hält allerdings eine unbegrenzte und tagelange Aufnahme volatiler Strommengen ohne weitere Netzmodernisierung in Deutschland schon jetzt für wenig wahrscheinlich. Die ungleiche regionale Verteilung von Windparks im Norden und industriellen Stromverbrauchern im Süden würde den elektrischen Ausgleich zwischen diesen Regionen zu sehr einschränken, analysiert Godron.
Nun soll Agora Energiewende helfen, das bekannte Potenzial zur Netzstabilisierung durch die Umrichter-geführten Erneuerbaren in der Praxis zu verankern. „Die Frage ist“, sagt Godron: „Wie bringen wir die Digitalisierung im Verteilnetz mit der Technik vieler dezentraler Erzeugungsanlagen überein, um sie in die Koordination des Netzbetreibers einzupassen. Diese Anlagen könnten Systemdienstleistungen schon jetzt sekundenscharf liefern.“
Aufgabe wird sein, Digitalisierung im Verteilnetz und Technik dezentraler Erzeugung zusammenzubringen.
