Nachtarbeit möglich

Mit im Boot waren nicht nur der Wechselrichterhersteller SMA, sondern auch Netzbetreiber, bei denen Bernhard Beck erst einmal viel Überzeugungsarbeit leisten musste. „Die haben nicht schlecht gestaunt, als wir ihnen gezeigt haben, wie wir per Knopfdruck auf dem Laptop mit unserem PV-Kraftwerk in Düllstadt bei Schwarzach am Main die Netzspannung im Ort rauf und runter geregelt haben“, sagt der Geschäftsführer von Belectric aus dem unterfränkischen Kolitzheim. Normalerweise baut er mit seiner Firma Photovoltaikkraftwerke. Doch vor drei Jahren startete er einen Versuch, mit dem er brachliegende Potenziale der Anlagen nutzen will. Denn wer die Netzspannunggezielt regeln kann, kann sie auch stabilisieren.
Das Zauberwort ist die sogenannte Blindleistung, die die Wechselrichter bereitstellen können. Speisen Wechselrichter diese ein, verschieben sich die zeitlichen Verläufe von Strom und Spannung im Netz – mit der Folge, dass sich die Netzspannung beeinflussen lässt (siehe Seite 46).
Das Prinzip ist bekannt. Die Bundesnetzagentur nennt Blindleistung deshalb das „Schmiermittel des Netzes“, ohne das eine Stromübertragung unmöglich sei. Bisher produzieren Großkraftwerke diese Blindleistung nach Bedarf mit. Doch nicht nur Kraftwerke können das. DerNetzbetreiber Amprion baut deshalb derzeit den nichtnuklearen Teil des abgeschalteten Kernkraftwerkes Biblis zu einem Phasenschieber, das ist die exakte technische Bezeichnung, um. Er speist dann zwar keine Energie ins Stromnetz, stellt aber Blindleistung für das Netzgebiet Rhein-Main zur Verfügung, um die Spannung zu stabilisieren.

Photovoltaikanlage schläft nicht

Genau das Gleiche können auch die Wechselrichter von Photovoltaikanlagen – selbst nachts, wenn sie keinen Solarstrom erzeugen. „Ein Solarkraftwerk kann alle 8.760 Stunden im Jahr Blindleistung bereitstellen, Tag und Nacht“,sagt Beck. Tagsüber würden die Anlagen je nach Sonneneinstrahlung Wirk- und Blindleistung gemischt einspeisen und nachts stünde die gesamte Wechselrichterpower für Blindleistung zur Verfügung. Das ist gut für die Energiewende. So lässt sich laut Beck beispielsweise mit einem Teil der in Bayern installierten PV-Leistung die nach der AKW-Abschaltung dort dringend fehlende Blindleistungskapazität locker ausgleichen.
Die in Düllstadt im Jahr 2009 gebaute Anlage ist Becks Pilotkraftwerk zur intelligenten Spannungsregelung im Mittelspannungsnetz. Die Wechselrichter müssen nach der aktuellen BDEW-Mittelspannungsrichtlinie ja sowieso Blindleistung bereitstellen. Allerdings nur, wenn die Sonne scheint, und vor allem nicht intelligent gesteuert.
Der Clou ist, den Bedarf an Blindleistung an einem Netzpunkt genau festzustellen. Dafür braucht es vor allem Sensoren und eine intelligente Analyse. „Wir messen im Ortsnetz die Spannung an verschiedenen Punkten“, erklärt Beck. „Die Steckdosenspannung darf um plus oder minus zehn Prozent von der Nennspannung von 230 Volt abweichen. DieMesswerte gehen per Funk bei unserer Anlage ein, und wenn wir sehen, dass die Spannung aus dem Ruder läuft, gibt die Steuerung an den Wechselrichter den Befehl, Blindleistung ins Netz zu speisen.“ Diese wird zwar auf der Mittelspannungsebene eingespeist, erhöht oder vermindert aber die Spannung bis ins Niederspannungsnetz hinein.
Der Ansatz ist neu. Nach Thomas Degner, Gruppenleiter Elektrische Netze am Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik IWES in Kassel, betreiben die Netzbetreiber das Mittelspannungsnetz bisher weitgehend im Blindflug. „Dort wird bisher noch immer vor allem mit statischer Auslegung gearbeitet, nicht mit Monitoring, wie das im Hoch- und Höchstspannungsnetz längst üblich ist.“

Billigere Energiewende

Der Effekt ist groß. Lässt sich die Spannung durch Maßnahmen vor Ort stabilisieren, spart das Fernleitungen. Anders gesagt, mit zusätzlicher, intelligent gesteuerter Blindleistung à la Belectric ließe sich die nutzbare Netzkapazität in vielen Fällen und auf allen Netzebenenweiter erhöhen. Davon sind zumindest die unterfränkischen Pioniere um Bernhard Beck und Co-Geschäftsführer Martin Zembsch überzeugt. „Im besten Fall“, so Beck, „sparen unsere ohnehin schon günstigen Freiflächen-Photovoltaikanlagen mehr Kosten im Netzausbau, als sie an EEG-Umlage kosten.“ Das könnte die Energiewende befördern. Denn diese wird dazu führen, dass der Strom in Zukunft manchmal vor Ort erzeugt wird, manchmal aber von viel weiter weg kommt als bisher. Mal wird Bayern von den regionalen Photovoltaikanlagen versorgt, mal wird nachts auch Windstrom aus Brandenburg oder von Offshore-Anlagen in der Nordsee geliefert. Der Strom fließt nicht wie bisher sternförmig von einem Kraftwerksstandort zu den Verbrauchern, sondern kreuz und quer durch die Republik und rauf und runter durch die Netzebenen.
Warum das ein Problem ist, lässt sich an der bisherigen Struktur der Stromerzeugung und -verteilung erkennen (siehe Grafik nächste Seite). Die vier Netzspannungsebenen sind von oben nach unten gestaffelt: Auf der Höchstspannungsebene (380 oder 220 Kilovolt) speisen die Großkraftwerke ein und übertragen dort wie auch auf der Hochspannungsebene (110 Kilovolt) Energie auch über viele Kilometer. Auf der Mittelspannungsebene (20 Kilovolt) wird der Strom regional verteilt, und es werden Industriebetriebe und Großverbraucher beliefert. Von dort fließt der Strom auch in die Ortsnetze der Niederspannung (0,4 Kilovolt), an die auch Haushalte angeschlossen sind. Das System ist so eingerichtet, dass die Kraftwerke an der Spitze die Netzspannung steuern. Dabei sinkt sie umso weiter ab, je weiter man sich von der Spitze entfernt. Damit die Regelung funktioniert, benötigt man verhältnismäßig gut ausgebaute Leitungen.
Doch die Kraftwerke der Zukunft, Windkraft, Bioenergie und Photovoltaik, speisen auf allen Ebenen ins Netz, nur nicht dort, wo bisher Kohle- und Kernkraftwerke für die richtige Spannung sorgen. Da wäre es doch unsinnig, diese nicht zur Spannungsregelung zu nutzen.

Stromnetz 2.0

Dass es möglich sein wird, Leitungen zu sparen, erklärt Beck mit einem Vergleich. „Noch vor ein paar Jahren hätte es kein Mensch für möglich gehalten, über einen einfachen Kupferdraht 100 Megabit Daten pro Sekunde übertragen zu können. Und wer vor 100 Jahren von einem Internet erzählt hätte, wäre für verrückt erklärt worden.“ Ähnlich wie damals stehe es heute aber um die Intelligenz des Stromnetzes, bei dem noch immer weitgehend auf „Masse“ an Kupfer und Aluminium statt „Klasse“ mittels dezentraler Regelungstechnik gesetzt würde. Er sieht seinProjekt als einen Baustein für das Stromnetz 2.0.
Deshalb hält Beck die Netzausbaupläne der Deutschen Energie-Agentur für übertrieben. Mehr als die Hälfte des anvisierten teuren und sehr konfliktbeladenen Netzzubaus ließe sich vermeiden, glaubt er. Denn sowohl beim Stromtransport wie auch im Niederspannungsnetz würden viele Stromleitungen längst nicht an der Strombelastbarkeit gefahren, sondern dürften zur Einhaltung der Spannungstoleranz momentan gar nicht richtig ausgelastet werden – weil eben keine Spannungsregelung auf der Mittelspannungsseite stattfinde.
Er ist mit seiner Einschätzung nicht allein. Bernd Engel, Elektrotechnik-Professor für nachhaltige Energiesysteme an der TU Braunschweig und Vorstandsbeauftragter Netzintegration bei SMA, sieht das ähnlich. Selbst die Bundesnetzagentur ist inzwischen der Meinung, dass intelligentes Netzmanagement Netzausbau sparen kann. Sie kritisiert in ihrem „Eckpunktepapier Smart Grid und Smart Market“ vom Dezember 2011 die aktuellen Netzausbaupläne, denn „der ermittelte Investitionsbedarf der Verbände (berücksichtigt) nicht hinreichend, dass durch den Ausbau ein Teil der ohnehin anfallenden Ersatzinvestitionen entbehrlich werden dürfte. Weiterhin werden technische Maßnahmen zur Erhöhung der Aufnahmefähigkeit bestehender Netze nicht berücksichtigt, die zum Beispiel in Maßnahmen zur Spannungsoptimierung durch Blindleistungsregelung der Einspeiser oder am Ortsnetztransformator bestehen könnten“, so die Regulierungsbehörde als oberster staatlicher Wächter über das Leitungsnetz.Beck hält es nicht für ausgeschlossen, dass an sein Messsystem in einigen Jahren auch kleinere Wechselrichter angeschlossen werden können. Derzeit sei das aber zu aufwendig und unnötig, weil man mit den großen Solarkraftwerkswechselrichtern an gut gewählten Netzpunkten im Mittelspannungsnetz große Fortschritte kostengünstig erreichen könne. Ideal geeignet dafür seien dezentrale Freiflächen-Solarkraftwerke mit zwei bis sechs Megawatt Leistung, die in Abstimmung mit dem Netzbetreiber an neuralgische Netzpunkte angeschlossen werden. Um dasselbe im Hochspannungsnetz zu leisten, wären allerdings größere Anlagen nötig.

Freifläche erlauben

Doch genau das ist derzeit die Achillesferse bei der Umsetzung des Konzepts: Der Bau von Freiflächenanlagen ist nach dem EEG inzwischen nur noch in Ausnahmefällen möglich, und nur selten fallen vergütungsfähige Fläche und geeigneter Netzpunkt zusammen. Auch David Wortmann, Chef des Berliner Büros vom Modulhersteller First Solar, der viele Module für große Solarparks geliefert hat und jetzt in Deutschland vor Absatzproblemen steht, sieht die Branche in einer paradoxen Situation. Freiflächenanlagen böten sowohl den günstigsten PV-Strom wie auch technische Lösungen für wichtige Netzprobleme der Energiewende. So privilegiere die Bundesregierung einerseits die deutlich kostspieligeren kleinen Photovoltaik-Dachanlagen ebenso wie den hoch vergüteten Offshore-Windstrom. Und andererseits müssen die Netzbetreiber teure neue Leitungen bauen, statt die Spannung mit Wechselrichter-Blindleistung dezentral und dynamisch zu regeln. Die EEG-Umlage und auch die Netzgebühren steigen unnötig an.
Auch wenn diese Frage differenzierter beantwortet werden muss, lassen sich mit Freiflächenanlagen an wichtigen Netzpunkten Synergieeffekte schaffen und Wechselrichter in zweierlei Funktion nutzen: Zur Einspeisung und zur Netzstabilisierung.
Dafür fordern Beck & Co. nicht einmal zusätzliche Förderboni. Sie wären zufrieden, wenn der Zusatznutzen ihres Konzepts als Voraussetzung dafür anerkannt würde, Freiflächenanlagen wieder in die Regelvergütung des EEG aufzunehmen. Dazu schlagen die Belectric-Manager und David Wortmann vor, das EEG an dieser Stelle zu flexibilisieren.
„In jeder Gemarkung sollte jeweils ein netzstabilisierendes Freiflächen-Solarkraftwerk zusätzlich zu den derzeit in Paragraf 32 genannten vergütungsfähigen Flächen ins EEG aufgenommen werden“, sind sich Wortmann und Beck einig. Voraussetzung wäre, dass die Kommune dafür einen Bebauungsplan erlässt und damit die Gestaltungshoheit behält. Der Umfang der Flächennutzung könnte zusätzlich auf ein bis drei Prozent der Gemeindefläche begrenzt werden, um Wildwuchs zu verhindern. „Die Bürger können sich dann vor Ort entscheiden, ob quer durch das Gemeindegebiet eine neue Stromleitung verlaufen soll oder ob stattdessen hinter der Hecke des Sportplatzes ein zwei bis drei Fußballfelder großes Solarkraftwerk stehen soll“, sagt Beck etwas polemisch.
Die Bundesnetzagentur sieht die neue Stromnetzwelt offenbar ebenfalls als sportliche Herausforderung, wenn sie in ihrem Eckpunktepapier zusammenfasst: „Eine annähernd auf regenerativer Basis fundierte Elektrizitätsversorgungsstruktur wird komplexer und feingliedriger. Dafür sind neue Denk- und Lösungsansätze notwendig.“