Ein Netz mit Köpfchen

An diesem Freitagnachmittag des noch jungen Jahres 2021 ist die Lage im Allgäu entspannt. Die Oberstdorfer beschäftigt, dass der gute alte Höllwieslift am Söllereck abgerissen werden soll. Im Radio wird gemeldet, dass der neue Gesundheitsminister ein Allgäuer sei, ein Unterländer allerdings. Grünten, Nebelhorn und Mittag sind an diesem Tag herrlich mit Pulverschnee eingezuckert – von dem man jedoch nicht viel hat, da alle Lifte wegen Corona stehen. An diesem 8. Januar geschieht 950 Kilometer weiter östlich etwas, das die Ruhe im Allgäu empfindlich stören könnte: Ein Umspannwerk im kroatischen Ort Ernestinovo erweist sich als neuralgischer Punkt des europäischen Strom-Verbundnetzes. An diesem Wintertag bahnt sich ein fatales Ungleichgewicht an. In Südosteuropa feiert man das orthodoxe Weihnachtsfest: Alle sind zu Hause, der Stromverbrauch ist gering. Im Nordwesten Europas dagegen werden in den Fabriken Schichten gefahren. Und weil es sehr kalt ist, laufen die Heizungen auf Hochtouren – der Strombedarf ist hoch. So fließt viel Leistung von Ost nach West. Durch diese Überlastung sinkt im Nordwesten die Normalfrequenz von 50 Hertz um rund 0,25 Hertz, im Südosten steigt sie um etwa denselben Wert.

Um 14:04 Uhr passiert es: Ein 400-Kilovolt-Sammelschienenkuppler – eine Art Hochspannungsverbindung – schaltet wegen der unvorhergesehenen Überlastung in dem kroatischen Umspannwerk ab. Die Folge: Das europäische Stromnetz wird in zwei separate Teile getrennt. Was ist geschehen? „Ein automatischer Mechanismus wurde ausgelöst, der die Betriebsmittel schützt“, erklärt AllgäuNetz Sprecher Stefan Nitschke. Also Trafos, Strommasten, Leitungen und was dazugehört – eine komplexe Infrastruktur, deren Reparatur teuer und zeitaufwendig wäre. Doch weil die automatischen Maßnahmen der europäischen Netzbetreiber so schnell reagieren, ist nach fünf Minuten die Frequenz wieder auf exakt 50 Hertz. Um 15:07 Uhr ist das Netz stabil. Die beiden Teile können synchronisiert und gekoppelt werden. Der Stromkunde hat davon nichts mitbekommen – ein ganz normaler Freitag im Allgäu. In Europas Netzleitzentralen atmet man auf. „Eine außergewöhnliche Situation, doch alle Systeme haben genau so funktioniert, wie sie sollen“, erklärt Nitschke. Klar: Auch in Kempten erkannte man an diesem 8. Januar die Frequenzabweichung über Messgeräte. Die Allgäuer Endkunden merkten in ihren Häusern nichts: E-Autos luden, Heizungen liefen problemlos und Fernsehgeräte ebenso. Doch nicht überall ging der Frequenzeinbruch spurlos vorüber. In verschiedenen Einrichtungen – darunter der Wiener Flughafen und verschiedene Krankenhäuser – wurde die Notstromversorgung ausgelöst.

Dass es am 8. Januar nicht zu einem Blackout kam, ist keine Selbstverständlichkeit. Es war das Resultat eines lückenlosen Monitorings: Alle Netzbetreiber – wie auch AllgäuNetz und seine regionalen Netzpartner – überwachen das Netz kontinuierlich: sieben Tage die Woche, 24 Stunden. Ein wichtiger Teil der Aufgabe ist es, Energieszenarien zu berechnen. Die Experten in der Kemptener Netzleitstelle prognostizieren ständig Strombedarf und -erzeugung in der Region. Dabei helfen Spezialsoftware und Klimatabellen mit Niederschlägen, Sonnenscheindauer und Windstärken. Die Fragestellungen dabei: Muss viel geheizt werden? Laufen Lifte? Produzieren PV-Anlagen und Windkraftwerke viel oder wenig Energie? Wie ist der Wasserstand auf der Iller? „Gerade um Pfingsten herum verzeichnen wir im Allgäu häufig ein Überangebot an Strom, weil die Photovoltaikanlagen viel Sonne resorbieren. Gleichzeitig wird weniger Strom verbraucht, weil viele Menschen im Urlaub sind“, sagt Konrad Uhlemayr, Betriebsleiter der EG Rettenberg, die das Stromnetz in großen Teilen Rettenbergs betreibt. „Dabei wird nichts dem Zufall überlassen“, sagt Nitschke. Das Ziel ist es, das Gleichgewicht zwischen Stromerzeugung und Verbrauch zu halten. Man spricht in der Fachsprache von „Redispatch“, wenn Netzbetreiber in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken eingreifen, um das Netz vor Überlastung zu schützen.

Auch bei den Großverbrauchern gibt es Steuerungsmöglichkeiten: Energieintensive Industrien, die nicht unbedingt systementscheidend sind – beispielsweise aus der Metallbranche, – haben spezielle Verträge, dass ihre Fabriken gesteuert abgeschaltet werden dürfen. Und zwar für begrenzte Zeit, um so eine Überlastung zu vermeiden. Der Umsatzausfall wird dann tariflich ausgeglichen. Auch in schwierigen Situationen haben sich AllgäuNetz und seine Partner als stabil bewährt: „Wir mussten bislang noch nie aktiv eingreifen“, sagt Nitschke. Um jedoch für alle möglichen Situationen gerüstet zu sein, wird jährlich eine Realübung eines Krisenszenarios in der Leitstelle durchgeführt. Beim letzten größeren Vorfall, als das Sturmtief Sabine im Februar 2020 über das Allgäu hinwegfegte, versammelte sich der Krisenstab von Allgäu- Netz für 24 Stunden in der Leitstelle. Von hier wurden durch den Krisenstab alle Störungen kategorisiert, priorisiert und die Störungsbehebung organisiert. Die Monteurtrupps sorgten vor Ort dafür, dass Beschädigungen durch umgestürzte Bäume schnell beseitigt wurden. Im Schneetreiben kletterten die Männer noch in derselben Nacht auf die Strommasten, um Leitungen zu reparieren, und rückten den entwurzelten Baumriesen mit Motorsägen zu Leibe. Oft wird auch eine Notstromversorgung aufgebaut. „In solchen Momenten“, sagt Betriebsleiter Uhlemayr, „muss alles schnell gehen.“

Mit der Energiewende gewinnt die Aufgabe, das Gleichgewicht im Netz zu halten, an Komplexität. „Die Verteilnetzbetreiber bekommen eine wachsende Rolle und mehr Verantwortung“, erklärt Nitschke. Statt einige große Kraftwerke, die mit Kohle oder Atomkraft dauerhaft große Mengen Strom erzeugen, versorgen Europa künftig viele kleinere Erzeuger: PV-Anlagen, Windkraftanlagen und Wasserkraftwerke. „Ein weitaus sensibleres System“, so Nitschke. So spricht man heute von „Redispatch 2.0“: Die Schwarmenergie will intelligent und flexibel gemanagt werden. Nitschke ist optimistisch: „Jede Zeit hat ihre Herausforderungen – auch diese.“ Um nicht in Bedrängnis zu geraten, schaffen die Energieversorger „schlagkräftige“ Erzeuger, um schnell auf Veränderungen reagieren zu können: so beispielsweise das AÜW Hybridkraftwerk in Sulzberg.

Dort sprechen die großen Batterien innerhalb von Millisekunden an und überbrücken großen Energiebedarf, bis nach zwölf Minuten die Gasturbine anläuft und übernimmt. Oder die Pumpspeicherkraftwerke Kops I und Kops II der Vorarlberger Kraftwerke im vorarlbergischen Montafon: Sie nützen das Wasser aus dem Silvretta-Stausee, um mit der Leistung von 247 Megawatt Engpässe im europäischen Verbundnetz zu puffern – komplett ohne fossile oder nukleare Energiequellen. Doch angesichts zahlreicher Störungsmöglichkeiten eines großen Verbundnetzes wie des europäischen stellt sich die provokante Frage: Warum nicht gleich ein regionales Stromnetz? Man erzeugt im Allgäu, was man hier verbraucht – oder? „Das wäre nicht solidarisch“, sagt Nitschke. „Zudem sind wir aufeinander angewiesen.“

Die Abhängigkeiten in Sachen Energie sind grenzüberschreitend – und können gleichzeitig Kosten sparen. Unter dem Motto „Intelligenz statt Kupfer“ suchen Forscher und Energieproduzenten nach Wegen, Stromnetze besser zu steuern – statt sie weiter auszubauen. Ein lernfähiger Algorithmus, der steigende oder sinkende Verbräuche frühzeitig erkennt, zeigte in mehreren Projekten vielversprechende Ergebnisse. Auch AllgäuNetz ist beteiligt: Bei dem Forschungsprojekt „pebbles“ arbeitet man gemeinsam mit zahlreichen Partnern – beispielsweise Siemens AG, der Hochschule Kempten, dem Allgäuer Überlandwerk sowie dem Fraunhofer-Institut für Angewandte Informationstechnik – an dezentralen Lösungen für ein optimales Versorgungsnetz. Dabei geht es darum, dass in unmittelbarer Nachbarschaft Stromproduzenten – etwa PV-Anlagen-Besitzer – und Kunden, die Strom benötigen, diesen untereinander handeln und so das Stromnetz entlasten. Die notwendige Technologie wurde bereits erfolgreich am Markt getestet. In der Zukunft wird es darum gehen, dass die Politik die notwendigen Rahmenbedingungen für den Stromhandel unter Endkunden ermöglicht.

„Im Vorgängerprojekt IREN2 haben wir mit denselben Projektpartnern gezeigt, dass es möglich ist, ein Inselnetz im Falle eines Blackouts selbstständig zu stabilisieren“, sagt Nitschke. 2019 gelang es, in Wildpoldsried einen Teil des Verteilnetzes absichtlich abzutrennen. In einem Straßenzug wurde ein Blackout simuliert. Mit den angeschlossenen PV-Anlagen und Batterien konnte man unterbrechungsfrei neu starten. Ein Inselnetz also. AllgäuNetz betont, dass diese Versuche wichtig seien, um die Technologie in Regionen der Welt zum Einsatz zu bringen, in denen es kein so gut funktionierendes Verbundnetz gibt wie in Europa. „Wir stehen voll und ganz hinter dem Europäischen Verbundnetz. In Wildpoldsried haben wir den Beweis angetreten, dass es möglich ist, ein Inselnetz zu betreiben. Damit haben wir gemeinsam mit AÜW und Siemens die Grundlage geschaffen, um Menschen in strukturschwächeren Gebieten auf der Welt den Zugang zu einer zuverlässigen Stromversorgung zu ermöglichen.“