Neue Energiewelt

Stromerzeugung: Flexibilität zählt

Hoch-effiziente thermische Kraftwerke und Wasserkraftanlagen, insbesondere Pumpspeicher, sind für die sichere Stromversorgung unter den Bedingungen der Energiewende unverzichtbar

Eine national/bilanziell vollständige UND sicherer Versorgung Österreichs mit Strom aus erneuerbaren Energien kann nur funktionieren, wenn mehrere Voraussetzungen erfüllt sind. Vorbedingungen sind ein starkes Übertragungsnetz, ein Ausbau der Verteilernetze, moderne digitale Steuerung von Erzeugung und Verbrauch und ausreichend gesicherte Leistung sowie flexible Reserve. Laufwasserkraftwerke und flexiblen Speicher sowie Pumpspeicher sind und bleiben unverzichtbar. Sie erzeugen Strom das ganze Jahr über in gut planbarer Weise. Aufgrund ihrer hohen Flexibilität werden die (Pump-)Speicher immer wieder eingesetzt, um die Frequenz- und Systemstabilität zu gewährleisten. Dank ihrer sogenannten Schwarzstartfähigkeit sind sie ferner in der Lage, nach einem Black-out zur Wiederherstellung der Stromversorgung beizutragen. Darüber hinaus muss der Betrieb flexibler und hocheffizienter Gaskraftwerke langfristig abgesichert werden.

Für die Sicherheit der Stromversorgung müssen Erzeugung und Verbrauch in jedem Augenblick im Gleichgewicht gehalten werden. Gerade im Zusammenhang mit der Energiewende ist es notwendig, sich dessen bewusst zu sein, betonte Franz Mittermayer, der technischer Vorstand der EVN. In den öffentlichen Netzen fließt Strom mit einer je nach Netzebene unterschiedlichen Spannung von 0,4 bis 380 Kilovolt (kV). Die Frequenz dagegen ist mit 50 Hertz (Hz) auf allen Netzebenen dieselbe. Sie muss in einer geringen Bandbreite von +/- 0,2 Hz jederzeit stabil gehalten werden. „Wird die Abweichung größer, kommt es im schlimmsten Fall zu einem flächendeckenden Zusammenbruch der Stromversorgung, also zu einem Black-out“, erläuterte Mittermayer. Ein Mangel an Erzeugungsleistung bzw. ein Überschuss an Verbrauchsleistung führt zu einem Frequenzabfall. Ein Überschuss an Erzeugungsleistung bzw. ein Mangel an Verbrauchsleistung hat dagegen einen Frequenzanstieg im gesamten Netz zur Folge.

Zu beachten ist dabei, dass die europäischen Übertragungsnetze seit Jahrzehnten zu einem Verbundnetz zusammengeschaltet sind. Das hat für die Stromversorger und Netzbetreiber einerseits den Vorteil, sich wechselseitig unterstützen zu können. Andererseits wiederum besteht der Nachteil, dass sich Probleme in einem regionalen Übertragungsnetz binnen Sekunden europaweit auswirken können. Verringert sich die Frequenz in irgendeinem Teil dieses europäischen Verbundnetzes um mehr als 0,2 Hz, gehen automatisch schnellstartende Gaskraftwerke bzw. Pumpspeicher in Betrieb, erzeugen Strom und wirken so dem Absinken der Frequenz entgegen. Dabei spielen die „rotierenden Massen“ der Kraftwerke - also nicht zuletzt die Turbinen - eine wesentliche Rolle. Im Zuge der Energiewende gehen jedoch immer mehr thermische Kraftwerke außer Betrieb. Somit stehen auch ihre rotierenden Massen nicht mehr für die Stützung der Frequenz zur Verfügung. Dies ergibt sich allein schon logisch aus der Art der Erzeugungstechnologien: Photovoltaikanlagen haben nun einmal keine rotierenden Massen.

 

Saisonaler Ausgleich

Der Ausbau der erneuerbaren Energien bringt jedoch noch eine weitere Herausforderung mit sich: Ihre Stromproduktion ist nicht nur witterungsabhängig, sondern auch saisonal höchst unterschiedlich. Grob gesprochen, übersteigt die Elektrizitätserzeugung von April bis Oktober regelmäßig den Verbrauch. Im Winterhalbjahr von November bis März dagegen kann sie diesen bei Weitem nicht decken. Laut Berechnungen von Oesterreichs Energie ist zu erwarten, dass der Bedarf an Ausgleichsenergie ab dem Jahr 2030, bezogen auf den täglichen bzw. wöchentlichen Stromverbrauch, bei etwa vier Milliarden Kilowattstunden (Terawattstunden, TWh) liegen wird. Für den saisonalen Ausgleich zwischen dem Sommer- und dem Winterhalbjahr werden voraussichtlich rund zehn TWh benötigt. Bewältigen lässt sich dies grundsätzlich mit unterschiedlichen Speichertechnologien von Pump- bis zu Batteriespeichern, thermischen Kraftwerken sowie Importen und Exporten elektrischer Energie.

Österreichs Pumpspeicher können nach derzeitigem Stand pro Jahr etwa 2,7 TWh Strom erzeugen. Für die angestrebte bilanzielle Vollversorgung des Landes mit Ökostrom ab 2030 würden zusätzliche 1,3 TWh benötigt. Allerdings unterliegen die Wassermengen in den Speichern saisonalen Schwankungen. Die maximalen Speicherstände werden üblicherweise gegen Ende des Sommers erreicht. Für den saisonalen Ausgleich zwischen Erzeugung und Verbrauch eignen sich die Pumpspeicher im Übrigen nicht: Sie sind als Tages- bzw. Wochenspeicher ausgelegt. Wesentlich geringere Strommengen können Batteriespeicher aufnehmen und bereitstellen. Der Großspeicher, den die EVN in Prottes in Niederösterreich betreibt, kommt auf etwa 2.200 Kilowattstunden (kWh). Zum Vergleich: Der jährliche Strombedarf eines einzigen durchschnittlichen österreichischen Haushalts wird mit etwa 3.500 kWh beziffert. „Wird ein Batteriespeicher für die Netzstützung eingesetzt, ist er in einigen Minuten leer“, konstatierte Mittermayer.

Als Möglichkeiten zur saisonalen Speicherung elektrischer Energie sind unter anderem Wasserstoff und synthetisches Erdgas im Gespräch. Wasserstoff lässt sich elektrolytisch durch Zerlegung von Wasser mit Hilfe von Ökostrom gewinnen. Er kann entweder unmittelbar in Gasspeicher eingebracht oder durch Reaktion mit CO2 in Methan (CH4), den Hauptbestandteil von Erdgas, umgewandelt werden und ist dann ebenfalls langfristig speicherbar. Schätzungen zufolge könnten solche „Power-to-Gas“-Technologien die saisonale Lagerung von rund zehn TWh ermöglichen. Auch die Rückverstromung in Gaskraftwerken könnte nach Bedarf jederzeit erfolgen. Allerdings ist der Gesamtwirkungsgrad des Prozesses „Power-to-Gas-to-Power“ mit etwa 35 Prozent vergleichsweise bescheiden: Die Stromerzeugung in modernen Gaskraftwerken erfolgt mit Wirkungsgraden von rund 60 Prozent.

Thermischer Kraftwerkspark unverzichtbar

Noch sind Verfahren wie Power-to-Gas ohnehin erst in Entwicklung. „Daher ist der thermische Kraftwerkspark in Österreich unverzichtbar“, betonte Mittermayer. Derzeit stehen bundesweit Anlagen mit einer Gesamtleistung von rund 4.477 Megawatt (MW) zur Verfügung. Nur knapp ein Drittel davon ist laut Mittermayer aber „jünger als 15 Jahre“, Ersatzbauten sind auf mittlere bis längere Sicht dringend erforderlich. Ausgelegt sind die bestehenden Kraftwerke auf den Grundlastbetrieb, also auf eine kontinuierliche, gleich hohe Stromerzeugung über mehrere Tage hinweg. Um die stark schwankende Stromproduktion der Windparks und Photovoltaikanlagen auszugleichen, wären andere, noch flexiblere Kraftwerke besser geeignet. Nicht zuletzt wären dies Mittermayer zufolge sogenannte „Open-Cycle-Turbinen“, die den Triebwerken von Flugzeugen ähneln. Sie können im Bedarfsfall wesentlich rascher angefahren werden als die derzeit üblichen Anlagen. Bei Leistungen von etwa 60 MW erreichen sie Wirkungsgrade von mehr als 40 Prozent. Ist es notwendig, mit den thermischen Kraftwerken neben Strom auch Wärme für die Fernwärmeversorgung zu erzeugen, bieten sich laut Mittermayer Gas- und Dampfkraftwerke (GuD-Anlagen) an. Ihre Leistungen liegen bei über 500 MW, ihre Wirkungsgrade bei bis zu 64 Prozent. Keine realistische Option ist Mittermayer zufolge, den Strombedarf Österreichs künftig zu einem erheblichen Teil durch Importe zu decken: „Heute glauben fast alle in ganz Europa, auf Importe setzen zu können. Jeder erwartet sich, dass ihm der Andere dauerhaft hilft. Aber ob das funktionieren wird, ist fraglich.“