Systemstabilität: Netz der Schwärme

Vor zehn Jahren stellte Jochen Homann den Technik-Thriller „Blackout“ vor. Der damalige Chef der Bundesnetzagentur lobte den Realismus, mit dem Autor Marc Elsberg ausmalte, wie die gesamte Infrastruktur vom Stromnetz abhing. Tankstellen konnten ohne elektrische Pumpen keinen Sprit mehr verkaufen, Heizungen die Häuser nicht mehr wärmen. Der Leserschaft klarzumachen, dass unsere Stromversorgung verwundbar ist und es daher eine gute Idee wäre, eine Taschenlampe, ein paar Konserven und eine warme Decke bereitzuhalten, war vor zehn Jahren noch eine schwierige Mission. 

Mehrere Jahrhundertdürren mit Kühlproblemen an Kraftwerken, eine Schlammflut, eine Pandemie und ein Krieg in Europa mit einer Energiekrise als Nebenwirkung haben die Risikowahrnehmung verschoben. Seit Herbst 2022 sind die Suchmaschinen-Anfragen nach „Blackout“ und „Stromausfall“ so hoch wie nie. Wenn heute die Bundesnetzagentur darauf hinweist, dass man Millionen von E-Autos nach Feierabend nicht ohne zentrale Steuerung einfach laden kann, schrillen in den Köpfen die Alarmglocken: Kann unser Stromsystem wirklich eine All Electric Society versorgen?

Status quo: zentrale Komponenten schützen

Einen Blackout im Ausmaß wie in Elsbergs Roman gab es bis heute nicht, größere Stromausfälle kamen allerdings vor. Nach dem Abschalten einer Höchstspannungsleitung über der Ems kam es 2006 erst zur Überlastung einer anderen Leitung, dann zu einem kaskadenartigen Stromausfall mit 1,5 Millionen Betroffenen. Verschiedenartige Störungen in der „Zuständigkeit des Netzbetreibers“ waren auch 2021 laut Bundesnetzagentur die Ursache für mehr als die Hälfte der Netzausfälle. Etwa ein Drittel der Ausfälle wird durch die „Einwirkung Dritter“ verursacht – so wie der anderthalbtägige Stromausfall in Berlin-Köpenick 2019, als ein Bagger gleich beide 110-kV-Leitungen beschädigte, die den Stadtteil versorgten. „Atmosphärische Störungen“, also zum Beispiel ein Eispanzer auf den Leitungen, wie er 2005 im Münsterland die Masten niederriss, machten 2021 ein knappes Zehntel der Stromausfälle aus. „Höhere Gewalt“, wie die Flutkatastrophe im Ahrtal, bei der die Schlammmassen nicht nur Häuser, sondern auch Stromleitungen und Trafos unbrauchbar machten, ist mit 3 Prozent nur selten die Ursache von Stromausfällen. Cyberangriffe, wie in Elsbergs Roman, gibt es ständig – laut Bundesnetzagentur führte in Deutschland bisher aber keiner zu einem Stromausfall.

Dezentrale Einheiten stabilisieren das Gesamtnetz

Auch wenn die meisten Ausfälle deutlich kürzer sind und weniger Menschen betreffen als die oben genannten, haben sie in der Regel eines gemeinsam: Sie gehen auf den Ausfall weniger zentraler Komponenten zurück. Die erprobten Gegenmittel heißen physische Absicherung und Redundanz. Die Bundesnetzagentur legt in ihrem Bericht zum Münsterland-Ausfall nahe, Normen an das häufigere Auftreten extremer Wetterlagen anzupassen. Da, wo ohnehin eine neue Infrastruktur geschaffen wird, passiert das mitunter schon, weiß VDE FNN Geschäftsführerin Heike Kerber: „Im Ahrtal wurden teilweise bei der Wiederherstellung die Leitungen nicht mehr durch das Tal verlegt, sondern durch den Weinberg. Auch einige Trafostationen stehen nun höher.“ Ganz ausschließen lassen sich Stromausfälle jedoch nie. „Unendliche Sicherheit ist unendlich teuer“, bilanziert Kerber. Mit dem Umstieg von einigen Hundert Großkraftwerken auf Zigtausende Windräder und Millionen von Solaranlagen als Basis ändert sich die Grundstruktur unserer Stromversorgung. Modellierungen zeigen, dass die Millionen von Solarspeichern, Wallboxen und Wärmepumpen eine Chance für die Netzstabilität sein können. Ein Szenario des Thinktanks Agora Energiewende rechnet damit, dass die Leistung der Heimspeicher und rückspeisefähigen Autobatterien in Deutschland bereits Ende der 2020er-Jahre die Pumpspeicherleistung überflügeln wird. „Stromausfälle, die durch die Überlastung einzelner Leitungen entstanden, wie 2006 im Emsland, hätte man sehr wahrscheinlich verhindern können, wenn die Übertragungsnetzbetreiber in der Lage gewesen wären, solche Anlagen in aggregierter Form anzusteuern“, sagt Christian Hachmann. Er befasst sich am Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik (Fraunhofer IEE) mit Planung und Betrieb von Übertragungsnetzen. 

Damit die dezentralen Einheiten das Netz wirklich stabilisieren können, müssten all die Wallboxen, Wärmepumpen und smarten Steuersysteme zusammenarbeiten wie ein Bienenschwarm, statt wie bisher vor allem den Eigenverbrauch zu optimieren und das Netz als Puffer zu nutzen. 

Grundlage könnte ein Ampelphasen-Konzept wie das von VDE FNN sein. Dieses unterscheidet die präventive Verwendung von Flexibilitäten in der gelben Phase (Lang- und Mittelfristprognose) und kurative Notfallmaßnahmen in der roten Phase (Kurzfristprognose).

Wie so ein Ansatz praktisch gehen kann, hat der Feldtest des Projektes flexQgrid im Schwarzwalddorf Freiamt gerade gezeigt. Beteiligt waren daran unter anderem das Karlsruher Forschungszentrum Informatik (FZI) und der Verteilnetzbetreiber Netze BW. Die 40 teilnehmenden Haushalte steuerten ihre PV-Anlagen, Wärmepumpen und Wallboxen im Zusammenspiel mit einer „Netzampel“. Gab diese grünes Licht, durften die Prosumer schalten und walten, wie sie wollten. Bei mittäglichen Einspeisespitzen oder zum Feierabend, wenn typischerweise viele Leute ihr Elektroauto laden, sprang die Ampel auf Gelb. Dann gab eine Quote vor, wie viel Strom höchstens aus dem Netz bezogen oder eingespeist werden durfte. Gab es hingegen eine plötzliche Abweichung oder fiel eine Netzkomponente aus, schaltete die Ampel auf Rot. In diesem Fall griff eine automatisierte Netzsteuerung ein und drosselte Erzeuger oder Verbraucher nach Bedarf.

Aus persönlichen Vorlieben beim Energiemanagement werden Störfälle

Doch gerade dieses schwarmartige Verhalten kann auch zur Gefahr werden. Die Wissenschaftsakademien acatech, Leopoldina und Akademienunion haben diese Möglichkeit im Rahmen ihres gemeinsamen Projektes „Energiesysteme der Zukunft“ (ESYS) untersucht. Indem Verbraucher und Erzeuger ihr Energiemanagement je nach Markt- und Wetterlage und persönlichen Vorlieben variieren, können sich Muster bilden, die zu „neuartigen komplexen Störfallabläufen“ führen. Vorhersehbar seien diese kaum, zu stoppen nur durch schnelle und automatisierte Softwareupdates. 

Dass Hacker versuchen werden, solche Störfälle zu provozieren, ist absehbar. Neue Großverbraucher wie Wallboxen und Wärmepumpen sind dabei aber nur eins der möglichen Ziele. Denn während das intelligente Messsystem, oft als Smart Meter bezeichnet, mit dem diese gesteuert werden sollen, mittlerweile einem Festungseingang gleicht, öffnen sich in den Haushalten ständig neue Hintertüren. Dabei muss man nicht darauf warten, dass sich Millionen von Kühlschränken und Waschmaschinen über die Fritzbox ins Internet der Dinge einwählen. Das österreichische Forschungszentrum für IT-Sicherheit SBA Research zeigte schon 2017, dass ein Botnetz-Angriff die Rechenleistung einer großen Zahl von Computern so stark manipulieren könnte, dass das Netz aus dem Takt gebracht würde.

Mit dem Smart-Meter-Rollout zieht die Hardware für die vernetzte All Electric Society in Zigtausende Haushalte ein, bald werden es Millionen sein. Im Gegensatz zu den Bienen ist den meisten Menschen aber noch nicht klar, dass sie zum aktiven Teil eines Gesamtsystems werden sollen. „Wir müssen lernen, das Thema besser zu kommunizieren. Die Debatte muss in die Talkshows und die Vorteile der Flexibilität müssen einfach und verständlich erklärt werden“, sagt Alexander Nollau, Abteilungsleiter Energy bei der DKE, für die er auch im Beirat Systemstabilität der Bundesregierung sitzt (siehe Kasten S. 23).

Damit die Stromkunden mitspielen, muss es einen erkennbaren Mehrwert für Markt- und netzorientiertes Verhalten geben. Dieser kommt mittlerweile in Sicht: Versorger wie Tibber und aWATTar bieten schon heute dynamische Strompreise an, bis Mitte des Jahrzehnts sollen diese zum Standard werden. Und Autokonzerne, Wallbox- und Wärmepumpenhersteller harren darauf, mit der einträglichen Vermarktung von Flexibilität neue Kunden zu gewinnen.

Im Grundsatz ist das im Sinne der Netzbetreiber. „Das Ziel ist es, die Stromflüsse, wann immer möglich, über den Markt zu regeln“, betont Kerber, für VDE FNN ebenfalls im Beirat der Bundesregierung. Doch man müsse sich auch auf Situationen vorbereiten, in denen das nicht aufgehe. „Wenn viel Windenergie den Strom billig macht und viele Kunden gleichzeitig zum Beispiel ihre Elektroautos laden wollen, können dadurch auch Engpässe im Verteilnetz entstehen. Dann muss es für Netzbetreiber möglich sein, einzugreifen und die Leistung der flexiblen Verbraucher auf eine zugesicherte Mindestleistung zu drosseln.“ Dem wiederum stimmen – im Grundsatz – auch die Flexibilitätsanbieter zu. 

Doch darf das Drosseln regelmäßig passieren oder nur im Notfall? Gelten diese Regeln automatisch für alle flexiblen Verbraucher oder ist die Teilnahme freiwillig? Wie ist die Flexibilität zu honorieren? Diese Fragen auszudiskutieren, wird noch eine Weile dauern. Um mit dem Smart-Meter-Rollout nicht noch länger warten zu müssen, soll dieser „agil“ sein: Die Geräte werden eingebaut, die Spielregeln für die Netzsteuerung per Softwareupdate nachgeliefert. Das sollte aber nicht wieder zehn Jahre dauern – denn eine All Electric Society ohne klare Regeln ist ganz sicher keine gute Idee.

Eva Augsten ist freie Journalistin in Hamburg mit dem Schwerpunkt Erneuerbare Energien.