Stromnetze spüren hohe Belastung
VDI nachrichten, Düsseldorf, 8. 12. 06, mg – Geht der Kostendruck in der Elektrizitätswirtschaft zu Lasten notwendiger Investitionen in die Netztechnik und damit der Versorgungssicherheit? Angesichts des europäischen Blackouts von Anfang November stand die Frage im Brennpunkt eines Treffens von Energietechnikexperten vorige Woche in Düsseldorf.
Rund 1,6 Mio. km Länge haben die Lebensadern in Deutschland, die Wirtschaft und Haushalte mit elektrischem Strom versorgen. Die Länge des Leitungsnetzes reicht aus, um zweimal bis zum Mond und zurück zu gelangen. Davon sind rund 600 000 km Übertragungs- und Verteilnetze bis der heruntertransformierte Strom durch etwa 1 Mio. km Niederspannungsnetze beim Verbraucher aus der Steckdose kommt. Zudem steht das deutsche Stromnetz im ständigen Austausch mit dem der Nachbarstaaten und bildet so das europäische Verbundnetz, das eine halbe Milliarde Menschen mit Energie versorgt.
Die Komplexität verschärft der deutlich gestiegene Stromhandel, der seit der Marktliberalisierung 1999 um rund die Hälfte zugelegt hat. Das bekommen die hiesigen Netzbetreiber zu spüren. Kein europäisches Land verzeichnet einen höheren Stromaustausch als Deutschland. Eine solche Entwicklung erfordere zwingend „den Vorhalt einer leistungsfähigen Netzleittechnik und effektiver Instrumente für eine zuverlässige Lastprognose“, mahnte Edmund Handschin, Professor für Energiesystem und Energiewirtschaft an der Universität Dortmund vorige Woche bei einem Euroforum-Seminar zur Qualität der Stromnetze.
Damit steht es nach Einschätzung des Zentralverbandes der Elektrotechnik- und Elektronikindustrie (ZVEI) nicht immer zum Besten. Obwohl es leistungsfähige Systeme für die Weitbereichsüberwachung gebe, investiere die Energiewirtschaft zu wenig, monierte Joachim Schneider, Vorsitzender des ZVEI-Fachverbandes Energietechnik schon vor einem Jahr: „Die Früherkennung möglicher Instabilitäten wegen Spannungs- oder Frequenzabweichungen oder wegen thermischer Überlast kann helfen, immense Folgeschäden aufgrund von großflächigen Stromausfällen zu vermeiden.“ Solche Instrumente seien mit relativ geringem Investitionsaufwand im zweistelligen Millionenbereich zu realisieren.
„Das Ausbleiben rechtzeitiger Investitionen in moderne Systeme und Anlagen wird sich unzweifelhaft negativ auf die Versorgungssicherheit auswirken“, warnte Schneider seinerzeit. Nun untersucht die Bundesnetzagentur, ob genau das bei dem vom E.on-Netz ausgegangenen europäischen Blackout vom 4. November eine Rolle gespielt hat. Dabei kam es im Laufe einer geplanten Abschaltung einer Hochspannungsleitung in Norddeutschland zum Teilzusammenbruch des europäischen Verbundnetzes, von dem 10 Millionen Menschen betroffen waren.
In dem vor kurzem veröffentlichten vorläufigen Bericht zu Ursachen und Hergang des Störfalles bestreitet der Netzbetreiber energisch, seiner Vorsorgepflicht nicht nachgekommen zu sein: „Es gibt keinerlei Hinweise auf technische Fehlfunktionen der Betriebsmittel oder auf eine etwaige ungenügende Instandhaltung“, stellt E.on fest. Zugleich räumt das Unternehmen ein, die Übertragungsnetze „aufgrund thermischer Reserven mit einer zeitweisen Überlast von 25 %“ zu beaufschlagen. Eine Grenzwertüberschreitung, die durch eine „interne Regelung“ gedeckt sei. Wovon jedoch RWE als Betreiber des Nachbarnetzes offenbar keine Kenntnis hatte.
Obwohl die beiden in der betroffenen E.on-Leitstelle diensthabenden Ingenieure eine halbe Stunde vor der geplanten Abschaltung eine Simulationsrechnung für den zu erwartenden Netzzustand durchführten und diese keinerlei Gefährdung signalisierte, kam es wenig später zu einem deutlichen Anstieg des Lastflusses auf Ersatzleitungen an der Schnittstelle der beiden Regelzonen mit den bekannten dramatischen Auswirkungen. Die Bundesnetzagentur, die sich nicht mit den bisherigen Erklärungen von E.on abfindet, hat das Unternehmen zu einer detaillierten Aufklärung aufgefordert.
Dass Pflege und Instandhaltung der Netze eine aufwändige und kostspielige Angelegenheit sind, haben auch die anderen Netzbetreiber zu spüren bekommen. So muss RWE im Münsterland Leitungsmasten aus sprödem Thomasstahl auswechseln. Sie hielten der hohen Schneelast des Winters 2005 nicht stand und wurden beschädigt oder knickten um, was zu einem tagelangen, regionalen Stromausfall führte. Ein solcher, ungleich größerer Sanierungsfall betraf auch Ostdeutschland, weiß Ewald Werner, Vertriebsleiter beim Anbieter für Energieversorgungslösungen SAG. „Dort haben wir insgesamt rund 16 000 standsicherheitsgefährdete Masten aus so genanntem korrosionsträgen Stahl auswechseln müssen, die noch aus DDR-Zeiten stammten. Ein 100 Mio.-€-Projekt.“
Unter massivem Kostendruck stehen auch die Betreiber der örtlichen Verteilnetze. Die Pläne der Bundesnetzagentur für eine Anreizregulierung sehen vor, dass ein größeres, durchschnittlich effizientes Stadtwerk die Netzkosten bis 2015 um 65 % senken muss. Im Visier der Einsparbemühungen stehen die Betriebsmittel. Allein der Unterhalt des Netzes verursacht etwa die Hälfte der Kosten. Vor allem größeren Stadtwerken droht eine Kostenlawine, hervorgerufen durch den Aufbau von Überkapazitäten in den 70er-Jahren.
Aufgrund von Prognosen, die von einem dauerhaft ansteigenden Stromverbrauch ausgingen, war seinerzeit üppig in den Ausbau von Netzstationen, Verteiler und Transformatoren investiert worden. Technik, die nun in die Jahre kommt und kaum ausgelastet ist. Das aber kostet Geld: „In die Instandhaltung investieren wir pro Jahr einen zweistelligen Millionenbetrag“, sagt Kai Steinbrich, Leiter Strategische Netzplanung bei den Stadtwerken Düsseldorf. Durch die Umstellung auf eine risikobasierte Bewertung, bei der die Wartung der Netzkomponenten nach ihrer zu erwartenden Schadenanfälligkeit und Bedeutung erfolgt, hofft das Unternehmen, die Betriebskosten in den kommenden zehn Jahren um mindestens 10 % senken zu können. Nennenswerte Abstriche bei der Versorgungszuverlässigkeit fürchtet Steinbrich nicht: „Es wird zu keiner merklichen Verschlechterung kommen.“
SILVIA VON DER WEIDEN
Ein Beitrag von:
