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20. April 2021

Gasmotoren unterstützen Netzstabilität

Anfang Januar 2021 kam es plötzlich zu einem starken Frequenzabfall im europäischen Stromnetz. Ein drohender Blackout konnte jedoch durch sofortiges Eingreifen der europäischen Netzbetreiber abgewendet werden, u. a. mithilfe einer weiteren Aufspaltung des europäischen Verbundnetzes. Innerhalb weniger Minuten wurde wieder eine stabile Frequenz erreicht. Mit dazu beigetragen haben rund 4.000 flexible, schnell start- und regelbare Gasmotoren von INNIO mit insgesamt knapp 6 GW Leistung.

Eine grössere Frequenzabweichung von den im euroäischen Stromnetz gängigen 50 Hertz ist eine sehr heikle Situation und kann im Extremfall zu einem großflächigen und langanhaltenden Stromausfall führen, dem sogenannten „Blackout“ mit fatalen Folgen. Ähnlich kritische Situationen wie jene vom 8. Januar 2021 gab es zuvor im Sommer 2019, damals gleich an drei Tagen. Zwei grossflächige Beinahe-Blackouts innerhalb der letzten zwei Jahe machen eine zuvor vielleicht abstraktere Bedrohung mittlerweile zu einem konkreten Risiko für die nahe Zukunft und bestärken Investitionspläne in ein robustes Energiesystem.

Dezentrale Gasmotoren als Ausgleich zu erneuerbaren Energien
Mit dem stetigen Ausbau regenerativer Energien in Europa steigen auch die Anforderungen an die Energieversorgungsnetze. Denn erneuerbare Energien wie Wind- und Sonnenkraft sind volatil – sie liefern nur dann Strom, wenn der Wind weht oder die Sonne scheint. Um Blackouts zu vermeiden, benötigt das Stromnetz daher zuverlässige, jederzeit abrufbare Reserveleistung. Neben zentralen Großkraftwerken haben hier flexible dezentrale Kraftwerke eine hohe Bedeutung.
Der dezentralen Energieversorgung auf Basis von Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen kommt damit eine Schlüsselrolle zu, um die europaweite Strom- und Wärmeversorgung für die nächsten Jahrzehnte zu sichern und sie gleichzeitig nachhaltiger zu gestalten. Diese wichtige Aufgabe können Blockheizkraftwerke auch langfristig übernehmen. Denn auch wenn sie heute großteils mit Erdgas betrieben werden, können sie mittel- bis langfristig auf CO2-neutrale oder gänzlich CO2-freie Brennstoffe umgerüstet werden. 

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Quelle: E&M vom 1. April 2021 / Author: Carlos Lange – President und CEO von INNIO

10. April 2021

Heute Erdgas, morgen Wasserstoff

Turbinen und KWK-Anlagen müssen künftig möglichst kostengünstig von Gas auf Wasserstoff umgestellt werden können. Dabei haben Hersteller nicht nur die Gasturbinen im Blick.

Viele Gasturbinenhersteller arbeiten mit Hochdruck daran, ihr Portfolio so weiterzuentwickeln, dass ihre Anlagen kontinuierlich in den nächsten Jahren mit 100 % Wasserstoff arbeiten können. Die Branche bereitet sich ebenfalls auf steigende Wasserstoffanteile im Gasnetz vor. Weitaus höhere Beimi-schungsquoten werden vielfach bereits getestet − sei es in Testgebieten, in de-nen höhere Wasserstoffanteile dem Erdgasnetz zugeführt werden, oder in eigenen Versuchsanlagen und Forschungsvorhaben.

„WKK ist wichtiger Baustein zur Dekarbonisierung des Wärmemarkts“

Dabei arbeiten Unternehmen nicht nur an neuen Turbinen, sondern auch an Produkten für die gesamte künftige Wasserstoffwertschöpfungskette. In Deutschland werden mehrere Wasserstoff-BHKW betrieben und getestet. Von 2G steht eine Anlage bei den Stadt-werken Hassfurt (Bayern). Dort wurde eine komplette Power- to-Gas-Kette mit Rückverstromung des Wasserstoffs und Wärmenutzung aufgebaut. Auch Innio Jenbacher hat beispiels- weise zusammen mit dem Hansewerk einen Gasmotor der 1-MW-Klasse für Hamburg-Orthmarschen installiert, der ebenfalls in der Lage ist, mit Wasserstoff − entweder zu Teilen oder gänz- lich − betrieben zu werden.

„Die Kraft-Wärme-Kopplung ist wasserstofffähig“, betont auch B.KWK- Präsident Claus-Heinrich Stahl. Der Anlagenbetrieb mit der laut DVGW-Regelwerk derzeit möglichen 10-%-Wasserstoffbeimischung im Gasverteilnetz sei für die aktuell am Markt verfügbaren motorischen und Gasturbinen-KWK-Anlagen kein Problem und in Brennstoffzellen seien 100 % Wasserstoff einsetzbar.

Quelle: E&M Ausgabe April 2021 / Autorin: Heidi Roider

2. April 2021

Fehlendes Rahmenabkommen: Schweiz verliert beim Strom den Anschluss

Der Stromknotenpunkt im aargauischen Laufenburg spielt eine Schlüsselrolle als Drehscheibe im europäischen Strommarkt / Foto: Adrian Moser

Die Rolle der Schweiz als historische Drehscheibe im europäischen Strommarkt ist in Gefahr. Ohne Strom- und Rahmenabkommen drohen Versorgungslücken und instabile Netze.

Heute droht die Schweiz immer mehr vom europäischen Strommarkt abgekoppelt zu werden. Ohne Stromabkommen, das Brüssel an eine Einigung beim Rahmenabkommen knüpft, kann die Schweiz da nicht mitmachen. In der Schweizer Strombranche wächst die Sorge vor instabilen Netzen und Versorgungslücken im Winter. Bei der sogenannten Marktkoppelung (market coupling) durfte die Schweiz schon nicht mehr mitmachen. In der EU werden Strom und Leitungskapazitäten in einem Paket gehandelt, ein Vorteil für die europäische Konkurrenz. In einem nächsten Schritt droht nun der Ausschluss aus dem sogenannten Regelenergiemarkt, also dem Markt, den Swissgrid und die anderen europäischen Netzwerkbetreiber nutzen, um das Netz bei ungeplanten Stromflüssen auszubalancieren.

Netzstabilität in Gefahr

Zwar blieben die physischen Verbindungen mit dem europäischen Strommarkt bestehen, doch würden der Handel und die Balancierung des Netzes deutlich schwieriger, wie eine Studie der ETH Lausanne und der Universität St. Gallen 2019 festgestellt hat. Dem Schweizer Energiesektor resultiere insgesamt ein höheres Handelsdefizit von einigen Hundert Millionen Schweizer Franken pro Jahr bis zu einer Milliarde Franken im Jahr 2030. Das Bundesamt für Energie (BFE) kommt zum Schluss, ohne Stromabkommen werde das Schweizer Stromsystem im europäischen Strommarkt an Bedeutung verlieren, die Gewährleistung der Netzstabilität werde aufwendiger und teurer. «Die Situation wird sich für alle Akteure in der Schweiz verschlechtern», sagt Sprecherin Marianne Zünd.

Blackout kostet Milliarden pro Tag

Ein Monitoring soll nun sicherstellen, dass der Bund rechtzeitig Massnahmen ergreifen kann, sollte das fehlende Stromabkommen die Versorgungssicherheit schmälern. Die Kosten für einen Blackout werden auf zwei bis vier Milliarden Franken pro Tag geschätzt. BFE-Sprecherin Zünd betont indes, die mittel- bis längerfristigen Auswirkungen eines fehlenden Stromabkommens auf die Versorgungssicherheit oder die Strompreise in der Schweiz seien derzeit nicht quantifizierbar. Das Ausmass dieser Auswirkungen hänge von vielen Faktoren ab, unter anderem vom weiteren Vorgehen der EU.

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Tages-Anzeiger, 1.4.2021 / Autoren: Stephan Israel aus Brüssel, Stefan Häne

1. April 2021

Digitalisierung bei WKK-Anlagen kein „nice to have“ mehr

 

KWK-Anlagen müssen flexibler und digitaler werden, um die volatile Erzeugung von Wind- und Solarstrom auszugleichen. Damit steigen auch die Anforderungen. Digitalisierung bei KWK-Anlagen ist bereits heute kein „nice to have mehr“ sagt Johannes Meinhold, Geschäftsführer von Sokratherm. Ein aktuelles Beispiel ist das neue BHKW in dem denkmalgeschützten Heiz-kraftwerk im thüringischen Hermsdorf. Hier hat Sokratherm ihr erstes BHKW in der Megawattklasse in Betrieb genommen.
Im nächsten Jahr werden insgesamt 3 BHKW-Module dieses Typs in Betrieb sein. Sie werden gemeinsam mit einer 4-MW-Power-to-Heat-Anlage und einer Wärmepumpe eine innovative KWK-Anlage für die Stadtwerke Jena bilden, die hocheffizient und besonders flexibel Wärme für Hermsdorf und Strom für den lokalen und überregionalen Strommarkt liefert. Dieser flexible Anlagenbetrieb ist notwendig, um die volatile Erzeugung von Wind- und Solarstrom auszugleichen.
Die digitale Transformation von technischen Anlagen wird für den reibungslosen und möglichst effizienten Betrieb immer wichtiger. Präzise aufeinander abgestimmte Soft- und Hardwarepakete und die internetbasierte Fernüberwachung ermöglichen nicht nur eine kontinuierliche Überwachung und Regelung, sondern auch die Anbindung an Smart Grids und virtuelle Kraftwerke. Zur bedarfsgerechten Energieerzeugung können auch aktuelle, ortsgenaue Wetterdaten wie Temperatur, Druck oder Sonnenstunden mit der Betriebsweise des BHKW verknüpft und ausgewertet werden. Somit generieren diese Daten einen Mehrwert für den Kunden.

Quelle: E&M Ausgabe April 2021 / Autorin: Heidi Roider

5. März 2021

Ein Holzheizkraftwerk für Frauenfeld

Das Holzheizkraftwerk, realisiert von Energie 360° und Schweizer Zucker, wird Strom für rund 8000 Haushalte sowie Wärme für die Zuckerfabrik und den Verbund «Wärme Frauenfeld West» liefern.

Gemeinsam realisieren die Schweizer Zucker AG (SZU) und die Zürcher Energie- und Mobilitätsdienstleisterin Energie 360° in Frauenfeld ein Holzheizkraftwerk. Sie gründen dazu das Unternehmen Bioenergie Frauenfeld AG, das Strom, Wärme und Biokohle produziert. Der klimafreundliche Strom wird ins Netz eingespeist, Abnehmerinnen der Wärme werden die Zuckerfabrik und die Stadt Frauenfeld. Letztere nutzt die Wärme im beste

henden Verbund «Wärme Frauenfeld West», dessen Erweiterung sie in den nächsten Jahren prüft. Romeo Deplazes, Bereichsleiter Lösungen bei Energie 360°, betont die Vorteile des Projekts: «Das Holzheizkraftwerk ist ein perfektes Beispiel dafür, wie erneuerbare Energie dezentral hergestellt und genutzt wird. Es ist die Art von Projekt, die es für die Energiewende braucht. Darüber hinaus nutzt Bioenergie Frauenfeld den Rohstoff Holz äusserst effizient, weil sie neben Strom und Wärme auch wertvolle Biokohle herstellt.» Die moderne Anlage – eine der grössten ihrer Art in Europa – entsteht vis-à-vis der Zuckerfabrik an der Oberwiesenstrasse.

Ungenutztes Holz wird klimapositiv

Energieträger für das Kraftwerk ist Holz aus der Region. Holz, das sonst oft ungenutzt bleibt: Schnittholz aus der Wald- und Landschaftspflege, Sturmholz oder von Schädlingen befallenes Holz. Im Kraftwerk wird das Holz zunächst getrocknet. Anschliessend entsteht in einem thermochemischen Prozess bei 850 °C ein gasförmiger Brennstoff, das Holzgas. Vier Gasmotoren produzieren daraus erneuerbaren Strom. Dieser reicht aus, um den jährlichen Bedarf von rund 8000 Haushalten zu decken. Bei der Stromproduktion entsteht auch die Wärme, welche die Zuckerfabrik und das Fernwärmenetz der Stadt Frauenfeld nutzen können. Aus dem Prozess wird zudem die Biokohle ausgeschleust. Diese besteht zu etwa 90% aus Kohlenstoff. Denn die Verarbeitung des Holzes geschieht weitgehend unter Sauerstoffausschluss, weshalb keine Verbrennung stattfindet. Das im Holz gespeicherte CO2 wird somit nicht freigesetzt und so der Atmosphäre dauerhaft entzogen. Anstelle von Asche fällt Biokohle an. Diese findet in der Landwirtschaft zur Verbesserung des Bodens, als Futterzusatz oder als Aktivkohle in der Wasseraufbereitung Verwendung. Das Holzheizkraftwerk ist also klimapositiv. Projektleiter Stefan Ellenbroek fasst zusammen: «Das Holzheizkraftwerk produziert klimafreundlichen Strom und Wärme. Zusätzlich binden wir dank der Biokohle 9000 Tonnen CO2 pro Jahr. Und das alles mit Holz, das sonst weitgehend ungenutzt geblieben wäre.»

Inbetriebnahme im Juni 2022

Mit den ersten Bauarbeiten haben die Unternehmen bereits gestartet. Abgeschlossen wird das Projekt im Juni 2022 – dann soll der erste Strom ins Netz fliessen und die Wärme in der Zuckerfabrik genutzt werden. Guido Stäger, CEO der Schweizer Zucker: «Unser Unternehmen will einerseits diversifizieren, andererseits gestalten wir unsere Produktionsprozesse nachhaltiger. Ab 2022 trägt das Holzheizkraftwerk zu beiden Zielen bei.» Das Kraftwerk, dessen Herzstück moderne Schwebefestbettreaktoren sind, wird inklusive der vier Gasmotoren ab Juni 2021 von der Tiroler Firma Syncraft geliefert und eingebaut. Die Holzheizkraftwerke von Syncraft gehören mit einem Brennstoffnutzungsgrad von bis zu 92% zu den effizientesten der Branche.

bioenergie-frauenfeld,ch

Quelle: Gebäudetechnik / Newsletter vom 4. März 2021

1. März 2021

Küstenkraftwerk feiert ersten Geburtstag

Vor einem Jahr ging das Küstenkraftwerk der Stadtwerke Kiel in Betrieb − nach mehreren Verzögerungen. Nun haben die Stadtwerke eine erste Bilanz gezogen.

Unser Küstenkraftwerk läuft und hat im ersten Jahr bereits rund 1.000.000 Tonnen CO2 gegenüber dem Vorgängerkraftwerk eingespart“, freute sich Frank Meier, Vorstandsvorsitzenderder Stadtwerke Kiel, bei der virtuellen Geburtstagsfeier Ende Januar. Das seien 70 % weniger Emissionen im Vergleich zum Vorgänger. „Ein erheblicher Beitrag für das Klima sowie zur sicheren Wärme- und Stromversorgung in Kiel.“ Das umgesetzte Erzeugungskonzept mit Gasmotoren, Wärmespeicher und Elektrodenkessel in dieser Größenordnung ist europaweit einzigartig.

Die Anlage ersetzte das im Frühjahr 2019 vom Netz gegangene Gemeinschaftskraftwerk Kiel, das als Brennstoff Kohle verfeuerte und das die Stadtwerke gemeinsam mit Uniper betrieben. Nun versorgt das Küstenkraftwerk seit einem Jahr mehr als 73.500 Kieler Haushalte, Betriebe und Einrichtungen mit ökologischer Fernwärme. Zudem speist die Anlage die erzeugte elektrische Energie in das Kieler 110-kV-Stromnetz ein, das sowohl die Wohnungen in der Landeshauptstadt als auch der umliegenden Gemeinden mit Strom versorgt. Kraftanlagen München errichtete als Generalunternehmer das Gasmotorenheizkraftwerk an der Kieler Förde.

Der Standort an der Ostsee erfordert eine flexible Technik: Wegen des hohen Anteils an Windstrom im Netz muss das Kraftwerk in der Lage sein, innerhalb kürzester Zeit die volle Leistung in das örtliche Netz einzuspeisen, um die Schwankungen in der Stromgewinnung durch Wind- und Sonnenenergie auszugleichen. Das Kraftwerk wurde daher so ausgelegt, dass es in nur fünf Minuten von null auf Volllast gefahren werden kann − möglich machen das 20 Gasmotoren von Innio, die jeweils individuell regelbar sind.

Küstenkraftwerk läuft seit einem Jahr zuverlässig

Die Anlage erzeugt bis zu 190 MW Fernwärme. Das modular aufgebaute Kraftwerk kann Netzschwankungen ausgleichen sowie Strom zur Vermarktung am Regelenergiemarkt liefern. Zur Flexibilität der Kraft-Wärme-Kopplungsanlage tragen ein 60 Meter hoher Wärmespeicher mit 30.000 m3 Speichervolumen bei und ein 35-MW-Elektrodenkessel.

Quelle: Energie & Management / 1. März 2021 – HEIDI ROIDER

26. Februar 2021

Eigenes Kraftwerk im Keller

 

Wärme-Kraft-Kopplung gilt als Schlüsseltechnologie für die Energiewende, weil sie Strom auf Bedarf produziert. Der Einspeisetarif für den Strom aus dem Blockheizkraftwerk ist aber noch zu tief. Um den Strom zu verwerten braucht es deshalb andere Lösungen, wie das Beispiel eines Einfamilienhauses in der Westschweiz zeigt.

Wärme-Kraft-Kopplung (WKK): In HK-Gebäudetechnik 2/2021 wird über das Mini-Blockheizkraftwerk im Keller der Familie Capezzali berichtet. Es liefert 4 kW elektrische sowie knapp 9 kW thermische Leistung und kann modulieren im Bereich 50-100%.

Video (siehe oben, Dauer knapp 7 Min.): Betreiber Massimiliano Capezzali erklärt sein BHKW. Er ist Professor am Institut d’Energie et Systèmes electriques (IESE) an der Fachhochschule Westschweiz (HES-SO) in Yverdon-les-Bains.

Quelle: Gebäudetechnik 02/21 / David Eppenberger / PW

1. Februar 2021

Der lange Weg zum Wasserstoff-BHKW

In Hamburg-Othmarschen ist ein Wasserstoff-BHKW von Innio in Betrieb gegangen. Parallel läuft ein weiterer Testmotor in Graz.

Das Großraum-Kino im Hamburger Stadtteil Bahrenfeld ist wegen Corona schon seit Wochen geschlossen. Wenn es geöffnet wäre, dann kämen die Besucher seit Kurzem in den Genuss einer besonderen Wärme: Sie wird optional aus grünem Wasserstoff generiert, der in einem Gasmotor (BHKW) mit einer Leistung von einem Megawatt zum Einsatz kommt. Entweder im Erdgas-Wasserstoff- Mischbetrieb oder sogar ganz und gar mit 100 % Wasserstoff. Vor rund zwei Monaten ist der neue “Wasserstoff“-Motor offiziell in Betrieb gegangen.

Es ist ein Gasmotor der 1-MW-Klasse des Herstellers Innio (Jenbacher), der nach jahrelanger Forschungs- und Entwicklungsarbeit nun in der Lage ist, mit Wasserstoff, entweder zu Teilen oder gänzlich, betrieben zu werden. Dafür mussten die Jenbacher- Techniker um Martin Schneider wichtige Details verändern. „Diese reichen von speziellen Wasserstoff-Einspritzventilen über eine eigene Sensorik zur Optimierung der Motorsteuerung für die Verbrennung von Wasserstoffgemischen bis hin zur Anpassung der Kolben und der Aufladung (Turbolader)“, erklärt Carlos Lange, Vorstandschef von Innio.

Quelle: Energie & Management – DIERK JENSEN / 1. Februar 2021

15. Januar 2021

Ohne Rahmenvertrag droht der Stromkollaps

Ohne Rahmenvertrag droht der Stromkollaps

Damit die Schweiz ihr Stromnetz weiter sicher betreiben kann, braucht sie dringend ein Rahmenabkommen mit der EU. Die Schweiz ist integriert im europäischen Stromnetzwerk, aber zu sagen hat sie wenig.

Die Schweiz ist integriert im europäischen Stromnetzwerk, aber zu sagen hat sie wenig: Stromleitungen bei Illnau-Effretikon.
Stromleitungen bei Illnau-Effretikon. Foto: Jurs Jaudas
 

«La Suisse n’existe pas.» Was im Schweizer Pavillon der Weltausstellung vor fast 30 Jahren im übertragenen Sinn gemeint war, erhält auf der Stromlandkarte eine immer realere Bedeutung: Die Schweiz droht im politischen Stromeuropa zu verschwinden.

In Europa wird der Strombinnenmarkt stark optimiert. Die Schweiz aber wird zum Drittland degradiert und bekommt die Folgen immer mehr zu spüren. Je länger eine klare Regelung mit der EU fehlt, desto mehr Handlungsfreiheit verlieren wir.

Den gleichberechtigten Zugang zum europäischen Strommarkt gibt es nicht als Einzelbestellung.

Technisch ist die Schweiz wie kein anderes Land in das europäische Stromnetz integriert. Die Schweiz funktioniert als Drehscheibe im Herzen Europas: Ein Stromabkommen mit der EU ist für unser Land äusserst wichtig – ist aber seit Jahren blockiert.

Der Grund ist klar: Den gleichberechtigten Zugang zum europäischen Strommarkt gibt es nicht als Einzelbestellung, sondern nur als Menükomponente beim Abschluss eines institutionellen Rahmenabkommens.

Die EU aber optimiert den Stromhandel und die grenzüberschreitenden Leitungskapazitäten laufend. Die Schweiz ist ohne Stromabkommen davon ausgeschlossen. Dabei ist der Ausschluss dort, wo grenzüberschreitende Stromflüsse optimiert und koordiniert werden, besonders heikel.

Die Importkapazitäten der Schweiz werden von aussen massiv beschnitten.

Denn spätestens ab 2025 müssen unsere Nachbarländer mindestens 70 Prozent der grenzüberschreitenden Kapazitäten für den Handel zwischen EU-Mitgliedsstaaten reservieren. Um dies zu erreichen, entlasten unsere Nachbarn schon heute ihre internen Netzengpässe zeitweise auf Kosten der Exportkapazitäten für die Schweiz.

Das bedeutet: Die Importkapazitäten der Schweiz werden von aussen massiv beschnitten. Weil die EU die Schweiz in den Berechnungen der Grenzkapazitäten nicht berücksichtigt, werden zudem ungeplante Stromflüsse weiter massiv zunehmen. Um dann die Netzstabilität aufrechtzuerhalten, muss die Schweiz auf ihre wertvollen Wasserreserven zurückgreifen, um das Netz zu stabilisieren. Dieser Wasserstrom wird uns dann im Winter für die Versorgung fehlen.

Auch mit wirtschaftlichen Einbussen ist zu rechnen: Weil die Wasserkraft von der gleichberechtigten Teilnahme an den europäischen Marktplattformen ausgeschlossen ist, kann sie ihre Flexibilität auch ökonomisch nicht in die Waagschale werfen. Die Schweiz hätte nämlich mit einem Abkommen einen Trumpf im Ärmel, den sie spielen könnte, um die schwankende Produktion in Europa auszugleichen.

Gemäss der ETH Lausanne entsteht in der Schweiz ohne Abkommen ein Handelsdefizit von bis zu einer Milliarde Franken im Jahr 2030. Das wird zu massiven Mehrkosten führen, die Konsumenten und Wirtschaft tragen müssen.

Ohne Stromabkommen entgleitet uns die Hoheit, die Souveränität über unser Stromnetz.

Die EU optimiert also ihre Netzkapazitäten und -kosten sowie ihren Handel trotz der negativen Auswirkungen auf die Schweiz. Unsere Versorgungssicherheit, Netzsicherheit und Systemstabilität werden darunter leiden, Mehrkosten werden anfallen. Zudem haben wir keine Mitsprache- und Mitgestaltungsmöglichkeiten in den Gremien, die die Spielregeln festlegen.

Die Gegner des Rahmenabkommens warnen vor Souveränitätsverlust. Beim Strom ist das Umgekehrte der Fall: ohne Stromabkommen entgleitet uns die Hoheit, die Souveränität über unser Stromnetz. Wer ein Stromabkommen nicht für notwendig hält, ignoriert, dass sich die EU laufend weiterentwickelt. Ein Festhalten am heutigen Zustand ist unrealistisch.

Wir setzen die bestehende hohe Netz- und Systemstabilität leichtfertig aufs Spiel und lassen den Mehrwert, den die Wasserkraft im europäischen Kontext bieten kann, den Bach runter. Aber mit einem Abkommen können wir dafür sorgen, dass wir die Kontrolle und die Hoheit über unser Höchstspannungsnetz nicht verlieren.

10. Januar 2021

Europa entging Blackout nur knapp: Stromversorger warnen

Europa schrammte knapp an einem flächendeckenden Stromausfall vorbei. Am Freitag, den 8. Januar ist Europa nur knapp an einem Blackout vorbeigeschrammt. Eine starke Frequenzabsenkung brachte das Stromnetz ins Schwanken, das Sicherheitsnetz in Österreich hat aber sofort gegriffen.
 
 

Durch den starken Frequenzabfall im europäischen Stromnetz am Freitag ist Europa laut Wien Energie nur knapp an einem flächendeckenden Stromausfall vorbeigeschrammt. Auch in Österreich hätten viele Kraftwerke sofort Energie zur Netzstabilisierung nachgeliefert und das Sicherheitsnetz habe gegriffen – aber solche Feuerwehr-Einsätze sind langfristig kein tragfähiges Geschäftsmodell“, warnt Wien-Energie-Geschäftsführer Michael Strebl.

Stärkere Schwankungen in Strom-Netzen durch Erneuerbaren-Ausbau

„Wie die Feuerwehr stehen unsere Kraftwerke rund um die Uhr bereit und helfen aus, wenn es im heimischen Stromnetz brennt“, so Strebl am Sonntag in einer Mitteilung. Das Parlament habe zwar kurz vor Weihnachten eine Neuregelung der Netzreserve beschlossen und damit vorerst Rechtssicherheit geschaffen, „für eine langfristige Vorhaltung sind allerdings viele Fragen für die Betreiber offen“, so Strebl. „Wir brauchen eine faire Regelung, entsprechende Abgeltungen und Sicherheit für Investitionen in die Instandhaltung oder den Neubau von Kraftwerken. Feuerwehr-Einsätze sind langfristig kein tragfähiges Geschäftsmodell“.

Der vermehrte Ausbau von erneuerbaren Energien und damit die volatile Erzeugung von Wind- und Sonnenstrom führten zu immer stärkeren Schwankungen in den Stromnetzen. „Die Anzahl der Not-Einsätze nimmt drastisch zu. Musste Wien Energie bis vor wenigen Jahren nur rund 15 Mal die Stromerzeugung kurzfristig hochfahren, war dies in den letzten Jahren bis zu 240 Mal pro Jahr für die Netzstabilisierung der Fall.“ Für die Versorgungssicherheit seien Gaskraftwerke essenziell. Mittelfristig strebt Wien Energie die Umstellung auf Grünes Gas an.

Stromversorger fordert nach „Beinahe-Blackout“ Konsequenzen

Auch der niederösterreichische Stromversorger EVN hat nach dem „Beinahe-Blackout“ Konsequenzen gefordert. „Einige Großkunden haben sich gemeldet, weil sensible Maschinen die Frequenzabsenkung bereits gespürt haben“, sagte EVN-Sprecher Stefan Zach zum ORF. „Wenn die Schwankungen zu hoch sind, schalten sich Maschinen aus Selbstschutz ab.“ Das könne Zach zufolge auch bei Kraftwerken passieren, „und dann wird es kritisch“.

In Niederösterreich dient das Kraftwerk Theiß bei Krems als Puffer für Fälle wie am Freitag. Laut Zach würde dieses alleine aber nicht ausreichen: „Österreich verlässt sich bei der Versorgungssicherheit immer stärker auf Atom- und Kohlekraftwerke in unserer Nachbarschaft.“ Die EVN fordert deshalb neue gesetzliche Rahmenbedingungen für den Weiterbetrieb bestehender Gaskraftwerke und Anreize, um neue, flexible und schnellstartfähige Gasturbinen in Österreich zu bauen und im Notfall ohne Stromzulieferungen aus Kohle- und Atomkraftwerken benachbarter Länder auszukommen. Wind, Sonne und Wasserkraft sind Zach zufolge nicht geeignet, um die Produktion binnen kürzester Zeit zu erhöhen, auch wenn „die Zukunft natürlich der Naturenergie gehört“.

Quelle: APA / ROBERT JAEGER