Die Furcht vor der Dunkelflaute

Fatale Folgen des Wintersturms

Über die möglichen Folgen eines Blackouts weiß man spätestens seit 2005 Bescheid. Am ersten Adventswochenende fegte damals ein gewaltiger Sturm über Norddeutschland. Sturmtief Thorsten sorgte für feuchtkalte polare Meeresluft und für bis zu 50 Zentimeter extrem nassen Neuschnee, der sich als armdicker Eispanzer auf den Freileitungen niederschlug. Dutzende Masten knickten unter der Eislast und der Wucht des Sturms wie Streichhölzer um; ganze Trassen wurden lahmgelegt. Am härtesten traf es das Münsterland. Bis zu 250.000 Menschen hatten tagelang weder Licht noch Heizung. Handys blieben ohne Empfang, aus den Zapfsäulen kam kein Tropfen Sprit, Geldautomaten warfen keinen einzigen Schein aus. Es war, als sei das Ende der Zivilisation gekommen.

Eine vergleichbare Katastrophe hat sich hierzulande seither zum Glück nie wieder ereignet. Das deutsche Stromnetz gilt als eines der sichersten in Europa. Laut dem sogenannten System Average Interruption Duration Index (SAIDI), den die Bundesnetzagentur jedes Jahr ermittelt, gibt es in fast keinem anderen Land so wenige und so kurze Stromausfälle wie hier. Im Schnitt sind hiesige Verbraucher nur rund zwölf Minuten pro Jahr stromlos. Das liegt unter anderem daran, dass es in Deutschland im Vergleich zu anderen Ländern nur wenige wetteranfällige Freileitungen gibt. Laut Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BdEW) verlaufen über 80 Prozent des deutschen Stromnetzes unterirdisch. Das gilt allerdings in erster Linie für Nieder- und Mittelspannungsleitungen. Hochspannungstrassen dagegen sind nur zu 10 Prozent im Erdreich verlegt.

Das deutsche Stromnetz steht also vergleichsweise solide da. Allerdings ist es nach wie vor in wesentlichen Teilen auf fossile Großkraftwerke zugeschnitten. Dafür sind auch viele der Schutzmechanismen im Netz konzipiert, beispielsweise solche gegen Kurzschluss. „Früher brauchte man ein Verteilnetz, das den Strom vom Kraftwerk zum Verbraucher leitet“, erläutert Dirk Witthaut, Physiker am Forschungszentrum Jülich, der sich mit Schwachstellen verzweigter Stromnetze beschäftigt. Doch das habe sich mit der wachsenden Zahl von Solaranlagen und Windrädern geändert: „Für die Energiewende ist ein Sammelnetz nötig, das alle Kleinanlagen einbindet.“

Verzug beim Netzausbau

Dennoch hinken Um- und Ausbau des Netzes dem Wachstum der erneuerbaren Energien hinterher. Bislang ist nicht einmal ein Fünftel der Trassenkilometer gebaut, die zum Atomausstieg fertig sein sollten. „Ausbau ist eine der günstigsten Varianten, um das Netz stabiler zu machen“, konstatiert Witthaut. Es fehle vor allem an Hochspannungstrassen von Nord nach Süd: „Norddeutschland erzeugt den meisten Windstrom, doch die großen industriellen Verbraucher wie BASF oder Wacker Chemie sitzen alle im Süden“, erläutert der Physiker. Gängige Praxis ist es, Windräder in Schleswig-Holstein an windigen Tagen aus Angst vor Überkapazitäten abzuschalten, im Fachjargon „abregeln“ genannt, während in Bayern die Industrie mit Strom aus Gaskraftwerken produziert.

Auf diese Weise gehen der Energiewende Jahr für Jahr bis zu fünf Prozent an Windstrom verloren. Würde man die überschüssige Energie hingegen speichern, gäbe es Reserven zur Überbrückung kritischer Stromlücken, wie sie typischerweise bei Dunkelflauten auftreten. Aus überschüssigem Windstrom könnte per Elektrolyse Wasserstoff werden, der sich bei Bedarf wieder in Elektrizität umwandeln und einspeisen ließe. Doch bislang gibt es keine Wasserstoffspeicher zur Netzstabilisierung. „Wir haben zwar Pumpspeicherkraftwerke, die mehrere Stunden überbrücken können“, sagt Dirk Witthaut, „aber an Langzeitspeichern für ein oder zwei Wochen fehlt es noch.“ Je näher das Stromnetz allerdings dem Ziel kommt, zu 100 Prozent erneuerbar zu sein, desto wichtiger werden solche Langzeitspeicher. Denn je grüner das Netz, desto anfälliger ist es für Dunkelflauten.

Etliche windstille Tage im Jahr

In einer Studie, die die Jahre zwischen 1995 und 2015 beleuchtet, fand der Deutsche Wetterdienst heraus, dass windstille Zeiten hierzulande keine Seltenheit sind. Im Schnitt kommt es demnach 13-mal pro Jahr vor, dass Windräder über 48 Stunden lang weniger als ein Zehntel ihrer installierten Leistung ins Netz einspeisen. Die Studie zeigt allerdings auch, dass sich Windkraft und Photovoltaik im Normalfall perfekt ergänzen. So scheint in windstillen Phasen meist die Sonne; während bei bedecktem Himmel oft der Wind weht. Trotzdem gab es im untersuchten Zeitraum an jeweils zwei Tagen pro Jahr eine Dunkelflaute.

Etwa alle zwei Jahre wird das System jedoch einem weitaus härteren Stresstest unterzogen. Dann gilt es, Dunkelflauten zu überbrücken, die um die zwei Wochen andauern. Das haben Forscher des Berliner Analyse-Instituts Energy Brainpool in einer Studie herausgefunden. Ein Beispiel liefert der Januar 2017, als ein für diese Jahreszeit typisches Hochdruckgebiet mit Nebel und Windstille Solaranlagen und Windräder für zehn Tage lahmlegte. Während der Stromverbrauch zu Spitzenzeiten auf über 80 Gigawatt stieg, fiel die Produktion druch Sonne und Wind auf unter 3 Gigawatt. Damals war das kein Problem, denn den großen Rest des benötigten Stroms lieferten Gas, Kohle und Kernenergie.

Zudem steht Deutschland nicht allein da. Das hiesige Netz ist eingebettet in das 500 Gigawatt starke europäische Verbundnetz, das sich von Spanien bis ans Schwarze Meer und von Norwegen bis nach Griechenland über den Kontinent spannt. Je intensiver die Verbundmitglieder untereinander Strom austauschen, desto stabiler ist auch der Stromfluss hierzulande. „Herrscht in Deutschland Dunkelflaute, scheint vielleicht in Italien gerade die Sonne oder weht in Dänemark der Wind“, erläutert Stephanie Fiedler, Energiemeteorologin am Geomar Helmholtz-Zentrum für Ozeanforschung in Kiel, die Ausweichpotenziale im europäischen Verbundnetz. Allerdings müsse das System von grenzüberschreitenden Leitungen noch wesentlich stärker ausgebaut werden.

Kritisch ist „Hoch Mitteleuropa“

Energiemeteorologie ist ein vergleichsweise junges Teilgebiet der Meteorologie, das unter anderem die Stromproduktion für die kommenden Tage abschätzt, Sonneneinstrahlung, Windgeschwindigkeiten und Wolkendecke bestimmter Standorte bewertet oder Langfristprognosen der Wetterentwicklung erstellt. „Energiemeteorologie gewinnt an Relevanz“, stellt Fiedler fest. Denn je mehr Fahrt die Energiewende aufnehme, desto wetterabhängiger werde die Stabilität des Netzes. Am kritischsten sind laut dem Deutschen Wetterdienst winterliche Großwetterlagen mit hohem Luftdruck über Mitteleuropa, die den Wind von der Nordsee bis nach Italien weitgehend zum Erliegen bringen und das Land mit einer zähen und für Sonnenstrahlen nahezu undurchdringlichen Hochnebeldecke überziehen. Meteorologen sprechen vom „Hoch Mitteleuropa“.

Um auf solche mehrmals pro Jahr auftretenden Großwetterlagen frühzeitig reagieren zu können, sind auf die Energiewirtschaft zugeschnittene Wettervorhersagen erforderlich. Je präziser die Prognosen der Energiemeteorologen ausfallen, desto zielgenauer können die Netzbetreiber ihr Lastmanagement anpassen. Man müsse sich das in etwa so vorstellen wie den Wetterbericht im Fernsehen, erläutert Stephanie Fiedler, „nur wesentlich höher aufgelöst“.

Sind Lastunterdeckungen im Stromnetz absehbar, wissen die Netzbetreiber also früh genug, wann nicht genug Strom für alle da sein könnte und aktivieren zunächst vorhandene Kraftwerksreserven. Sind diese ausgereizt, kommt es zu sogenannten Lastabwürfen. Dabei wird, um den Verbrauch zu senken, der Stromfluss zu industriellen Großkunden wie Kühlhäusern oder Zementmühlen für bestimmte Zeit gekappt. Diese kontrollierten, regional begrenzten und vertraglich vereinbarten Abschaltungen nennt man im Fachjargon „Brownout“ – im Gegensatz zu einem unkontrollierten Blackout. Brownouts sind das letzte Mittel, um ein überlastetes Netz zu stabilisieren. So weit kam es im Dezember 2022 nicht. Lastabwürfe konnten trotz einer knapp drei Wochen anhaltenden Dunkelflaute vermieden werden. Weiße Weihnachten gab es in den meisten Regionen allerdings auch nicht.