Deep Dive ins Thema BLACKOUT mit Prof. Hans Auer - Teil I

Das Interview - Teil I

Dachgold:  Anfangen möchten wir mit einer Begriffsdefinition. Was ist ein Blackout?

Professor Auer: Wichtig ist, dass eine normale Stromversorgungsunterbrechung kein Blackout ist. Also, wenn beispielsweise eine Lawine abgeht oder ein Bagger eine Leitung zerstört, löst das noch keinen Blackout aus. Auch wenn im Sommer tagelang Temperaturen über 30 Grad herrschen und eine Isolierung eines Trafos in einem Teilbezirk in Wien durchbrennt, ist das kein Blackout. Das führt dann zu einer Stromversorgungsunterbrechung. Dabei sind dann X Kunden einige Stunden ohne Strom. So etwas hat nichts mit einem Blackout zu tun. Das ist auch der Punkt, an dem in der öffentlichen Diskussion rund um Blackouts bereits die ersten Fehlschlüsse gezogen werden. Vom Blackout spricht man dann, wenn das Übertragungsnetz eine Unterbrechung aufweist. All das, was im Mittel- und Niederspannungsnetz stattfindet, sind Stromversorgungsunterbrechungen, beispielsweise auf Grund von Alterungserscheinungen oder mechanischen Eingriffen (zum Beispiel ein Bagger, der eine Leitung durchreißt oder eine Überschwemmung, die einen Kurzschluss auslöst). Und das auch nur, wenn man das Wort Blackout überhaupt in den Mund nehmen möchte. In Fachkreisen ist man generell sehr vorsichtig mit der Verwendung dieses Begriffs.

Dachgold: Verstehe. Angenommen wir sind jetzt mit einem Schaden in einem Verbundnetz konfrontiert und es gibt einen großflächigen Stromausfall. Wie lange müsste dieser andauern, um als Blackout betitelt werden zu können?

Professor Auer: Einerseits muss es für einen Blackout eine Unterbrechung auf Übertragungsnetzebene geben. (Im Stromnetz unterscheidet man die zwei Ebenen Versorgungsnetzebene und Übertragungsnetzebene. Mehr dazu in unserem Artikel zum Thema Blackout.) In zweiter Instanz geht es dann nicht um die Dauer! Es geht lediglich darum, ob die Frequenz tatsächlich davonläuft. Also sich außerhalb eines Bandes befindet, eines Toleranzbandes, wo der Übertragungsnetzbetreiber dann entscheidet, dass ein bestimmtes Gebiet vom restlichen Übertragungsnetz getrennt werden muss, weil eine Leistungsreduktion notwendig ist. Das Gebiet rund um den Schaden wird also nicht mehr mit Last versorgt, was in Fachkreisen als „Lastabwurf" bezeichnet wird. Das wird gemacht, um zu garantieren, dass das restliche System rundherum weiterhin funktionieren kann, die Frequenz sich dort also noch in dem Toleranzbereich aufhält.

(Die Verbund-Netzfrequenz liegt in Europa bei 50 Hertz. Diese Netzfrequenz fluktuiert im Rahmen von 200 Millihertz. Das Toleranzband liegt also zwischen 49,8 und 50,2 Hertz.)

Dachgold: Mit Hilfe dieser Definition möchten wir uns die vergangenen großflächigen Stromausfälle in Europa ansehen. 2003 Italien. 2006 Europa. 2015 Türkei. (genauer erklärt werden diese Ereignisse in unserem Artikel zu diesem Thema.)

Professor Auer: Italien 2003 ist ein Beispiel für einen Blackout. Eine Übertragungsleitung zwischen der Schweiz und Italien wurde defekt, was zur Folge hatte, dass die restlichen Nachbarleitungen eine Überlastung zu tragen hatten, weil sich der Stromfluss auf diese aufteilen musste. Die technischen Grenzen wurden überschritten und die gesamte Leistungselektronik hat reagiert. Andere Teile des Stromnetzes mussten dann vor Überlastung geschützt werden. Schutzmechanismen führten schließlich zu einer kaskadierenden Abschaltung von Teilen des Stromsystems. Die Übertragungsnetzbetreiber von Frankreich, Schweiz, Österreich und Slowenien haben dann manuell beschlossen: Wir machen einen Lastabwurf, damit nicht noch mehr abschaltet. Wir geben also Italien auf. Wir werfen Italien vom Verbundnetz ab, damit sich alles wieder normalisieren kann. Das war dann ein Blackout. Also ein Lastabwurf des gesamten italienischen Staatsgebietes.

2006 hingegen, wo ein Passieren eines Schiffes an der Ems zu einem Abschalten der Leitung und demnach zu einem Frequenzeinbruch führte, war kein Blackout. Das war eine gewissermaßen normale Situation, wo - übrigens ähnlich wie im Jänner 2021 in Ernestinovo, Kroatien - eine Aufspaltung des Verbundnetzes von Nöten war. Ein Lastabwurf musste - gleich wie im Jänner 2021 - dabei aber nicht geschehen.

Einfach gesagt: Stellt man sich die Erde in der Nacht vor, sprechen wir dann von einem Blackout, wenn ein großes Gebiet vom Verbundnetz abgeworfen werden muss, auf den Satellitenaufnahmen aus dem All also plötzlich großräumig Dunkelheit hereinbricht. Ein Beispiel für einen weiteren Blackout ist auch das Ereignis im Nordosten der USA im Jahre 2003, wo einige Bundesstaaten plötzlich im Dunkeln versunken sind.

Das Ereignis in Deutschland 2003 und in Ernestinovo dieses Jahres sind also normale Betriebssituationen. Die Elektrotechnikingenieure der Übertragungsnetzbetreiber sind darauf vorbereitet. In Österreich ist es beispielsweise die APG (Die Austrian Power Grid AG (APG), der Betreiber der österreichischen Übertragungsnetzes), wo unter anderem Absolventen unserer Uni, der TU Wien, arbeiten. Diese sind auf solche Fälle bestmöglich vorbereitet und können auch demensprechend rasch reagieren.

Dachgold: Wenn sie eine solche Kategorisierung vornehmen, möchten wir natürlich auch gleich wissen: Wie sieht es mit dem Ereignis vom 24. Juli dieses Jahres aus? Dort wurde die iberische Halbinsel vom Verbundnetz getrennt.

Professor Auer: Bei diesem Ereignis kam die Schwachstelle im Verbundnetz zwischen Frankreich und Spanien zum Vorschein. Das liegt unter anderem an der Energie- bzw. Industriepolitik Frankreichs. Die Industriepolitik in Frankreich ist stark staatlich geregelt und dementsprechend marktorientiert. In Frankreich gibts es – auch durch den Einsatz von Kernkraft - ein geringes Strompreisniveau. Die umliegenden Länder (Spanien und Deutschland) haben aber hingegen ein höheres. Eine starke Verbindung zu diesen Ländern würde also das Großhandelspreisniveau in Frankreich auch nach oben drücken. Der Ausbau in diese Länder wird also seitens der EDF (Électricité de France SA (EDF), die französische Elektrizitätsgesellschaft) nicht forciert. Andererseits wird enger Kontakt mittels Firmenbeteiligungen bzw. sogar Mehrheitsbeteiligungen in den Norden (nach England) gehalten. Dort findet sich nämlich ein höheres Strompreisniveau, wo auch Gewinne eingefahren werden können.

Dachgold: Sind diese Schwächen im europäischen Verbundnetz auch konkret gefährlich für den Rest Europas — bzw. Österreich und die Stabilität der Stromversorgung hier?

Professor Auer: Nein. Die Leitung zwischen Frankreich und der iberischen Halbinsel ist ein Teil bzw. ein Ausläufer unseres Verbundnetzes, ja. Ist diese Leitung da, fließt Strom. Gibt es technische Probleme, wird diese Leitung abgeschaltet. Ob diese Leitungskapazität nun mitbedacht wird oder nicht macht keinen großen Unterschied. Das gesamte UCTE Netz (das europäisches Verbundsystem) hat um die 600 Gigawatt installierte Leistung. Die Verbindung zur iberischen Halbinsel fassen unter sechs Gigawatt dieser Leistung, also unter einem Prozent der dort installierten Leistung. Ob diese Kapazität nun dabei ist oder nicht, tangiert das restliche Verbundnetzsystem relativ wenig. Man stelle sich das Verbundsystem als eine Person vor. Fällt diese Leitung also aus, ist es in etwa so, wie ein Zwicken in den Oberschenkel: Nur halb so schlimm! (wir lachen)

Natürlich wäre aber eine redundantere Verbindung zwischen den zwei Ländern Frankreich und Spanien sinnvoller. Damit könnte man eben in beide Richtungen profitieren. Auch beispielsweise, wenn in Frankreich im Winter die Stromdirektheizungen angehen. Das bleibt aber am Ende die Entscheidung der französischen Industrie.

Dachgold: In den oben angeführten Beispielereignissen gab es jeweils unterschiedliche Gründe für die Netzausfälle. So war es in Ernestinovo zum Beispiel das veraltete Systemequipment, während der Vorfall im Juli 2021 indirekt durch einen Brand in Frankreich ausgelöst wurde. Die E-Control (Regulierungsbehörde der Elektrizitätswirtschaft in Österreich) führt fünf Stromunterbrechungsursachen an, die eine Kategorisierung der Vorfälle nach Ursachen möglich machen. Dazu zählen atmosphärische Einwirkungen, Fremdeinwirkungen, netzbetreiberinterne Gründe, Rückwirkungsstörung (RWS) oder regional außergewöhnliche Ereignisse (RAE). (Näher erklärt in unserem Artikel zum Thema Blackout.) Können wir diese angeführten Gründe als Kategorisierungssystem nutzen?

Professor Auer: Hier sei nochmal auf den Unterschied zwischen Stromversorgungsunterbrechungen und einem Blackout hinzuweisen. Dass diese Gründe Stromversorgungsunterbrechungen auslösen, sei nicht in Frage gestellt. Diese Gründe führen aber auf Nieder- und Mittelspannungsebene noch keinesfalls zu einem Blackout. Hier muss ganz präzise unterschieden werden! (Herr Prof. Auer spricht sehr eindringlich. Er möchte immer wieder klarstellen, dass hier stark zu unterscheiden ist.) Geschehen diese Unterbrechungsursachen jedoch auf Übertragungsnetzebene, können diese Gründe wieder zu einer Blackoutdiskussion führen.

Dachgold: Zwei speziellere Gründe, die im Zusammenhang mit Blackouts gerne genannt werden, sind:

1. Das Ansteigen der erneuerbaren Energieanteile in unserem Strommix und
2. die Folgen der Liberalisierung der Strommärkte um die Jahrtausendwende.

Lassen Sie uns mit dem ersten Punkt beginnen: Sie waren Mitautor der Studie „Die Stromzukunft Österreich 2030 – Analyse der Erfordernisse und Konsequenzen eines ambitionierten Ausbaus erneuerbarer Energien". Erfüllen wir bisher alle Erfordernisse? Bzw. besteht die Gefahr, dass wir einen wichtigen Aspekt dieser Erfordernisse außer Acht lassen?

Professor Auer: Diese Argumentationskette, dass die erneuerbaren Energien unser Netz auf einen Blackout hin belasten, ist absoluter Blödsinn. Das ist sachlich und fachlich schlichtweg nicht haltbar. Der entscheidende Punkt: Es geht um Angebot und Nachfrage. Die Nachfrage wird immer als statisch angenommen. "Demand is a constraint" würde man im Rahmen eines Optimierungsmodells sagen. Diese Nachfrage ist mittels Angebots zu decken. Man müsste aber auch über die Flexibilität der Nachfrage sprechen. Das heißt nicht, dass wir bessere Modelle von der Nachfrage bräuchten. Heute gehen wir aber immer davon aus, dass jede/jeder die Kilowattstunde immer brauchen will. Es gibt keine Möglichkeit einen Lastabwurf zu beantragen. Das System muss atmen können und das geht nur mit einem Preissignal. Wir dürften also keine statischen Strompreise haben, sondern eher einen time-of-use (TOU) oder real-time Preis anschlagen. Man müsste also Produkte für Kunden entwickeln, damit Sie in diesem System partizipieren können. Die Möglichkeit für die konservative Variante ("Ich möchte einen fixen Strompreis übers Jahr") bleibt dabei bestehen. Fairerweise sollte es aber auch die Möglichkeit geben, als Endkunde den Spotmarktpreis zu beziehen, wie es heute schon in Norwegen beispielsweise möglich ist. Angebotsseitig müsste der stündliche Strompreis dann den Endkunden weitergegeben werden. Wir werden heute also gezwungen, risikoavers zu sein. In Bezug auf die Erneuerbaren bedeutet das also, dass der Strom im Sommer bei viel Solarproduktion dann billiger wäre, als er es in dunklen, windlosen Zeiten ist.

Dachgold: Sie sind also für "Smart Charging"?

Professor Auer: Ja, natürlich. Das muss aber mit Hilfe einer Produkt- bzw. Kundendifferenzierung geschehen. Diese Art Strom zu beziehen wird also den Leuten nicht aufgezwungen, sondern lediglich als Option bereitgestellt. Als Student beispielsweise gab es in London für mich schon einen time-of-use Tarif. Zwischen 16 und 19 Uhr gab es also die Tagespreisspitze, in welcher Zeit ich natürlich regelmäßig unterwegs mit Freunden war.

Dachgold: Jetzt nochmal zu der Studie "Die Stromzukunft Österreichs 2030“ …  

Professor Auer: Ja. Diese Studie in Österreich haben wir 2016 mit einem Netzmodell im Auftrag der IG Windkraft, Kompost & Biogas Verband Österreich und IG-Holzkraft gemacht. Dabei haben wir uns einen Weg hin zu 100% erneuerbarem Strom 2030 bilanziell (!) genauer angesehen. Wir nahmen an, dass das Übertragungsnetz der APG so ausgebaut ist, wie es im Masterplan 2030 verschriftlicht wurde. Mit diesen Annahmen konnten wir errechnen, dass wir die Energiewendeherausforderung stemmen können. In Österreich schaffen wir das sowieso locker, weil wir 25 Gigawatt installierte Kraftwerksleitungskapazität haben. Das hat unsere Großelterngeneration erbaut. Das bedeutet, dass wir doppelt so viel grundsätzlich zur Verfügung stehende Kraftwerkkapazität besitzen, als wir Maximallast in Österreich haben. Österreich hat im Winter 11 Gigawatt maximale Nachfrage bzw. Leistung. Wenn es also nur um Österreich oder Österreich & Deutschland ginge, dann schaffen wir das allein mit unseren Kapazitäten, was der Verdienst und das historische Erbe unserer Großelterngeneration ist.

(Eine Kurzfassung der Studie „Die Stromzukunft Österreichs 2030“ findet sich hier.)

Dachgold: Das bedeutet also, wir sind auf die Gefahr der Erneuerbaren gut vorbereitet?

Professor Auer: Es gibt keine "Erneuerbaren-Gefahr". Diese Argumentation, dass die Erneuerbaren zu einem möglichen Blackout führen könnten, ist nicht haltbar. Wir haben das UCTE-Netz von ENTOS-E (das mitteleuropäische Stromnetz) und dieses Übertragungsnetz ist systemanalytisch ein Speicher. Ein weitläufiges Energienetz ist der beste Speicher, den es überhaupt gibt. Ein einzelner Pump- oder Batteriespeicher kann dabei nicht mithalten. Wird also Strom produziert, kann dieser im Übertragungsnetz beliebig fließen. Wenn beispielsweise in Norddeutschland kein Wind geht, geht er vielleicht in Frankreich irgendwo. Natürlich muss dabei auf Überlastungen der Leitungen geachtet werden. Aber der Gedanke, dass in gesamt Europe eine kalte Dunkelflaute zu einem Blackout führen würde, ist schlichtweg kurzgedacht. Sollte es tatsächlich in weiten Teilen Europas eine Knappheit der Erneuerbaren geben, wird es die bestehenden Gaskraftwerke geben, die die restlichen Kapazitäten stemmen. Die zentrale Aussage unserer Studie zur "Stromzukunft Österreich 2030" war auch, dass diese Gaskraftwerk, die wir in Österreich mit circa fünf Gigawatt Kapazität im Moment betreiben, in solch seltenen Fällen der Knappheit einspringen. 100% Ökostrom mit 2030 (als Ziel am Weg zur österreichischen Klimaneutralität 2040) wird also nicht bedeuten, dass wir diese Gaskraftwerke dem Erdboden gleich machen. Wir lassen diese zwar stehen, sie werden aber Jahr für Jahr mit weniger Volllaststunden betrieben. Dadurch werden auch die Emissionen dieser Kraftwerke auf einen Bruchteil der Emissionen von heute begrenzt, was uns das Erreichen der CO2-Ziele ermöglicht. Diese Kraftwerke sind also Abgeschriebene, die wir punktuell einsetzen. Wir bräuchten sie, rein für Österreich, wegen der großen Pumpspeicherkapazität gar nicht. Historisch (vorwiegend nach dem zweiten Weltkrieg) wurden so viele Pumpspeicher gebaut, weil Österreich mit Deutschland Abtauschverträge vereinbart hatte, die eine garantierte Spitzenlastlieferung von Österreich aus vorsehen. Im Gegenzug dazu haben wir die dreifache Bandlieferung (baseload) zurückbekommen. Das war damals überwiegend Braun- und Steinkohle bzw. Kernkraft.

Natürlich kann man nicht immer alles beliebig flexibel betreiben. Es gibt aber immer gewisse Flexibilitätsoptionen. Dazu gehört beispielsweise die flexible Nachfrage. Kühl- und Heizprozesse in der Industrie können also auf die genaue Prognose der Verfügbarkeit von erneuerbaren Energien angepasst zugeschaltet werden. Das passiert im Sinne von "Power-to-X", also zu "gas", "heat", etc.

Zum Teil II des Interview

Hier geht es zum Teil II des Interview, in dem wir die Liberalisierung der Strommärkte als Grund für die erhöhte Wahrscheinlichkeit eines Blackouts besprechen. Zudem widmen wir uns der Frage der Verantwortlichkeit und dem volkswirtschaftlichen Schaden eines tatsächlichen Blackouts.