Schwache Stromnetze: Finanzielle Belastung für gebeutelte Unternehmen

Passiert ist das seit den 1970ern nicht mehr, so Ofgem, aber allein in diesem Winter stieg das Risiko von Blackouts so hoch wie seit dem Winter 2007/2008 nicht mehr, warnte der britische Übertragungsnetzbetreiber National Grid im Herbst. Deshalb scheint den Netzbetreibern keine andere Wahl zu bleiben als die Notfallmaßnahme des Triads.

Das hat Folgen für die britische Schwerindustrie. Denn die Triads werden häufiger und bringen die ohnehin gebeutelte Stahlindustrie in noch stärkere Bedrängnis. Schon ohne Triads sind die Stromkosten in den Nachmittag- und frühen Abendstunden für viele Unternehmen oft übermäßig hoch. So mancher Kunde zahle 80 Prozent seiner Stromkosten für den Verbrauch zwischen 16 und 19 Uhr, sagt Utilitywise-Direktor Ferris. Hinzu kommen dann die finanziellen Ausfälle, weil während der Triad-Phasen die Maschinen stoppen und die Produktion steht – oder eben die extremen Mehrkosten, wenn man sich entscheidet, weiterzuarbeiten.

Damit wird jeder Triad, der dem Stromnetz Sicherheit bieten soll, zum finanziellen Risiko für die energie-intensiven Unternehmen. Diesen Winter soll es schätzungsweise an 30 Tagen zum Triad kommen, heißt es.

Keine Besserung in Sicht – im Gegenteil

Die Chance für die Wirtschaft, dass die Triads bald weniger werden könnten, sind gering. Denn eine solide Alternative gibt es bislang nicht. Der Sicherheitspuffer durch die Notfallmaßnahmen zulasten der energie-intensiven Unternehmen ist einfach unverzichtbar.

Diese Unternehmen produzieren ihren Strom selbst

Volkswagen

Volkswagen betreibt inzwischen eigene Kraftwerke unterschiedlicher Art an fast allen Standorten. Im Werk Emden läuft zum Beispiel eine Biomasseanlage. Dabei sind die Anlagen nicht alle umweltfreundlich. Viele werden von Dieselmotoren der Konzerntochter MAN angetrieben. Aber der Wille von Konzernchef Martin Winterkorn zur dezentralen Eigenversorgung mithilfe erneuerbarer Energien ist da. So will VW 600 Millionen Euro bis zum Jahr 2020 für den Ausbau erneuerbarer Energien an den Unternehmensstandorten ausgeben

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Aldi Süd

Stromerzeuger in besonders großem Stil ist der Discountgigant Aldi Süd geworden. Auf rund 300 Dächern seiner Filialen hat der Billigriese aus Mülheim an der Ruhr Solaranlagen schrauben lassen. Hinzu kommen riesige Panelflächen auf den Dächern von 30 Logistikzentren. Damit ist Aldi in der Lage, Strom mit einer Gesamtleistung von über 70 Megawatt zu produzieren, immerhin ein Zehntel eines kleinen Kernkraftwerks. Die prognostizierte Stromproduktion aller Anlagen pro Jahr liegt bei 71 Millionen Kilowattstunden. Das entspricht laut Aldi-Angaben dem Stromverbrauch von rund 24.000 Vier-Personen-Haushalten. Gerechnet auf zwölf Monate werde Aldi Süd fast die Hälfte der produzierten Menge für den Eigenverbrauch nutzen, heißt es aus dem Discount-Imperium

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Metro-Group

Der Düsseldorf Handelskonzern Metro hat Anfang des Sommers 2013 für seine Großverbrauchermärkte am Konzernsitz sowie in Berlin-Marienfelde eigene Blockheizkraftwerke in Betrieb genommen. Künftig können die beiden Standorte sich selbst mit Strom und Wärme aus Erdgas versorgen. Die beiden Kraftwerke wurden in Kooperation mit dem ebenfalls in Düsseldorf beheimateten E.On-Konzern errichtet, der für den Gaseinkauf verantwortlich ist. „Dank der Blockheizkraftwerke können wir die Energieversorgung für die beiden Standorte langfristig sichern und zugleich die Kosten beträchtlich senken“, sagt Olaf Schulze, Geschäftsführer der Metro Properties Energy Management. „Mit einer Eigenproduktion können alle Kosten, die mit dem Netzbezug verbunden sind, wie zum Beispiel EEG-Umlage und Nutzungsentgelte, vermieden werden.“

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Rewe

Der Kölner Lebensmittel-Filialist Rewe schickte vor wenigen Wochen für ihr Logistikzentrum in Eitting bei München ein Biogas-Blockheizkraftwerk an den Start. Die Anlage versorgt den mehr als 60.000 Quadratmeter großen Büro- und Lagerkomplex dezentral und bedarfsgerecht mit umweltfreundlicher Energie. In den Sommermonaten wird mit der Heizenergie Kälte produziert, was die Großkälteanlagen für das Tiefkühl- und Kühllager des Logistikzentrums entlastet. Die rund 4,5 Millionen Kilowattstunden Strom, die pro Jahr produziert werden, werden in das Stromnetz eingespeist.

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Molkerei Gropper

Neben Joghurts, Kaffeespezialitäten und Säften produziert die bayrische Molkerei Gropper seit Beginn des Jahres auch Energie. Die durch das gasbetriebene Blockheizkraftwerk gewonnene Energie kommt dabei in erster Linie der Stromversorgung zugute, die zu 65 Prozent den Eigenbedarf deckt. Auch Gropper erzeugt aus einem Teil der Abwärme Kälte, um damit seine Produkte zu kühlen. Mit dem anderen Teil wird Wasserdampf erzeugt, der der Herstellung von Joghurt, Pudding oder haltbarer Sahne dient. „Die steigenden Kosten der vergangenen Jahre, auch im Energiebereich, haben diesen Schritt für uns notwendig und auch sinnvoll gemacht“, sagt Gropper-Inhaber Heinrich Gropper. Er geht davon aus, dass er sein Blockheizkraftwerk bald ausbauen wird, um den Energiebedarf langfristig nur noch aus Eigenproduktion zu decken.

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Stute

Als Vorreiter der Eigenversorgung in der Lebensmittelindustrie gilt der Handelsmarkenproduzent Stute in Paderborn, der Säfte und Konfitüre für Handelsunternehmen wie Aldi herstellt. Das Familienunternehmen hat in den vergangenen Jahren fast 15 Millionen Euro investiert: 9,5 Millionen Euro flossen in mehrere Fotovoltaik-Anlagen, die sich am Firmensitz auf Dächern und Freiflächen mittlerweile auf 95.000 Quadratmetern erstrecken. 4,5 Millionen Euro steckte Stute in drei Windräder, die pro Jahr 7,2 Millionen Kilowattstunden liefern. Den Energiemix komplettiert eine Biogasanlage, die mit Abfällen aus der Fruchtverarbeitung arbeitet. Die Investitionen in die Autarkie zeigen Wirkung. Stute liegt bei der Eigenversorgung mit Strom schon bei rund 50-Prozent. Und das zu günstigen Tarifen. Weil keine Abgaben für den selbst produzierten und verbrauchten Strom anfallen, rechnet Stute mit Stromkosten von weniger als fünf Cent pro Kilowattstunde – fast so wenig, als würde sich das Unternehmen jeden Tag preiswert auf dem Spotmarkt an der Leipziger Strombörse bedienen.

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BMW

Vier knapp 180 Meter hohe Windmühlen stehen am Westrand des BMW-Werksgeländes in Leipzig. Im Herbst dieses Jahres startet dort die Serienproduktion des Elektrofahrzeugs BMW i3, im Frühjahr 2014 soll die Sportwagenvariante BMW i8 folgen. Die vier Mühlen schaffen eine Leistung von zehn Megawatt und sollen mehr als 25 Millionen Kilowattstunden pro Jahr liefern, so viel, wie 8000 Haushalte verbrauchen. Weht kein Wind, muss BMW seinen i3 mit ganz ordinärem Strom aus dem öffentlich zugänglichen Netz produzieren. Der Strom der Windräder allerdings ist komplett dem Verbrauch im Werk vorbehalten und geht nicht ins Netz. Realisiert hat das Projekt der Entwickler wpd aus Bremen. Er betreibt den Miniwindpark und verkauft den Strom an BMW.

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Selbst wenn der Sicherheitspuffer effektiv auch sehr gering ist. Der liegt nämlich nach Anwendung der Notfallmaßnahmen gerade einmal bei 5,1 Prozent. Aber das ist eben besser als nichts. Denn das Blackout-Risiko droht noch zu steigen, warnen britische Energieexperten.

Weil aufgrund politischer Entscheidungen in Großbritannien in den nächsten Jahren damit zu rechnen ist, dass mehrere Kohle- und Kernkraftwerke vom Netz gehen, wird es zukünftig im Winter noch stärker an stabilen Stromlieferanten mangeln. Die verbliebenen Kraftwerke können das alleine nicht stemmen – zumindest nicht, wenn die erneuerbaren Energielieferanten in Schottland wegen mangelnden Winds in den kühlen Wintertagen herunterschrauben und gleichzeitig aber mehr Strom nachgefragt wird.

Wo die Energiewende besser funktioniert

Im internationalen Vergleich gibt es kaum ein zweites Land, das sich derart ambitionierte Ziele zur Umstellung seines Energiesystems gesteckt hat wie Deutschland. Daher existiert auch kein Gesamtkonzept, das als Blaupause für die deutsche Energiewende dienen könnte. Dennoch kann Deutschland von anderen Ländern lernen. Eine Studie von McKinsey im Auftrag von Siemens stellt Beispiele aus verschiedenen Ländern vor und zeigt, was davon in welchem Umfang auch in Deutschland erfolgreich umgesetzt werden könnte. Die Fallbeispiele beziehen sich auf die wesentlichen Elemente der deutschen Energiewende entlang der Energiewertschöpfungskette: Stromerzeugung, Verteilung oder Balancierung von Angebot und Nachfrage sowie Steigerung der Energieeffizienz.

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Dänemark, Niederlande, Brasilien - Versteigerung von Windparks

Der Ausbau von Solar und Windkraft wird die Regierung bis 2020 rund 30 Milliarden Euro kosten. Eine Möglichkeit, den Kostenanstieg zu drosseln, wäre eine Anpassung der Förderung, zum Beispiel durch Auktionierung von Windparkprojekten – wie in Brasilien, Dänemark oder den Niederlanden praktiziert. So kann erreicht werden, dass Windparks an windreichen Standorten mit einer geringeren Vergütung auskommen. Würden in Deutschland die infrage kommenden Windparkprojekte in Zukunft versteigert, könnten allein im Jahr 2020 rund 0,7 Milliarden Euro an Förderkosten eingespart werden.

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China – bessere Nutzung von Abwärme

Abwärme lässt sich bei Temperaturen ab circa 300 Grad Celsius zur Stromerzeugung nutzen. In Deutschland gibt es unter anderem in der Zement- und Glasindustrie weitere Potenziale, die andere Länder beziehungsweise Pilotanlagen in Deutschland bereits nutzen: So wurden in China in den  vergangenen zehn Jahren knapp 30 Zementwerke mit entsprechenden Anlagen ausgestattet oder werden aktuell umgerüstet. Durch Nachrüsten der in Deutschland infrage kommenden Werke könnten hier im Jahr 2020 etwa 2 TWh Strom erzeugt und so eine Megatonne CO2 eingespart werden. Die Investitionen würden sich bereits nach rund drei Jahren amortisieren, so die Autoren der Studie.

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Shanghai – bessere Transformatoren

Jetzt wird es technisch, aber im Grunde simpel. Transformatoren sind  für die Stromversorgung unverzichtbar, da elektrische Energie nur mittels Hochspannungsleitungen über weite Entfernungen wirtschaftlich sinnvoll transportiert werden kann; der Betrieb von Elektrogeräten ist aber nur mit Nieder- und Kleinspannung praktikabel und sicher. Transformatoren haben einen magnetischen Kern, meist Eisen, man kann aber auch so genannte amorphe Metalle verwenden. Sie haben bessere magnetische Eigenschaften und senken Übertragungsverluste im Netz.  In Shanghai konnten die Leerlaufverluste der ausgetauschten Transformatoren um 80 % reduziert werden konnten. Allein die Ausstattung der in Deutschland bis 2020 neu zu installierenden Transformatoren mit amorphen Kernen könnte die Übertragungsverluste im Stromnetz im Jahr 2020 um 0,2 TWh reduzieren. Dies entspricht der Stromproduktion von circa 65.000 Aufdach-Solaranlagen. Durch die Einsparungen  würden sich die erforderlichen Investitionen nach circa elf Jahren amortisieren.

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Schweden – mehr Wärmepumpen

Eine Wärmepumpe entzieht zum Beispiel dem Boden oder der Luft unter Aufwendung mechanischer oder elektrischer Energie thermische Energie und stellt diese zur Raumheizung zur Verfügung. Momentan sind in Schweden bei 9,5 Mio. Einwohnern 1 Mio. Wärmepumpen installiert, gegenüber circa  0,5 Mio. Wärmepumpen in Deutschland bei rund 81 Millionen Einwohnern. Der Ausbau zusätzlicher 0,7 Millionen Wärmepumpen in Deutschland bis 2020 würde zu einer Senkung des Primärenergiebedarfs um 18 PJ und zu einer Senkung der CO2-Emissionen um 0,6 Mt für das Jahr 2020 führen.

Foto: "Tourismusverband Westschweden

Bild: Blumenbüro Holland/dpa/gms

USA – Stromnachfrage besser steuern

Die Stromerzeugung aus Wind und Sonne schwankt wetterabhängig sehr stark. Das belastet das Netz. Die Schwankungen lassen sich durch eine flexiblere Stromnachfrage ausgleichen. Im Nordosten der USA hat man dazu einen Markt für temporäre Nachfragereduzierung geschaffen. Zu Spitzenzeiten reduzieren Stromkunden ihren Verbrauch freiwillig und erhalten hierfür eine Vergütung. Bei diesem Fallbeispiel wurde die Spitzenlast in einem Markt, der größer als der deutsche ist, um circa 8 % reduziert. Würde Deutschland in ähnlicher Weise allein seine industrielle Nachfrage flexibilisieren, könnten 2020 etwa 0,5 Milliarden Euro eingespart werden. Das entspricht den jährlichen Betriebskosten von zwei großen Kohlekraftwerken.

Bild: AP

Los Angeles – LED-Straßenbeleuchtung

International hat eine Reihe von Städten den Austausch der klassisch verwendeten Natrium-Hochdrucklampen durch LED s vorangetrieben. In den USA installierte zum Beispiel Los Angeles von 2009 bis 2013 in 146.000 Ampeln und Straßenleuchten mit LED. Mit Investitionen von rund 45 Millionen Euro konnte eine Reduzierung des Stromverbrauchs von rund 60 % erreicht werden.

Bild: Presse

„Das Stromnetz ist in den vergangenen Jahren durch die Einspeisung erneuerbarer Energien noch viel stärker unter Druck geraten“, sagt Ferris. Das Problem sei in erster Linie eine Frage von Investitionen, heißt es bei der Energie-Regulierungsbehörde Ofgem. „Diese sind notwendig, um die Versorgungssicherheit gewährleisten zu können“, so Ofgem-Pressesprecher Chris Lock. „Das dezentralisierte britische Energiesystem braucht mehr Flexibilität in wie und wann Strom produziert und gebraucht wird.“ Ofgem setzt dabei etwa auf Anreize für die Energieversorger. Ihnen soll zukünftig Geld gezahlt werden, damit sie alte Meiler auf Stand-by halten, um im Notfall einspringen zu können. Diese Subventionen unter dem Titel „capacity market“ sollen jedoch erst für den Winter 2018/2019 wirksam werden – dann aber garantieren können, dass die Blackout-Gefahr sinkt.

Stromspeicher für die Zukunft

Britische Energieexperten sind allerdings noch sehr skeptisch. Sie warnen: Eine Lösung, um die Blackout-Gefahr gänzlich zu bannen, bedarf noch mehr Subventionen, insbesondere für neue Kraftwerke – und diese Rechnung werden dann letztlich erneut die Verbraucher mit dem Strom zahlen müssen – Privathaushalte wie Unternehmen.

„In den nächsten Jahren gilt es die Speichermöglichkeiten von Strom weiterzuentwickeln, um Großbritanniens Stromversorgung wirklich sichern zu können“, wirft Energie-Experte Ferris den Blick in die Zukunft.

Daran wird gearbeitet – unter anderem mit dezentralen Großspeicherprojekten. Die sollen unter bestimmten Umständen bereits wettbewerbsfähig, heißt es in einem Bericht der Unternehmensberatung KPMG. Demnach könnte es kleine, dezentrale Installationen mit eigenem Speicher bereits bis 2017 geben.

In dem Bericht, der die derzeitigen Trends dezentraler Energie- und Speichersysteme in Großbritannien und die bestehenden Entwicklungshindernisse beleuchtet, kommen die KPMG-Experten allerdings zu dem Schluss, die größten Hindernisse für einen ernsthaften Ausbau von Großspeicherprojekten liegen nicht in der Technik – sondern in den Regulationen Großbritanniens. Auch das liegt also in den Händen der britischen Politik.