Die Sonne wurde zu großen Teilen verdeckt, Europas Photovoltaikanlagen verloren schlagartig Leistung – und im Stromnetz? Passierte erstaunlich wenig. Die Sonnenfinsternis vom 12. August lieferte damit einen bemerkenswerten Anschauungsunterricht darüber, was ein Stromsystem mit viel Photovoltaik tatsächlich beherrschen muss.

Spektakulär war zunächst der Blick in den Himmel. In Wien begann die partielle Sonnenfinsternis gegen 19:22 Uhr, kurz vor Sonnenuntergang waren rund 89 Prozent der Sonnenscheibe verdeckt, oder präzise formuliert: Die NASA nennt für Wien 85% Bedeckung nach Flächenanteil; andere lokale Quellen nennen rund 87,4% der Sonnenscheibe bzw. 89,4% Verfinsterungsgrad bezogen auf den Durchmesser). Doch genau dieser Zeitpunkt nahm dem Ereignis aus Sicht des Stromsystems viel von seiner Dramatik: Die PV-Erzeugung befand sich zu dieser Tageszeit ohnehin bereits auf dem steilen Weg nach unten.

Und 89 Prozent Sonnenbedeckung bedeuten keineswegs 89 Prozent weniger Solarstrom. Der Wert beschreibt, wie viel der Sonnenscheibe an einem bestimmten Ort verdeckt wird – nicht, wie viel PV-Leistung in einem ganzen Land im selben Moment verloren geht. Entscheidend sind Sonnenstand, Bewölkung, geografische Verteilung der Anlagen und vor allem die Leistung, die zu diesem Zeitpunkt überhaupt noch zur Verfügung steht.

Europaweit hatten die Netzbetreiber dennoch einiges vorbereitet. ENTSO-E-Daten zufolge wurde im Vorfeld mit einem zusätzlichen Rückgang der Solarerzeugung von bis zu 9,7 GW gerechnet. Reserveleistung und Maßnahmen zur Netzregelung standen bereit, die betroffenen Übertragungsnetzbetreiber waren europaweit koordiniert.

Der Unterschied heißt Vorhersehbarkeit

Und genau hier steckt die eigentliche Geschichte. Eine Sonnenfinsternis sieht dramatisch aus, ist für einen Netzbetreiber aber ein ausgesprochen höflicher Störenfried: Sie meldet sich Jahre vorher an.

Beginn, Verlauf und Ende der Abschattung lassen sich praktisch minutengenau berechnen. Erzeugungsprognosen können darauf reagieren, Strommengen entsprechend gehandelt und Regelreserven vorbereitet werden. Genau diese Kombination aus Prognose, Markt und kurzfristig verfügbarer Flexibilität hält Erzeugung und Verbrauch im Gleichgewicht. Bereits bei früheren Finsternissen zeigte sich, dass Prognoseabweichungen über Regelleistung ausgeglichen werden können. Schwieriger sind Wetterphänomene, deren Verlauf eben nicht so präzise bekannt ist.

Deutschland lieferte am an diesem Tag den Praxistest dazu. Die vier Übertragungsnetzbetreiber erklärten, die geringere PV-Einspeisung habe keinen Einfluss auf die Stromversorgung. Auch die auffälligen Preise am Abend erzählten eine andere Geschichte, als man zunächst vermuten könnte: Für die Viertelstunde ab 19:45 Uhr wurden am Großhandelsmarkt mehr als 46 Cent/kWh aufgerufen. Der BDEW sah darin jedoch keinen spezifischen Sonnenfinsternis-Effekt. Solche Spitzen treten derzeit auch an gewöhnlichen Abenden auf, wenn Solarstrom verschwindet, die Nachfrage hoch bleibt und gleichzeitig wenig Windstrom verfügbar ist.

Das bedeutet freilich nicht, dass beliebig viel Photovoltaik automatisch problemlos ins Netz integriert werden kann. Im Gegenteil: Mit wachsendem PV-Anteil wachsen die Anforderungen an Netze, Speicher, flexible Verbraucher und Erzeuger sowie an Prognosen und Regelenergie. ENTSO-E betont gerade deshalb die zunehmende Bedeutung von Speichern, Interkonnektoren, Demand Response und einer koordinierten Systemführung.

Die Lehre aus dem 12. August lautet also nicht: Schwankende Erzeugung spielt keine Rolle. Sondern: Entscheidend ist, wie schnell sie erfolgt, wie gut sie vorhersehbar ist und wie viel Flexibilität das Stromsystem bereithält.

Die eigentliche Überraschung der Sonnenfinsternis war deshalb nicht, dass Millionen PV-Module plötzlich weniger produzierten. Die Überraschung war, wie unspektakulär ein Stromsystem damit umgehen kann, wenn es vorher weiß, was auf es zukommt.