Die Nachfrage nach Strom wird deutlich steigen

Dieses Leistungspotenzial trifft in Zukunft auf eine wachsende Stromnachfrage. Eine zunehmende Elektrifizierung spielt für die angestrebte Dekarbonisierung der Energieversorgung eine Schlüsselrolle. In einer Vielzahl von Anwendungen kann die Verbrennung fossiler Energien durch den Einsatz von Strom ersetzt werden. Dies gilt für die Industrie, für den Gebäudesektor und den Verkehr. In der Industrie kann die Bereitstellung von Prozesswärme in praktisch allen Temperaturbereichen bis etwa 1.800 Grad Celsius auch elektrisch erfolgen. Ein Beispiel stellt die Papierindustrie dar, die Temperaturen bis zirka 150 Grad Celsius benötigt. Im Temperatursegment 150 bis 800 Grad Celsius können insbesondere elektrische Dampferzeuger und Steamcracker wesentliche Teile des Bedarfs in der Chemischen Industrie decken. Mehr als die Hälfte des industriellen Wärmebedarfs entfällt auf Temperaturen über 800 Grad Celsius. Sektoren, in denen Prozesse mit sehr hohen Temperaturen eine wichtige Rolle spielen, sind beispielsweise die Stahlproduktion sowie die Glas- und Keramikindustrie. Batterieelektrische Antriebe können insbesondere bei PkwVerbrennungsmotoren ersetzen. Bei der Wärmeversorgung von Gebäuden kann die Nutzung von elektrischen Wärmepumpen eine verstärkte Rolle spielen [9]. Der Wärmebedarf ist zudem durch eine hohe Inelastizität gekennzeichnet: Kälteeinbrüche geschehen üblicherweise auf einem größeren Gebiet, womit alle Heizungen in diesem Gebiet nahezu gleichzeitig eingeschaltet werden. Lastfolge ist somit nur sehr eingeschränkt möglich. Es sind zwar signifikante aber allenfalls zeitlich begrenzte Lastverschiebungen möglich – falls Wärmespeicher vorhanden sind.

Kapazitätsmechanismen: Wird gesicherte Leistung ausreichend finanziert?

Mit dem starken Zubau der fluktuierenden erneuerbaren Energien zur Stromerzeugung ist verbunden, dass den steuerbaren Kraftwerken – anders als in der Vergangenheit – nur noch die Funktion zukommt, die Residuallast zu decken. Dies wirkt sich negativ auf die Auslastung dieser Anlagen aus. In einer Reihe europäischer Staaten wurde als Reaktion darauf ein verändertes Marktdesign konzipiert bzw. ist in Planung. Danach erfolgen Zahlungen für das Vorhalten von gesicherter Leistung – in Ergänzung zu den am Strommarkt und am Regelenergiemarkt erzielten Erlösen. Zu den gewählten Mechanismen zählen Kapazitätsmärkte bzw. strategische Reserven (Abb. 7).
Die Kapazitätsmärkte können zentral oder alternativ dezentral ausgestaltet sein. Zentrale Kapazitätsmärkte existieren in Großbritannien und Polen. Das Funktionsprinzip besteht darin, dass eine staatliche Stelle eine für notwendig gehaltene gesicherte Leistung festlegt und in Auktionen die Vergütung am Markt ermittelt. Bei dezentralen Kapazitätsmärkten werden die Stromanbieter durch regulatorische Vorgaben verpflichtet, eine jeweils der Höhe nach festgelegte gesicherte Leistung zu beschaffen. Dies ist in Frankreich der Fall.

In Belgien, Schweden und Finnland wird das Instrument der strategischen Reserven genutzt. Dabei wird eine ex ante festgelegte Leistung über Ausschreibungen vom ÜNB beschafft, wobei die bezuschlagten Kapazitäten – dies können auch flexible Verbrauchslasten sein – für einen definierten Zeitraum Zahlungen für das Vorhalten von Kapazität außerhalb des Strommarktes erhalten.

In Deutschland wurden bisher keine Kapazitätsmechanismen eingeführt. Vielmehr beruht das Konzept der Bundesregierung, eine mögliche Knappheit an elektrischer Energie und gesicherten Leistung zu verhindern, auf zwei Säulen (EOM [10] 2.0):

• Säule 1: Starker Ausbau der erneuerbaren Energien, der die höhere Nachfrage nach Elektrizität decken und die rückläufige Produktion aus Kohle und Kernenergie möglichst zu 100 % ersetzen soll. Gemäß dem Koalitionsvertrag von SPD, Bündnis 90/DIE GRÜNEN und FDP vom November 2021 wird das verschärfte Erneuerbare-Energien-Ziel von 80 % des Brutto-Stromverbrauchs im Jahr 2030 auf einen höheren Brutto-Stromverbrauch von 680 bis 750 TWh im Jahr 2030 ausgerichtet. Zum Vergleich: Im Jahr 2021 belief sich der Brutto-Stromverbrauch in Deutschland auf rund 570 TWh. Das Energiewirtschaftliche Institut an der Universität zu Köln (EWI) beziffert die Brutto-Stromnachfrage 2030 unter Berücksichtigung der Ziele des Koalitionsvertrages auf 725 TWh. Dieser Wert liegt somit im oberen Bereich der im Koalitionsvertrag für 2030 ausgewiesenen Bandbreite. Begründet wird dieser Anstieg mit der zu erwartenden erhöhten Stromnachfrage in den Sektoren Verkehr, Gebäude und Industrie sowie zur Erzeugung von Wasserstoff unter Ansatz der gemäß Koalitionsvertrag angestrebten Elektrolyse-Kapazität von 10 GW im Jahr 2030 [11]. Um einen Erneuerbare-Energien-Anteil an der Brutto-Stromnachfrage von 80 % im Jahr 2030 zu erreichen, sind nach Berechnungen des EWI – neben dem gemäß Koalitionsvertrag angestrebten Ausbau der PV-Kapazität auf 200 GW und der Offshore-Wind-Leistung auf 30 GW – Wind-Onshore-Anlagen mit einer Leistung von 94 GW erforderlich.
• Säule 2: Stärkung und Ausbau von thermischen Kraftwerksreserven außerhalb des Strommarktes. Um Versorgungssicherheit auch in Zeiten einer längeren Dunkelflaute sicherstellen zu können, hält Deutschland wie erwähnt signifikante Kraftwerkskapazitäten als Reserven vor. Die Bundesnetzagentur ist in Deutschland für die Versorgungssicherheit verantwortlich und könnte diese Reserven weiter erhöhen, wenn sie dies für nötig erachtet. Dazu wurden Braunkohlenblöcke in eine zeitlich befristete Sicherheitsbereitschaft überführt. Außerdem wurde eine Netzreserve aus Kraftwerken außerhalb des Strommarktes gebildet, die nur auf Anforderung der ÜNB zu Zwecken der Wahrung der Versorgungssicherheit betrieben werden.

Brauchen wir eine Änderung des Marktdesigns und einen Neubau thermischer (Gas-) Kraftwerke in den nächsten Jahren?

Aus physikalischer Sicht spricht zunächst nichts gegen eine Erhöhung der Reservekapazitäten. Im Extremfall wäre es vorstellbar, dass der überwiegende Teil der jetzt noch am Markt aktiven Kohlekraftwerke dauerhaft als Reserve vorgehalten wird. Die verfügbare gesicherte Leistung würde sich kaum verändern und das System könnte vermutlich in jeder Situation physikalisch stabil gehalten werden. Durch das Vermarktungsverbot dieser Anlagen am Strommarkt würden Emissionen des Stromsektors unabhängig von CO₂ und Brennstoffpreisen reduziert werden. Die Verknappung am Strommarkt würde den dann noch verbleibenden Gaskraftwerken (endlich) helfen, ihre Fixkosten zurück zu verdienen und dauerhaft am Markt zu überleben. Aufgrund dieser Argumente wurde dieses Konzept in der Vergangenheit häufig als kosteneffizienteste Lösung angesehen.  

Durch die nun angepassten Annahmen in Bezug auf Stromnachfrage (deutliche Erhöhung) und verfügbare gesicherte Leistung am Strommarkt (deutliche Reduzierung, da Kohleausstieg bis 2030 angestrebt), beinhaltet dieses Konzept nun aber große ökonomische Risiken. Denn das dauerhafte Vorhalten und häufige Aktivieren von Reserven, bestehend aus relativ alten Kohlekraftwerken, ist letztlich eine sehr teure Lösung, um Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Insbesondere je mehr sich der angestrebte Ausbau der Erneuerbaren verzögert, desto höher ist die Gefahr einer wetterabhängigen ;‚Energielücke“, welche dann zu häufigen und längeren Aktivierungsphasen der Kraftwerksreserven und sehr hohen Strompreisen führen würde. Letztlich könnte es sogar so sein, dass genauso viel Kohlestrom produziert wird wie in einem Szenario ohne Vermarktungsverbot der Kohlekraftwerke am Strommarkt und/oder entsprechende Emissionen einfach ins benachbarte Ausland verlagert werden.

Somit ist absehbar, dass ein Neubau von effizienten Gaskraftwerken (und Sicherung der Brennstoffversorgung) in den nächsten Jahren aus physikalisch technischer Perspektive zwar nicht unbedingt erforderlich, ökonomisch aber dringend geboten ist. Denn nur durch den Bau solcher Gaskraftwerke lässt sich gleichzeitig sicherstellen, dass

• Emissionsziele aller Sektoren erreicht werden,
• Strompreise und Kosten für Verbraucher nicht explodieren und
• Versorgungssicherheit jederzeit gegeben ist.

Lösungen und Szenarien, welche ohne Gaskraftwerksneubau in den nächsten 5-10 Jahren auskommen, sind für Deutschland zwar technisch denkbar und möglich, stehen aber im Widerspruch zu mindestens einer anderen Dimension des energiewirtschaftlichen Zieldreiecks (Versorgungssicherheit, Wirtschaftlichkeit, Umwelt- bzw. Klimaschutz). Diese Widersprüche werden umso größer, je mehr sich der Erneuerbare-Energien-Ausbau verzögert und die Stromnachfrage steigt.  

Die im Jahr 2030 notwendige steuerbare Leistung beläuft sich nach den Analysen des EWI auf 71 GW. Im Falle eines Ausstiegs aus der Kohleverstromung bis 2030 müsste bis 2030 ein Nettozubau von 23 GW wasserstofffähiger Gaskraftwerke erfolgen. Neben der gegenwärtig installierten Gas-Leistung von 31,7 GW werden vom EWI 8 GW Leistung auf Basis Biomasse, 5 GW auf Basis Wasserkraft und 3 GW auf Basis sonstiger konventioneller Energien ausgewiesen. Der mit einem Zubau von 23 GW wasserstofffähiger Gaskraftwerkskapazität gewährleisteten steuerbaren Leistung von insgesamt 71 GW stünde eine Nachfragespitze von 95 GW im Jahr 2030 gegenüber [11].

Dies wurde mittlerweile auch von der Politik erkannt. Die Umsetzung eines beschleunigten Kohleausstiegs und die Einhaltung der verschärften Klimaziele erfordert laut Koalitionsvertrag von SPD, Bündnis 90/DIE GRÜNEN und FDP – neben dem massiven Ausbau der erneuerbaren Energien – „die Errichtung moderner Gaskraftwerke, um den im Laufe der nächsten Jahre steigenden Strom- und Energiebedarf zu wettbewerbsfähigen Preisen zu decken.“ Zur Gewährleistung dieses Ausbaus bedarf es ausreichender Investitionsanreize, damit ein marktgetriebener Prozess von Planung, Genehmigung und Bau entsprechender Anlagen in Gang kommt. Es bestehen allerdings Zweifel, dass dies über das gegenwärtig in Deutschland bestehende Marktdesign erreicht werden kann [12].

Angesichts der vergleichsweise geringen zu erwartenden Jahresvolllaststunden ist unter alleiniger Berücksichtigung von Erlösen auf dem Energy-Only-Markt die Wirtschaftlichkeit entsprechender Investitionen voraussichtlich nicht gegeben, selbst wenn Preisspitzen in besonderen Knappheitssituationen auftreten. Hinzu kommt das unsichere regulatorische Umfeld. Aktuell ist nicht klar, ob und unter welchen Bedingungen Investitionen in Gas-Infrastruktur als nachhaltige Investments klassifiziert werden können. Hinzu kommen weitere Unsicherheiten in Bezug auf die zukünftige Verfügbarkeit von grünen Gasen oder Wasserstoff.

Daraus ergibt sich die Notwendigkeit für eine wettbewerblich organisierte Steuerung des Ausbaus gesicherter Leistung auf Basis Gas mittels eines Kapazitätsmarktes. Zur Sicherstellung der Errichtung einer als ausreichend angesehenen Leistung auf Gasbasis bis 2030 sind die Weichen für eine Neugestaltung des Strommarkt-Designs bereits 2022 zu stellen. Planung, Genehmigungsverfahren und Bau von Gaskraftwerken erfordern nämlich einen Zeitrahmen von mindestens sechs Jahren (Abb. 8). Dies gilt im optimalen Fall, der nicht durch Verzögerungen beeinträchtigt ist. Dabei sind Gaskraftwerke auch wesentlich, um die saisonalen Schwankungen bei der Stromnachfrage zwischen Sommer und Winter bzw.  längere, bis zu überjährlichen Schwankungen im Grünstromangebot zu kompensieren.

Target Picture – Versorgungssicherheit in einem dekarbonisierten Stromsystem und Transformation auf eine Wasserstoff-basierte thermische Erzeugung

Deutschland strebt ein klimaneutrales Energiesystem spätestens in 2045 an, das Stromsystem soll Vorreiter sein und bereits vor diesem Zieldatum vollständig dekarbonisiert sein. Ist dieser Zustand erreicht bzw. wenn die für 2045 relevanten Investments getätigt werden, hat der Kapazitäts- und Erzeugungsmix keinen langfristigen Effekt auf Emissionen mehr. Das heißt, die Frage, wie viel gesicherte Leistung aus Gaskraftwerken gebraucht wird, sollte rein kostenminimal beantwortet werden.

Von nicht skalierbaren Technologien wie Wasser oder Biomasse abgesehen, stehen dem deutschen Stromsystem langfristig – Stand heute – die folgenden wettbewerbsfähigen Erzeugungstechnologien zur Verfügung: Erneuerbare Stromerzeugung aus Wind oder Sonneneinstrahlung, kurzfristige Speichertechnologien (insbesondere Mehrstunden-Batterien), CO₂-freie thermische Kraftwerke (grüne Brennstoffe oder CCS-Technologien). Kernenergie scheint zumindest für Deutschland aktuell keine politische Option zu sein und ist außerdem teuer.

Allgemein wird erwartet, dass CO₂-freie Energieträger wie Wasserstoff im Vergleich zu fossilen Energieträgern relativ teuer oder knapp sein werden. Im Falle „echter“ grüner Brennstoffe erklärt sich dies schon dadurch, dass diese üblicherweise mit Hilfe von grünem Strom erst gewonnen werden können. Eine direkte Nutzung des Stroms ohne Umweg über Elektrolyse und anschließende Rückverstromung ist somit generell vorzuziehen. Bei auf fossilen Energieträgern und CCS-basierten Technologien ist dies nicht ganz so eindeutig. Allerdings ist auch hier klar, dass die Anwendung von CCS-Technologien Preise und Kosten im Vergleich zu konventionellen Kraftwerken erhöhen dürfte.

Somit stellt sich für Politik und Investoren gleichermaßen die Frage, ob man auf thermische Kraftwerke in einem zukünftigen Stromsystem nicht komplett verzichten und ausschließlich auf „unkonventionelle“ Ausgleichsmechanismen setzen sollte. Diese sind (Abb. 9):

• Batterien und andere Stromspeicher,
• Nachfrageflexibilisierung,
• Netzausbau und bessere Nutzung der Portfolioeffekte bei der Erneuerbaren-Erzeugung und der Nachfrage.

Die Antwort auf diese Frage ist aus unserer Sicht im Sinne des energiewirtschaftlichen Zieldreiecks ein klares „Nein“. Zwar wird das Stromsystem mit dem erwarteten Hochlauf von Batterien und anderen Stromspeichern in der Lage sein, größere Strommengen zeitlich zu verschieben. Somit lassen sich kritische Situationen auch immer weniger durch einen statischen Vergleich zwischen Peak Load und gesicherter Leistung eingrenzen, sondern es muss vielmehr immer ein längerer chronologischer Zeitraum von Angebot und Nachfrage (z.B. ein Winter oder ein ganzes Jahr) betrachtet werden. Das große Problem der oben genannten, alternativen Ausgleichsmechanismen ist aber, dass sie keinerlei Möglichkeit bieten, dem Stromsystem über eine längere Zeit größere Mengen elektrischer Energie zuzuführen. Anhand dieser Überlegungen wird die unverzichtbare Rolle thermischer, grüner Kraftwerke auch in der sehr langen Frist deutlich: der Ausgleich der saisonalen oder sogar überjährigen Schwankungen der Stromproduktion aus wetterabhängigen erneuerbaren Energien (Abb. 10). Gesicherte Leistung aus thermischen Kraftwerken wird für die Versorgungssicherheit also weiter gebraucht, insbesondere um längere Phasen geringer Erneuerbaren-Produktion und hoher Nachfrage auszugleichen. Dies gilt, obwohl CO₂-arme oder -freie thermische Kraftwerke in der sehr langen Frist im mehrjährigen Durchschnitt nur noch einen sehr kleinen Teil der Stromerzeugung abdecken werden (ca. 10-15 %).

Einen Vorgeschmack auf die zukünftig auszugleichenden elektrischen Energiemengen zeigen Erzeugungsdaten für das erste Quartal 2021. Die produzierte Strommenge aus Wind onshore lag bei 27,3 TWh. Dies war 15,1 TWh weniger als im Vorjahresquartal, bei mehr oder weniger gleicher installierter Leistung von etwa 54,4 GW. Skaliert man diese Schwankung auf die für das Jahr 2030 angestrebte installierte Windleistung von 71 GW, ergibt sich eine Schwankung des Windangebots von 19,7 TWh. Unter der Annahme, dass im Jahr 2050 180 GW Wind in Deutschland installiert sind, ergäben sich 50,0 TWh Differenz.

Diese Überlegungen zeigen, wie wichtig es ist, auch langfristig Möglichkeiten zu besitzen, chemische Energiespeicher und grüne Brennstoffe in elektrische Energie umzuwandeln. Verschiedene Studien und Simulationsrechnungen zeigen, dass sich die nötige Menge an gesicherter thermischer Kraftwerksleistung durch zusätzliche elektrische Energie aus Wind und Sonne in Verbindung mit Kurzfristspeichern nur unterproportional reduzieren lässt. Somit wird auch klar, dass zielgerichtete Investitionen in grüne Gasinfrastruktur kein stranded Investment sind, auch wenn die Auslastung dieser Anlagen, in Abhängigkeit der Verfügbarkeit grüner Brennstoffe im Durchschnitt sehr gering ausfallen dürfte. Ein Teil dieser langfristig nötigen Kraftwerksleistung wird eventuell nur einmal in fünf Jahren abgerufen, ein anderer Teil eventuell nur in Wintermonaten.

Wie oben erwähnt, ist wegen der regulatorischen Unsicherheit und der erwarteten geringen Auslastung nicht damit zu rechnen, dass diese Anlagen ohne politische Unterstützung, z.B. in Form von Kapazitätsprämien, gebaut bzw. betrieben werden können. Die zusätzlichen Kosten für diesen signifikanten Beitrag zur Versorgungssicherheit sind relativ klein (10 GW neue Gaspeaker sind aktuell für ca. 500 Mio. € p.a. zu finanzieren (ca. 6 € pro Kopf/Jahr) [13].

Trotz allem sollte der Beitrag innovativer Ausgleichssysteme wie eine Flexibilisierung der Nachfrage nicht unterschätzt werden. Um zu effizienten Lösungen zu kommen, ist aus unserer Sicht der ordnungspolitische Rahmen wichtig: Präferenzen der Verbraucher und (Opportunitäts-) Kosten alternativer Ausgleichsmechanismen müssen hierfür den Kosten für den Betrieb grüner Kraftwerke gegenübergestellt werden. Dies geht am besten auf diskriminierungsfreien Energie- und Kapazitätsmärkten, setzt aber auch voraus, dass möglichst alle Verbraucher die technischen Möglichkeiten und ökonomischen Anreize haben, auf stündliche Schwankungen der Strompreise zu reagieren. Verbraucher und Stromkunden sollten die Möglichkeit haben, durch Offenbarung ihrer Zahlungsbereitschaft an Märkten selbst zu entscheiden, inwieweit sie ihren Stromverbrauch dem Wetter anpassen wollen. Trotzdem wird der Staat durch bestimmte regulatorische Vorgaben (z.B. Ausschreiben eines Kapazitätsziels) ein gewisses Versorgungssicherheitsniveau staatlich vorgeben und sicherstellen müssen.