Welche weiteren Herausforderungen gibt es?
Abb. 11 Systemdienstleistungen
Neben den oben skizzierten Problemen und Lösungen lassen sich drei weitere Herausforderungen definieren. Erstens entsteht der einzigartige Beitrag konventioneller Kraftwerke zur Versorgungssicherheit in der Verfügbarkeit des verwendeten Brennstoffs. Dies bedeutet, dass der Regulator zukünftig darauf achten muss, dass die Brennstoffversorgung auch in Knappheitssituationen uneingeschränkt gewährleistet ist. Konkret heißt dies beispielsweise, dass alle Gaskraftwerke mit unterbrechungsfreien Versorgungsverträgen ausgestattet werden müssen. Mit dem Gesetz zur Änderung des Energiewirtschaftsgesetzes zur Einführung von Füllstandsvorgaben für Gasspeicheranlagen, dessen Inkrafttreten zum 01.05.2022 vorgesehen ist, werden in einem mehrstufigen Verfahren die Speicherfüllstände zu im Einzelnen im Jahresverlauf festgelegten Stichtagen vorgeschrieben. Damit soll unter Beachtung der aktuellen Lieferstrukturen eine Unterversorgung mit Erdgas vermieden werden.
Vorliegenden Schätzungen zufolge wird 2050 weniger als ein Drittel der im Inland für alle Einsatzzwecke benötigten Mengen an Wasserstoff aus inländischen Elektrolyse-Anlagen kommen können [14]. Gemäß Koalitionsvertrag von SPD, Bündnis 90/DIE GRÜNEN und FDP aus November 2021 soll in Deutschland bis 2030 eine Elektrolyse-Kapazität von 10 GW errichtet werden. Damit könnten ca. 0.8 Mio. t Wasserstoff auf Basis von erneuerbar erzeugtem Strom produziert werden. Bei knapp drei Viertel wird Deutschland auf Importe angewiesen sein. Die Nationale Wasserstoff-Strategie trägt dieser Tatsache Rechnung [15]. Internationale Partnerschaften zur Realisierung entsprechender Vorhaben können dazu einen wesentlichen Beitrag leisten [16].
Neben der Sicherstellung der Readiness neu zu errichtender Gaskraftwerke für den Einsatz von Wasserstoff sind die Vorbereitung des Infrastruktur-Aufbaus für sowie die Gewährleistung einer ausreichenden Verfügbarkeit von Wasserstoff aus inländischer Produktion und Importen unverzichtbare Bausteine für die klimapolitisch gebotene Transformation. Hierzu muss zukünftig die Planung des Stromnetzes eng mit der Planung des Gas- bzw. eines Wasserstoffnetzes verzahnt werden.
In Deutschland existiert ein Gasrohrnetz von 437.800 km (ohne Hausanschlussleitungen gerechnet) [17]. Dieses breit gefächerte Netz, an das Kraftwerke, Industriestandorte und Haushalte angeschlossen sind, besteht aus einem Material, das die Umrüstung auf den Transport reinen Wasserstoffs erlaubt. Dieses Netz lässt sich zum ganz überwiegenden Teil ohne größere Eingriffe zu einer Versorgungsinfrastruktur für klimaneutralen Wasserstoff transformieren. Schwerwiegender als die technologischen Herausforderungen, die nach Aussage der Branche kurzfristig lösbar sind, erscheinen eine Reihe marktlicher und regulatorischer Hindernisse. Dazu werden Unsicherheiten in Bezug auf Preis und verfügbare Mengen sowie ein noch fehlendes Regelwerk auf EU-Ebene gesehen. Es sollte deshalb die Möglichkeit geschaffen werden, dass Verteilnetzbetreiber – neben der Beimischung von Wasserstoff in Erdgasnetze – auch reine Wasserstoffnetze betreiben dürfen [18].
Mittels Ausbau der Infrastruktur von Energietransporten – sowohl Stromnetze als auch für klimaneutrale Gase – kann auf Flexibilität in benachbarten Regionen zurückgegriffen und so eine sichere Versorgung erreicht werden. Gerade bei leitungsgebundenen Energieträgern wie Strom und Gas ist eine bestimme Transportinfrastruktur auch Voraussetzung dafür, dass Märkte entstehen können und effiziente Preisanreize liefern.
Zweitens führt die Energiewende dazu, dass ein sehr großer Teil des Strom- und ggfls. auch des Gassystems neu gebaut oder zumindest erneuert oder umgerüstet werden muss. Ähnliche Veränderungen werden auf der Nachfrageseite passieren. Vor diesem Hintergrund werden unzählige Möglichkeiten diskutiert, ob und inwieweit regionale oder sogar lokale Anreize dafür sorgen sollen, dass neue Stromerzeugungskapazitäten oder neue Nachfrage an die passenden Stellen gebaut werden bzw. dorthin wandern. Ohne hier weiter ins Detail gehen zu können, lässt sich festhalten, dass es in Deutschland aktuell nur eine recht geringe Bereitschaft gibt, elektrische Energie regional(er) zu bepreisen. Dies ist in anderen Ländern schon jetzt anders: Zonale Strompreise, wie sie z.B. in Italien oder Skandinavien gebildet werden, stellen eine Art Kompromiss zwischen landesweit einheitlichen Strompreisen und nodalen Preissystemen, wie wir sie z.B. häufig in den USA finden, dar. Die deutsche Netzreserve, welche ebenfalls von den ÜNB gemanagt wird, zielt schon jetzt darauf ab, Kapazität regional zu sichern, soll aber offiziell wieder abgeschafft werden, wenn der Netzausbau dies zulässt.
Drittens beziehen sich die Ausführungen in diesem Artikel bisher nur auf die Bereitstellung von elektrischer Energie in Form der sog. Wirkleistung [19]. Eine Kapazitätsbilanz stellt am Ende auch nichts Anderes dar, als die Gegenüberstellung von Nachfrage und Angebot an elektrischer Energie zu einem bestimmten Zeitpunkt. Kohlekraftwerke tragen aktuell aber auch in erheblichem Maße zur Spannungs- sowie zur Frequenzhaltung und -Stabilität im Netz bei. Ihr Einsatz dient dazu, sowohl zu hohe als auch zu niedrige Spannungen zu vermeiden. Mit der Stilllegung der Kohlekraftwerke entfallen die Blindleistungspotenziale dieser Anlagen. Im Falle eines beschleunigten Kohleausstiegs müssten diese Blindleistungsquellen ersetzt werden – ebenso wie auch andere Systemdienstleistungen durch andere technische Lösungen geliefert werden müssen (Abb. 11). Des Weiteren führt ein beschleunigter Kohleausstieg im Kontext der Frequenzstabilität zu zwei wesentlichen Effekten: Erstens sinkt die verfügbare Schwungmasse bzw. Momentanreserve, da die bisherigen Beiträge von Kohlekraftwerken entfallen [20]. Zweitens kommt es angesichts der steigenden Leistungsüberschüsse im Norden Deutschlands zu weiträumigeren Leistungstransporten.
Fazit
Klimaneutralität erfordert die verstärkte Nutzung von klimaneutral erzeugtem Strom: der Ersatz fossiler Brennstoffe im Bereich Wärme/Kälte als auch der Treibstoffe für Mobilität durch Strom – sei es direkt oder über strombasierte Energieträger – führt zu einem deutlichen Anstieg der Nachfrage nach Strom. Versorgungssicherheit bei Strom bedeutet damit auch automatisch eine sichere Wärmeversorgung im Winter und jederzeit verfügbare Energie für individuelle Mobilität.
Neben der kurzfristigen Versorgungssicherheit – welche vor allem Antworten auf die wetterbedingten Fluktuationen finden wird – müssen in zunehmendem Maße auch saisonale oder sogar überjährige Schwankungen des verfügbaren Stroms aus Wind und Sonne ausgeglichen werden. Dazu wird weiterhin kontrollierbare Leistung in ausreichender Menge benötigt, mit dessen Hilfe man chemische Energiespeicher in Strom umwandeln kann. Aus jetziger Sicht bieten sich hier vor allem konventionelle Kraftwerke auf Basis von Energieträgern an, die mit klimaneutralem Wasserstoff betrieben werden, d.h. direkt mit Wasserstoff oder e-Methan oder e-Ammoniak. Da diese Kraftwerke sehr gut steuerbar sind, aber ebenso die Brennstoffe sehr gut gelagert werden können, bieten sie hier technisch und ökonomisch interessante Lösungen. Gaskraftwerke sind damit auch keine „stranded investments“ oder ein „lock in“ für Treibhausgas-Emissionen – wenn sie wasserstoff-ready sind.
Der europaweite Ausgleich von Strom durch Handelsgeschäfte – verstärkt auch intra-day – wird helfen, die vorhandenen gesicherten Kapazitäten so kostengünstig wie möglich einzusetzen und den europaweiten Bedarf zu minimieren. Der globale Handel mit Wasserstoff und daraus produzierten Energieträgern sichert die Versorgung mit den benötigen Energiemengen auch in den Heizperioden und bei längeren Dunkelflauten ab. Die dezentrale klimaneutrale Lösung vor Ort hat also eine Verbindung mit dem europäischen und dem globalen Energiesystem.
Anmerkungen
[1] CAPEX = Capital Expenditures (Investitionsausgaben).
[2] SRMC = Short-Run Marginal Cost: kurzfristige Grenzkosten.
[3] Beinhaltet 7,8 GW in der Ausschließlichen Wirtschaftszone (Offshore); außerdem sind in den ausgewiesenen Angaben zur Stromerzeugungsleistung am Strommarkt Anlagen enthalten, die zwar in den Ländern Österreich, Luxemburg, der Schweiz oder Dänemark installiert sind, allerdings direkt ins deutsche Netz einspeisen (insgesamt 4.390 MW). Dabei handelt es sich um 3.605 MW Pumpspeicher- (darunter 1.294 MW in Luxemburg und 2.311 MW in Österreich), 104 MW Laufwasser- (Schweiz) und 631 MW Speicherwasserkraftwerke (Österreich) sowie Anlagen auf Basis solarer Strahlungsenergie mit 50 MW (Dänemark).
[4] Zudem stellt ein Kraftwerk alleine keine gesicherte Leistung dar, sondern nur in Verbindung mit ausreichend Brennstoffen. Daher spielen Speicher für Brennstoffe eine wesentliche Rolle bei der sicheren Versorgung.
[5] Gesetz zur Reduzierung und zur Beendigung der Kohleverstromung Kohleverstromungsbeendigungsgesetz – KVBG) vom 08.08.2020, https://www.gesetze-im-internet.de/kvbg/BJNR181810020.html
[6] IEA (2021): World Energy Outlook 2021. Paris, 2021. URL: www.iea.org/reports/world-energy-outlook-2021
[7] r2b energy consulting/Consentec/Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung ISI/TEP Energy (2021): Monitoring der Angemessenheit der Ressourcen an den europäischen Strommärkten. Projektbericht im Auftrag des Bundesministeriums für Wirtschaft und Energie. Projekt Nr. 047/16. Köln, 26. April 2021. URL: https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Studien/angemessenheit-der-ressourcen-an-den-europaeischen-strommaerkten.pdf?__blob=publicationFile&v=30
[8] E.ON ERC / RWTH Aachen: The development of battery storage systems in Germany – A market review (status 2022), Jan Figgener et al. https://arxiv.org/abs/2203.06762
[9] Lubenow, M. und Voß, H. (2021): Zusätzlicher Bedarf an grünem Strom zur Erreichung der deutschen Klimaschutzziele. Energiewirtschaftliche Tagesfragen 12/2021. URL: https://www.energie.de/et/aktuell/alle-beitraege
[10] Energy Only Market.
[11] EWI (2021): Auswirkungen des Koalitionsvertrags auf den Stromsektor 2030. Köln, 6.12.2021. URL: https://www.ewi.uni-koeln.de/de/publikationen/auswirkungen-des-koalitionsvertrags-auf-den-stromsektor-2030/
[12] Energate messenger (2021): Versorgungssicherheit: 50 Hertz bringt Kapazitätsmärkte ins Spiel. 12. Dezember 2021. URL: https://www.energate-messenger.de/news/213096/versorgungssicherheit-50-hertz-bringt-kapazitaetsmaerkte-ins-spiel
[13] 550 €/kW CAPEX, 25 Jahre Lebensdauer, 8 % WACC.
[14] La Revue de l´Énergie, Octobre 2021: Decarbonised hydrogen imports into the European Union: challenges and opportunities.
[15] Die Bundesregierung (2020): Die Nationale Wasserstoffstrategie. Juni 2020. URL: https://www.bmwi.de/Redaktion/DE/Publikationen/Energie/die-nationale-wasserstoffstrategie.pdf?__blob=publicationFile
[16] Ludwig-Bölkow-Systemtechnik und Weltenergierat – Deutschland (2020): Internationale Wasserstoffstrategien, Juni 2020. URL: https://www.weltenergierat.de/wp-content/uploads/2020/11/WEC_H2-Strategie_Executive-Summary_DE_final.pdf
[17] BDEW (2022): Die Energieversorgung 202 1 – Jahresbericht 2021, 19. Januar 2022. URL: www.bdew.de
[18] Ready4H2 (2021): Europe´s Local Hydrogen Networks. Dezember 2021. URL: https://www.ready4h2.com/_files/ugd/597932_bcbe101b84834beab52da207aa89d5e6.pdf
[19] Wirkleistung ist die Leistung, die beim Verbraucher verfügbar ist.
[20] dena (2016): Analyse: Momentanreserve 2030, Berlin, 16.02.2016.
Prof. Dr. H.-W. Schiffer, Lehrbeauftragter an der RWTH Aachen, HWSchiffer@t-online.de
Prof. Dr. S. Ulreich, Hochschule Biberach
Dr. T. Zimmermann, Leiter Strategische Marktanalyse, RWE Supply & Trading, Essen