Bei der Diskussion über die Stromversorgung und den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien sollte ihre schwankende Verfügbarkeit stärker in Betracht gezogen werden

Bei der Diskussion über die Stromversorgung und den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien sollte ihre schwankende Verfügbarkeit stärker in Betracht gezogen werden (Bildquelle: Adobe Stock)

Diese gefährdet aber die Stabilität der Stromnetze. Das Abschalten der Kernkraftwerke und das Zurückfahren der Kohleverstromung in den nächsten zehn Jahren wird, trotz des geplanten Ausbaus von Windenergie- und Photovoltaikanlagen, zu einer Unterversorgung mit elektrischer Energie führen. Weder die Versorgungs- noch die Netzsicherheit ist gewährleistet. Die Problematik wird in diesem Artikel dargestellt und Auswege aus dieser Situation werden aufgezeigt.

Das Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien (EEG) und die Energiewende

Im Jahr 2000 wurde das „Gesetz für den Vorrang Erneuerbarer Energien“ (EEG) beschlossen [1]. Seine ersten drei Paragraphen lauten:

§ 1 Ziel dieses Gesetzes ist es, im Interesse des Klima- und Umweltschutzes eine nachhaltige Entwicklung der Energieversorgung zu ermöglichen und den Beitrag erneuerbarer Energien an der Stromversorgung deutlich zu erhöhen, […].

§ 2 Dieses Gesetz regelt die Abnahme und die Vergütung von Strom, der ausschließlich aus Wasserkraft, Windkraft, solarer Strahlungsenergie, Geothermie, Deponiegas, Klärgas, Grubengas oder aus Biomasse […] gewonnen wird.

§ 3 Netzbetreiber sind verpflichtet, Anlagen zur Erzeugung von Strom nach § 2 an ihr Netz anzuschließen, den gesamten angebotenen Strom aus diesen Anlagen vorrangig abzunehmen und den eingespeisten Strom […] zu vergüten. […]

Das EEG stellt den Einstieg in die „Energiewende“ dar. Durch das Abschalten aller Kernkraftwerke bis 2022 sowie durch das Beenden der Kohleverstromung bis 2038 soll die Emission von Treibhausgasen, insbesondere von Kohlendioxid (CO2), verringert und dadurch zum Umwelt- und Klimaschutz nachhaltig beigetragen werden. An ihre Stelle sollen erneuerbare Energien (EE) treten, wobei sowohl die Entwicklung von Energiespeichern und die Vergrößerung der Energieeffizienz vorangetrieben als auch Maßnahmen zur Energieeinsparung umgesetzt werden sollen. Die drei Sektoren Strom, Wärme und Mobilität sind gleichermaßen in alle Überlegungen einzubeziehen. In der Novellierung von 2009 wurde festgelegt, den Anteil erneuerbarer Energien an der Stromversorgung bis 2020 auf einen Anteil von mindestens 30 % zu erhöhen [2]. Wo stehen wir heute?

Fakten

Die im Folgenden zitierten Aussagen und angegebenen Zahlen stammen aus Gesetzestexten der Bundesrepublik Deutschland, aus Veröffentlichungen von Bundesbehörden und wissenschaftlichen Instituten, aus Mitteilungen der Industrie und des Handels sowie aus verschiedenen Datenbanken; all diese Quellen sind frei zugängig. So stellt die Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e. V. statistische Daten verschiedenen Ursprungs systematisch zusammen [3]. Sie weist für 2018 eine jahreskumulierte Bruttostromerzeugung von 643,5 TWh aus. Dabei stammen 233,9 TWh aus der Verstromung der fossilen Energieträger Braunkohle (145,6 TWh), Steinkohle (82,6 TWh) und Mineralölprodukte (5,2 TWh), 76,0 TWh aus Kernenergie, 83,4 TWh aus Erdgas, 226,4 TWh aus erneuerbaren Energieträgern und 27,1 TWh aus allen übrigen Energieträgern.

Zu den EE zählen einerseits Wasserkraft (16,6 TWh), Biomasse (45,7 TWh) und Hausmüll (6,2 TWh) – die stets vorhanden, aber in Deutschland im Wesentlichen nicht ausbaufähig sind – andererseits die volatilen (fluktuierenden) und ausbaufähigen Energieträger, nämlich Wind an Land (onshore): 92,2 TWh, vor der Küste (offshore): 19,3 TWh und Photovoltaik (PV): 46,2 TWh. Häufig wird als Kenngröße für Windenergieanlagen (WEA) und Photovoltaikanlagen (PVA) die Spitzen- oder installierte Leistung (WEA onshore: 52,4 GW; WEA offshore: 6,4 GW; PVA: 45,3 GW) angegeben. Aus der Bruttostromerzeugung berechnet man die ins Netz eingespeiste Leistung: WEA onshore: 10,5 GW; WEA offshore: 2,2 GW; PVA: 5,3 GW. Die Effizienz einer Anlage ergibt sich durch Bildung des Quotienten: eingespeiste Leistung/installierte Leistung und man erhält für WEA an Land: 20,1 %; für WEA vor der Küste: 34,4 %; für PVA: 11,7 %. PVA sind demnach besonders ineffizient.

Aus diesen Daten wird geschlossen, dass die erneuerbaren Energien (Wind, PV, Wasserkraft, Biomasse) mit 35 % an der Bruttostromerzeugung beteiligt sind (2009 waren es nur 16 %) und damit die Zielvorgabe des EEG erreicht sei. Die Angabe 35 % ist zwar der Rechnung nach richtig, vom Ansatz her aber falsch und verschleiert zudem wichtige Tatsachen:

  • Die angegebene genutzte Leistung ergibt sich durch Kumulierung über das gesamte Jahr. Sie beschreibt nicht die Situation zu einem gegebenen Zeitpunkt. WEA liefern bei Flauten und PVA bei Nacht keine elektrische Energie. Die Differenzen zwischen der genutzten Leistung und der installierten Leistung spiegeln genau diese Tatsache wider.
  • Verbraucher erwarten zu jeder Zeit die Verfügbarkeit von elektrischer Energie im benötigten Umfang. Es interessiert sie nicht, dass an einem windreichen, sonnigen Tag ihr gesamter Energiebedarf durch EE gedeckt wird, wohl aber, dass am nächsten Tag mit Dunkelflaute keine elektrische Energie aus WEA und PVA verfügbar ist. Zwar wird im Mittel genug erneuerbare Energie bereitgestellt, aber nicht zu jedem beliebigen Zeitpunkt. Daher wird von fluktuierender oder volatiler Energie gesprochen.

Elektrische Energie wird dagegen durch Kohle- und Kernkraftwerke kontinuierlich bereitgestellt und steht zu jedem beliebigen Zeitpunkt zur Verfügung. Sie fluktuiert nicht, sie ist nicht volatil.

Eine Gleichbehandlung von jahreskumulierten Energien aus fluktuierenden und nicht fluktuierenden Energieträgern ist unzulässig. Die o.g. Prozentangaben sind Artefakte einer unzulässigen Mittelwertbildung und können nicht als Kenngrößen für den Fortschritt der Energiewende verwendet werden: die Volatilität der EE bleibt mit ihren Folgen nämlich immer unberücksichtigt.

Der Umgang mit den Schwankungen bei der Einspeisung von elektrischer Energie in das Stromnetz ist ein zentrales Problem der Energiewende. Wenn der Wind nicht weht und die Sonne nicht scheint, liefert weder eine einzelne noch zehntausende von WEA oder PVA Strom. Und es gibt europaweit, nicht nur deutschlandweit, Zeiten mit Schwachwind und dunkel wird es regelmäßig.

Ein Zeitraum mit sehr geringem Windaufkommen war der 17.06.2020 zwischen 11:00 und 12:00 Uhr mittags. Die folgenden Zahlen ergeben sich aus den Daten zur Bruttostromerzeugung aus allen eingesetzten Quellen, die das European Network of Transmission System Operators for Electricity (Entso-e) rund um die Uhr als Zeitreihe aufzeichnet und im Internet zugängig macht [4]. Die Bruttostromerzeugung in Deutschland betrug in diesem Zeitraum 47,94 GWh, WEA trugen dazu 0,65 GWh, also 1,4 % bei (installierte Leistung: 61,1 GW; Effizienz: 1,1 %). Der schwache Wind beschränkte sich nicht nur auf Deutschland, sondern erstreckte sich auch auf die Länder Irland, Großbritannien, die Niederlande, Belgien, Luxemburg, Polen und Tschechien. In den skandinavischen Ländern und in den südlicheren Ländern Portugal, Spanien, Frankreich und Italien war der Wind nur unwesentlich stärker. Berücksichtigt man noch die Binnenländer Österreich, Schweiz und Ungarn, so ergibt sich, dass 18 europäische Länder 11,0 GWh an elektrischer Energie aus WEA bereitstellten (installierte Leistung: 221,9 GW; Effizienz: 4,96 %). Die gesamte europäische Bruttostromerzeugung aus WEA entsprach gerade einmal 23,0 % der gesamten deutschen Bruttostromerzeugung.

Ein Negativrekord wurde am 08.08.2020 aufgestellt: zwischen 10:00 und 11:00 Uhr vormittags wurden aus WEA in Deutschland 0,136 GWh elektrische Energie ins Netz eingespeist – das sind 0,23 % der gesamten Bruttostromerzeugung und entsprechen 0,22 % der installierten Leistung [4].

Natürlich gibt es auch Zeiten mit extremen Windaufkommen: am 12.03.2020 wurden zwischen 06:00 und 07:00 Uhr morgens durch deutsche WEA 43,83 GWh an Strom bereitgestellt und damit 59,6 % der Bruttostromerzeugung abgedeckt [4]. Diese Zahlen belegen die extremen Schwankungen, mit denen volatile, erneuerbare Energien zur Stromversorgung beitragen.

Daher ein Wort zur Stabilität der Stromversorgung, d.h. der Übertragungsnetze.

Der Bedarf an elektrischer Energie schwankt im Tagesverlauf; der zeitliche Verlauf wird als Lastkurve (oder Lastgang) bezeichnet. Diese wird in der klassischen Kraftwerkstechnik in drei Bereiche unterteilt:

  • Grundlast: Sie bleibt im Tagesverlauf im Wesentlichen konstant. Sie wird von Grundlastkraftwerken (Kernkraft, Braunkohle, Laufwasser), deren Ausgangsleistung nur in gewissen Grenzen verändert werden kann, bereitgestellt.
  • Mittellast: Sie wird von Mittellastkraftwerken (Steinkohle, Gas- und Dampfkraftwerke) bereitgestellt und deckt den größten Teil des über die Grundlast hinausgehenden, auf Grund von Wettervorhersagen prognostizierbaren, zusätzlichen Tagesbedarfs ab.
  • Spitzenlast: Sie wird von Spitzenlastkraftwerken (Gasturbinen, Pumpspeicherwerke) abgedeckt. Diese können innerhalb kürzester Zeit auf ihre Spitzenleistung gefahren werden und so Lastschwankungen ausgleichen und Lastspitzen abdecken.

Kraftwerksbetreiber sind so in Lage, den Bedarf an oder die Nachfrage der Verbraucher nach elektrischer Energie zu befriedigen, indem sie über die Grundlast hinaus Mittellast- oder Spitzenlastkraftwerke zuschalten. Dadurch bleibt die Netzfrequenz von 50 Hz – und damit das Verteilernetz – stabil. Die Nachfrage wird also durch ein entsprechendes Angebot der Kraftwerke befriedigt, der Strommarkt ist nachfrageorientiert.

Dieses Prinzip wird durch das EEG auf den Kopf gestellt: Durch die gesetzliche Vorgabe, der Einspeisung von erneuerbaren Energien den Vorrang geben zu müssen, muss eine angebotsorientierte Steuerung des Stromverbrauches erfolgen. Dazu müssen Spitzen- oder gar Mittellastkraftwerke heruntergefahren werden, wenn besonders viel Wind- oder PV-Strom generiert wird. Im extremen Fall könnte, rein rechnerisch, der gesamte Energiebedarf kurzzeitig durch WEA oder PVA gedeckt werden. Um in einem solchen Fall mit einem eventuellen Überangebot fertigzuwerden, muss Strom exportiert werden oder es müssen Kraftwerksbetreiber sogar Grundlastkraftwerke herunterfahren, was u. U. alle Regelmechanismen des Kraftwerks- und Netzbetriebes, die ein stabiles Netz garantieren, aushebelt. Das Netz droht instabil zu werden.

Wenn die Nachfrage das Angebot übersteigt, Reserven an Regelenergie (z. B. Pumpspeicher- und Spitzenlastkraftwerke, die für diese Situation vorgehalten werden müssen) erschöpft sind und auch Stromimporte nicht ausreichen, um die Nachfrage zu bedienen, droht ein Zusammenbruch der Stromversorgung. Um diese zu vermeiden, werden Großverbraucher, z. B. Aluminiumhütten, zwangsweise vom Netz getrennt. Ein solches Vorgehen, es geschah 2018 insgesamt in 78 Fällen, wird mit dem Begriff „Lastabwurf“ verharmlost; die wirtschaftlichen Schäden sind beträchtlich [5]. Solch kritische Situationen treten immer wieder auf. So wurde z. B. am 06., 12. und 25.06.2019 eine „starke Unterspeisung“ festgestellt, wie die vier Netzbetreiber Amprion, 50Hertz, Tennet und TransnetBW in einer gemeinsamen Erklärung bestätigten. Im Klartext heißt das: es war zu wenig elektrische Energie vorhanden, um die Nachfrage zu decken. In der Spitze fehlten 6 GW an Leistung. Das entspricht in etwa der Leistung von fünf Kernkraftwerken. Die Frequenz im gesamten europäischen Verbundnetz sank unter den Sollwert von 50 Hz ab [6].

Die Folgen eines langandauernden und großräumigen Stromausfalls (blackout) hat der Wissenschaftliche Dienst des Bundestages bereits 2011 untersucht [7]. Die Folgen führen zu einer nationalen Katastrophe.

Bislang konnte ein Überangebot an elektrischer Energie, das durch den Ausbau erneuerbarer Energien zustande kommt, ohne dass gleichzeitig die konventionelle Stromerzeugung zurückgegangen wäre, durch Stromexport in das europäische Ausland kompensiert werden. Ist kein Abnehmer zu finden, muss der Strom entsorgt werden, d.h. er wird ins Ausland geliefert und zusätzlich eine Entsorgungsgebühr bezahlt. Man spricht dann verschleiernd von „negativen Strompreisen“. Neben diesen Entsorgungsgebühren entstehen zusätzliche Kosten durch das EEG: die Betreiber der Stromnetze müssen Strom aus WEA und PVA zu einem festen Preis abnehmen und am EEX-Spotmarkt verkaufen. Im Jahre 2018 (2019) wurde auf diese Weise die während eines Zeitraums von insgesamt 133 (232) Stunden generierte elektrische Energie im Umfang von ca. 4,8 (8,4) TWh mit negativen Strompreisen (und EEG-Umlage) in Höhe von ca. 0,69 (1,3) Mrd. € entsorgt [8].

Wegen der schwankenden Stromerzeugung durch WEA und PVA kann es aber zu Zeiten von geringen EE-Aufkommen nötig sein, Strom aus dem Ausland zu importieren, um in Deutschland die Nachfrage zu befriedigen. Das Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme (ISE) listet für den Import aus europäischen Nachbarländern im Jahr 2018 insgesamt 16,4 TWh auf (aus Frankreich 10,1 TWh, aus Tschechien 2,4 TWh; beide Länder betreiben Kernkraftwerke) [9]. Die Energieexporte in Nachbarländer belaufen sich auf 69,9 TWh (Niederlande: 19,4 TWh – sie regeln ihre Gaskraftwerke ab; Schweiz: 14,3 TWh und Österreich: 12,4 TWh – sie füllen ihre Pumpspeicherwerke) [9]. Die Bilanz ist also ein Exportüberschuss von 53,5 TWh. Wäre man in der Lage, die ins Ausland abgegebene Energie von 69,9 TWh in Deutschland zu speichern, könnte die zu einer sicheren Stromversorgung notwendige Grundlastlast durch diese Speicher bereitgestellt werden. Ein Energieimport würde obendrein entfallen.

69,9 TWh sind eine riesige Menge an Energie: sie würde es ermöglichen, das gesamte Wasser des Bodensees (48 km³) auf eine Höhe von ca. 520 m zu pumpen. Dies wäre die Grundlage für ein Pumpspeicherwerk, das alle Speicherprobleme und Probleme der Netzstabilität auf einen Schlag lösen würde - leider ist ein solches Pumpspeicherwerk nicht zu verwirklichen. Die schiere Größe dieser Zahlen zeigt aber die gigantische Aufgabe, die bei der Umstellung der Elektrizitätsversorgung auf EE-Strom, die unabdingbar große Speicherkapazitäten erfordert, zu bewältigen ist.

Die Energiewende betrifft aber nicht nur den Bereich des elektrischen Stroms sondern auch die Sektoren Wärme und Mobilität, von denen bislang nur der Stromsektor mit seiner Bruttostromerzeugung betrachtet wurde. Schlüsselt man den gesamten Endenergieverbrauch von Deutschland im Jahr 2018 nach Sektoren und Energieträgern auf [10], so ergibt sich folgendes Bild:

Insgesamt wurden 2.499 TWh an Energie genutzt. Die wichtigsten Energieträger waren dabei:

  • Mineralölprodukte: 937 TWh (Verkehr: 706 TWh; Gewerbe, Handel, Dienstleistungen: 79 TWh; Industrie: 28 TWh; Haushalte: 124 TWh);
  • Gase: 606 TWh (Verkehr: 2 TWh; Gewerbe, Handel Dienstleistungen: 103 TWh; Industrie: 262 TWh; Haushalte: 239 TWh);
  • elektrischer Strom, inkl. EE-Anteil: 513 TWh (Verkehr: 12 TWh; Gewerbe, Handel Dienstleistungen: 145 TWh; Industrie: 227 TWh; Haushalte 129 TWh) und
  • Wärme: 266 TWh (Gewerbe, Handel, Dienstleistungen: 48 TWh; Industrie: 79 TWh; Haushalte: 139 TWh).

Elektrischer Strom macht also 20,5 % des Endenergieverbrauchs aus, davon entfallen 35 % auf EE. Somit werden 7,2 % des gesamten Endenergieverbrauches von erneuerbaren Energieträgern abgedeckt. Die anderen Bereiche müssen in einem viel stärkeren Maße als bisher in die Energiewende einbezogen werden.

1 / 2

Ähnliche Beiträge