Folgerungen hieraus für die Energiewende

Bild 5.1: Auf der gesamten Nordsee-Insel Texel steht nur eine einzige – noch dazu sehr kleine – neuzeitliche Windkraftanlage, denn diese schrecken bekanntlich Touristen ab
Bild 5.1: Auf der gesamten Nordsee-Insel Texel steht nur eine einzige – noch dazu sehr kleine – neuzeitliche Windkraftanlage, denn diese schrecken bekanntlich Touristen ab

Ein Aspekt, auf den hier nicht näher eingegangen werden kann, ist die oft fehlende öffentliche Akzeptanz (zu Deutsch »NIMBY«: Not in my backyard), an der es zunehmend auch dann mangelt, wenn neue Quellen für erneuerbare Energie erschlossen werden sollen: Alle wollen sie im Netz, aber niemand vor der eigenen Haustür haben. Die öffentliche Wahrnehmung ist dabei auf ganz seltsame Weise selektiv. So war der Widerstand der Bewohner des Dorfes Brunskappel natürlich groß, das versunken wäre, wäre im Sauerland die geplante Negertalsperre gebaut worden. Es wurden aber auch Argumente des Naturschutzes bemüht.

Als kurz darauf in derselben Gegend das Wasser aus der Fuelbecker Talsperre abgelassen werden musste, weil die – auch damals schon – weit über 100 Jahre lang dort stehende Staumauer der Renovierung bedurfte, wurden wieder Proteste laut – wegen der Zerstörung des Feuchtbiotops. Leider aber entsteht kaum ein Biotop auf totem Land. Wo immer man beispielsweise ein Feuchtbiotop erschaffen will, wird ein trockenes weichen müssen und umgekehrt.

So oder ähnlich läuft das leider nur allzu oft (Bild 5.1, Bild 5.2). Ist es dann aber doch gelungen und eine neue »Windmühle« oder eine große Fotovoltaik-Anlage wird errichtet, so feiert die lokale Presse den Erfolg häufig mit Meldungen wie: »Die neue Anlage erzeugt [im Jahr] so viel elektrische Energie wie 20 000 Haushalte [im selben Jahr] verbrauchen« oder »Die neue Anlage kann 20 000 Haushalte mit elektrischer Energie versorgen«. Für Otto Normalverbraucher sehen die beiden Sätze äquivalent – gegeneinander austauschbar – aus; sind sie aber nicht. Die erste Aussage ist richtig, die zweite falsch und entsprechend irreführend. 2,6 GWh soll z. B. eine neue Solarstrom-Anlage in der Schweiz jedes Jahr erbringen, entsprechend 84% des Bedarfs der 722 Haushalte umfassenden Gemeinde. Warum hat man dann nicht noch schlappe 16% »draufgelegt« und die Verbindung zum Landesnetz gekappt? Weil man eben nicht 722 Haushalte – im traditionellen Sinne »autark« – im Inselbetrieb an eine solche Anlage anschließen kann, und alle Bewohner werden froh und glücklich sein. Bei weitem nicht. Vielmehr müssen alle Erzeuger und alle Verbraucher untereinander zu einem möglichst großen Netz verbunden sein, damit alle Verbraucher zufrieden sind. Somit stellt der vermehrte Einsatz volatiler regenerativer Energiequellen bis hin zur »Energiewende« das Stromnetz im Wesentlichen vor zwei neue Herausforderungen:

Bild 5.2: Historische Windkraftanlagen gibt es auf der Nordsee-Insel Texel einige, denn diese locken bekanntlich Touristen an
Bild 5.2: Historische Windkraftanlagen gibt es auf der Nordsee-Insel Texel einige, denn diese locken bekanntlich Touristen an
  • Der altbekannte, aus Erfahrungswerten vorhersehbare Tageslastgang wird durch einen neuen, stochastischen Lastgang überlagert, der vorwiegend vom Wetter abhängt. Diese neue Anforderung ist beim gegenwärtigen Anteil solcher Einspeisungen von fast 33% – und darüber hinaus – beherrschbar.
  • Zusätzlich zum Tageslastgang müsste eigentlich ein Jahreslastgang eingeführt werden bzw. Berücksichtigung finden, der durch Energiespeicherung reguliert werden müsste. Zu diesem Problem ist zur Zeit – mit einer bedingten Ausnahme – keine Lösung verfügbar!

Dazu sollen nachfolgend einige Aspekte zusammenfassend aufgezeigt werden:

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Altbekannt: Energiemix

Schon immer war es wichtig, dass verschiedene Energieträger und Erzeugungstechnologien gemeinsam im Netz vertreten sind. Dies wird seit Jahr und Tag als »Energiemix« bezeichnet. Zur Integration der Erneuerbaren in das bestehende Netz konnte gezeigt werden, dass sich die Systeme ergänzen und durch die Vernetzung einige der entstehenden Probleme abgemildert werden können. Der Energiemix wird also noch wichtiger als er schon immer war.

Fehlanzeige: Speichertechnologien

Bild 5.3: Selbst das gigantische Wasserkraftwerk von Itaipú kann die noch gigantischeren Wassermassen über große Teile des Jahres nicht voll verwerten
Bild 5.3: Selbst das gigantische Wasserkraftwerk von Itaipú kann die noch gigantischeren Wassermassen über große Teile des Jahres nicht voll verwerten

Leider aber löst er nicht das Problem der fehlenden Jahreszeitspeicher. Die einzige Speichertechnik, die sich in großem Umfang – und das bei brauchbaren Wirkungsgraden – wirtschaftlich umsetzen lässt, ist keine spektakuläre neue Technologie, sondern das gute, altbekannte Stauwasserkraftwerk, das systembedingt einen sehr großen Speicher mit sich bringt. Das ist schade für die Forscher und für die Medien, die beide neue Themen viel besser gebrauchen können als alte, doch so ist es nun mal.

Die Schweiz kann in ihren Stauwasserkraftwerken Strom für 55 Tage lagern! Alle anderen derzeit nur allzu eifrig diskutierten Speichertechnologien sind Äonen davon entfernt, wie gezeigt wurde. Das weltweit größte Stauwasserkraftwerk in China ist nicht zum Aufstauen von Energiereserven ausgelegt, um dem Jahreslastgang folgen zu können, sondern eher zum Aufstauen von Wasserreserven bzw. Verhütung von Überschwemmungen. Gleichzeitig schlachten und melken lässt sich auch eine solch große Kuh nicht. Vielmehr kann es sein, dass die Stromproduktion das Ablaufen des Wassers erfordern würde, während im gegebenen Zeitraum für den Hochwasserschutz gerade aufgestaut werden muss, oder umgekehrt. Außerdem muss im Winter die elektrische Leistung herunter gefahren werden, da es an Wasser fehlt. Das Stauwasserkraftwerk von Itaipú in Südamerika, das sich mit der gleichen Berechtigung – nämlich nach jährlich eingespeister Energie – als das größte der Welt bezeichnen ließe, nutzt den verfügbaren gigantischen Wasserstrom von 62 200 m³/s bei weitem nicht aus (Bild 5.3) und liefert dafür Grundlaststrom. Den braucht man zwar auch, doch bedingt dies, dass der Speicher umgekehrt genutzt wird – nicht, um die elektrische Leistung hochfahren zu können, wenn der Bedarf steigt (das kann das Kraftwerk nicht mehr; es läuft ohnehin auf voller Leistung), sondern um sie weiterhin auf 100% zu halten, auch wenn die natürliche Quelle für längere Zeit den dafür benötigten Wasserfluss unterschreitet. So gesehen ist in Itaipú die Errichtung eines jahreszeitlichen Speichers vollumfänglich gelungen – und das lange vor der Erfindung des Begriffs »Energiewende«: Die Anlage ging 1982 ans Netz. Doch wo lassen sich weitere ähnliche Anlagen bauen? Die Potenziale sind begrenzt.

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Wie viel Speicher hat das Netz?

Über saisonale Speicher zu verfügen, wie eine »Energiewende« sie erfordert, können also nur Länder mit vielen Bergen und »schlechtem Wetter« von sich behaupten. In Deutschland stellt sich die Situation so dar wie aus Tabelle 1.1 zu ersehen:

  • Installierte Generatorleistung: 205,1 GW,
  • davon konventionell (abrufbar): 87,9 GW,
  • davon Pumpspeicherleistung: 5,7 GW.
  • Stromverbrauch in Deutschland: 568,6 TWh,
  • davon aus Pumpspeicherkraftwerken: 5,8 TWh.

Für eine »Energiewende« ist die bestehende Pumpspeicher-Kapazität also ein Tropfen auf den heißen Stein, gedacht und eingesetzt nur zur Regulierung des Tageslastgangs. Alle anderen Speichertechnologien fallen dahinter, wie gezeigt wurde, noch um Größenordnungen zurück. Aber ist das überhaupt so schlimm wie es klingt?

Wie viel Speicher braucht das Netz?

Der VDE hat das untersucht: »Dabei hat sich ergeben, dass Kurz- und Langzeitspeicher bei einem Anteil von bis zu 40% erneuerbarer Energien noch nicht zwingend für eine stabile Stromversorgung erforderlich sind, da der Einsatz des verbleibenden thermischen Kraftwerksparks gekoppelt mit einer geringfügigen Abregelung der Einspeisung erneuerbarer Energien eine günstige Möglichkeit zur Bereitstellung der erforderlichen Flexibilität bieten. Bei einem Anteil erneuerbarer Energien von 80% werden jedoch zusätzliche Speicherkapazitäten sowohl im Kurzzeitbereich, insbesondere aber im Langzeitbereich benötigt«. Andere Studien kommen zu ähnlich ernüchternden Ergebnissen. Und »Langzeitspeicher«, das bedeutet tendenziell eine 365 Mal so hohe Speicherkapazität wie die derzeit eingesetzten Pumpspeicherkraftwerke und die vielen mit der Energiewende in Zusammenhang gebrachten, mehr oder weniger neuen Technologien mit eher geringerer als größerer Reichweite. Da Stauwasserkraftwerke auf natürlichen Formationen basieren und »nur« ein Damm errichtet werden muss, bringen diese meist von Natur aus eine Speicherkapazität mit, deren Reichweite sich in Wochen messen lässt. Man sieht es schon daran, dass die Inhalte der Staubecken (nein, Stau-Becken, nicht Staub-Ecken!) gewöhnlich in Kubikkilometern angegeben werden. Bei Pumpspeicherkraftwerken handelt es sich – zumindest bei einem der beiden Staubecken, meist dem Oberbecken – um künstlich ausgehobene Seen, deren Inhalte in Millionen Kubikmetern angegeben werden. Ein Kubikkilometer hat aber schon eine Milliarde Kubikmeter. Pumpspeicherkraftwerke zielen auch gar nicht auf eine Regulierung des Jahreslastgangs, sondern – mit ihrer für nur wenige Stunden ausreichenden energetischen Speicherkapazität – auf die Regulierung des Tageslastgangs.

Welche Speicher lohnen sich?

So kommt denn auch der VDE zu dem Schluss: »Andere Stromspeicher-Technologien, wie z. B. Schwungmassenspeicher, SMES oder Supercaps wurden in der Task Force anfänglich mit betrachtet. Hierfür werden bis 2025 jedoch keine großen wirtschaftlichen Einsatzmöglichkeiten im Stromnetz gesehen. Die Ergebnisse der Studie beschränken sich daher auf Batteriesysteme«. Auf diese nimmt deshalb der Titel der Studie Bezug; erklärlich wird hierdurch nebenbei auch die Abweichung im Titel der Original-Studie und der Zusammenfassung durch die ETG. Weiter heißt es dann: »Entsprechend den Ergebnissen der Vorgängerstudie wird im betrachteten Zeitbereich bis 2025 für den bilanziellen Ausgleich noch kein Bedarf für Langzeitspeicher (Tage bis mehrere Wochen) gesehen. Sollte zu einem späteren Zeitpunkt ein Langzeitspeicherbedarf entstehen, dann kämen aus heutiger Sicht hierfür nur Technologien auf Basis der Wasserstoff-Elektrolyse in Frage (ggf. mit nachfolgender Weiterverarbeitung des Wasserstoffs)«. Die Weiterverarbeitung wird den mäßigen Wirkungsgrad dieser Option allerdings weiter verschlechtern.

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Aber was denn dann?

Wie kann die Energiewende denn dann gelingen? Nur, indem man überall jeweils das nutzt, was sich dort zu der gegebenen Zeit anbietet. Staatliche Regulierung schießt manchmal am Ziel vorbei, manchmal darüber hinaus, möglicherweise auch beides zugleich (Bild 5.4). Subventionen für Kleinwasserkraft würden nicht nur in der Sahara, sondern auch in Norddeutschland versickern. Wenn Österreich und die Schweiz über die Hälfte ihres Stromverbrauchs mittels Wasserkraft decken können, dann liegt es auf der Hand, dass Norwegen ein Vielfaches des eigenen Bedarfs erzeugen könnte. Daher wird zur Zeit wieder ein Seekabel zwischen Deutschland und Norwegen verlegt. Weitere befinden sich in Planung. Genau dies ist gelebte Energiewende!

Dabei verfügt Norwegen zwar über eine immense Speicherkapazität von 84 TWh – genau so viel wie das gigantische Drei-Schluchten-Kraftwerk am Jangtse jährlich erzeugt – jedoch über kein einziges Pumpspeicherkraftwerk. Die »Speicherung« funktioniert derart, dass die Statkraft in Norwegen ihre Stauwasser-Reserven schont, wenn in Mitteleuropa der Wind bläst, und ihre Kunden lieber mit Windstrom versorgt. Bei Flaute wird dann zusätzlich zur Versorgung des heimischen Marktes Wasserkraftstrom nach Mitteleuropa verkauft. Dies setzt zwar eine Erweiterung der installierten Leistung um die Übertragungskapazität des »Nordlink« Kabels voraus, ist aber somit eigentlich keine Speicherung, sondern eine (zeitliche und räumliche) Lastverschiebung (»Smart Grid«). Das gleiche Lied wie immer: Im Kleinen lohnt sich das nicht; im großen Maßstab schon.

Bild 5.4: Die Nordsee-Insel Texel wimmelt vor Solaranlagen, doch Windkraftanlagen fehlen (Bild 5.1, Bild 5.2) – logisch, denn an der Nordsee herrscht stets eitel Sonnenschein, während Wind nahezu unbekannt ist
Bild 5.4: Die Nordsee-Insel Texel wimmelt vor Solaranlagen, doch Windkraftanlagen fehlen (Bild 5.1, Bild 5.2) – logisch, denn an der Nordsee herrscht stets eitel Sonnenschein, während Wind nahezu unbekannt ist

Der andere Aspekt, der zur Zeit fleißig umgesetzt – und parallel dazu auch sehr gern »kommuniziert« – wird, ist die Ausrüstung konventioneller Kraftwerke mit jenen Eigenschaften, die der Parallelbetrieb mit den nicht planbaren Einspeisungen eben erfordert: War es in der Vergangenheit schlichtweg unerheblich, wie lange ein Kohlekraftwerk brauchte, bis es seine volle Leistung erreichte, so liest man heute insbesondere bei Neuanlagen Mitteilungen wie »In 15 Minuten kann jeder Block der BoA 2&3 seine Leistung um mehr als 500 MW reduzieren beziehungsweise erhöhen«. Unerwähnt bleibt dort, dass ein herkömmliches Braunkohlekraftwerk sich gewöhnlich nicht unter 40% seiner Nennleistung betreiben lässt: Die Kesseltemperatur sinkt sonst so weit ab, dass ein Betrieb nicht mehr möglich ist. Neue Anlagen, bei denen auf diesen Punkt aus den aktuellen Gründen geachtet wird, schaffen es schon bis 20%.

Unkommentiert bleibt dort jedoch auch, dass die Anfahrzeit herkömmlicher Braunkohlekraftwerke anderen Orts mit 6 bis 10 Stunden angegeben wird. Die Angaben zum Wirkungsgrad reichen heute bis 47% – bezogen jedoch auf die Nennleistung. »Derzeit lassen sich die Blöcke im Kraftwerk Schwarze Pumpe, das 1999 als für die Grundlast-Stromversorgung konzipierte Anlage in Betrieb ging, bereits bis auf 47% der Kohlefeuerwärmeleistung und 44% der Stromerzeugung herunterfahren. Wichtig dabei ist, dass die Kessel nicht völlig abgeschaltet werden müssen – ein neues Hochfahren würde [laut dieser Quelle sogar] mehrere Tage dauern«, liest man, und »Durch die Kombination einer innovativen Brennertechnologie und eines hochveredelten Rohstoffs konnte die Mindestlast des 500-MW-Blockes von ursprünglich 36% auf 20% der installierten Leistung (100 MW) gesenkt werden«. Wann der Rohstoff »hochveredelt« ist und wie viel Aufwand, Energie und Rohstoff(e) dies nun wieder frisst, steht dort auch nicht.

Die »Kommunikation« (die früher bedeutete »wir reden miteinander« und heute bestenfalls noch heißt »ich quatsche dich so lange voll, bis du endlich kaufst, was du kaufen sollst«), wollte es auch, dass man vor Zeiten hörte, Kernkraftwerke seien zum Auf- und Abregeln völlig ungeeignet und müssten daher stets mit voller Leistung laufen. Als die drohende Abschaltung vor der Tür stand, verlautete auf einmal, Kernkraftwerke seien recht gut regelbar und daher zum Ausgleich unsteter regenerativer Einspeisungen geradezu prädestiniert. »Kernkraftwerke sind technisch in der Lage, Leistungsgradienten von bis zu 2%/min und Leistungshübe von 50 bis 100% zu fahren, bisher werden sie aus wirtschaftlichen Gründen jedoch selten gedrosselt.« Geholfen hat es ihnen letztlich nichts. Die Wahrheit scheint vielmehr zu sein, dass ein Kernkraftwerk zwar Tage zum Anfahren und Abfahren benötigt, sehr wohl aber die Leistung sich innerhalb von Minuten um bis zu 50% senken lässt. Angeblich hat man dies aus Sicherheitsgründen früher nicht getan, doch dürfte der Hintergrund wohl der sein, dass dies betriebswirtschaftlich unrentabel ist: Die Errichtungskosten sind sehr hoch und die für den »Brennstoff« niedrig (im chemischen Sinne brennt hier nichts, außer ab und zu mal in Japan oder in der Ukraine). Schließlich ist der Energie-Inhalt hoch angereicherten »Kernbrennstoffs« rund 6 Größenordnungen höher als der Brennwert fossiler Brennstoffe. Somit entspricht 1 g hoch radioaktiven Abfalls ganz grob 1 t CO2. Bezieht man den Vergleich auf das Volumen statt auf die Masse, so liegen schon 10 statt »nur« 6 Zehnerstellen dazwischen. Diese Verhältnisse und deren Bedeutung für eine alternative Struktur der Stromerzeugung werden aber praktisch nie »kommuniziert«.

Bemerkenswert ist hieran, wie niedrig die eigentlichen Energiekosten der Kernkraft liegen (Tabelle 5.1). Durch die jeweiligen Wirkungsgrade der Kraftwerke geteilt, müssten sich grob die Grenzkosten nach Bild 6.5 ergeben. Diese liegen dort bei rund 10 €/(MWh). Nach Tabelle 5.1 kommt man, indem man den dortigen Wert durch den Wirkungsgrad des Kraftwerks teilt, lediglich auf »Brennstoffkosten« um einen Cent je Megawattstunde. Der in den Stromgestehungskosten um den Faktor 1000 höhere Betrag dürfte auf den Aufwand zurück zu führen sein, der hinterher mit dem verbrauchten Betriebsstoff – um ihn einmal so zu nennen – zu geschehen hat. Offensichtlich ist gerade dieser Stoff ganz besonders leicht zu beschaffen und so schwierig zu entsorgen wie kein anderer. Das Verhältnis der Zahlen spricht allerdings dafür, dass dies auch angemessen durchgeführt wird.

Tabelle 5.1: Preise konventioneller Energieträger
Tabelle 5.1: Preise konventioneller Energieträger

Ach so, und weil wir gerade schon mal dabei sind: Wenn es stimmt, dass in die Kernenergie im Laufe von 60 Jahren 200 Milliarden Euro an Subventionen geflossen sind – was immer wieder gern »kommuniziert« wird – dann bezieht sich dies auf einen Zeitraum, innerhalb dessen die Kernkraftwerke irgendetwas in der Größenordnung von 6 PWh erzeugt haben. Dies ergibt eine Quote, die sich in Cent pro Kilowattstunde nicht mehr handlich darstellen lässt: Es sind 0,3 Cent pro Megawattstunde. In die Solarenergie fließen noch immer rund 120 Euro pro Megawattstunde. Alles ist relativ.