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Energiewende: Die Transformation

In Deutschland soll Strom einmal nur aus erneuerbarer Energie stammen. Vorher muss sich einiges im Strommarkt und den Netzen verändern.
Wind- und SonnenkraftLaden...

Spätestens an Silvester 2022 wird das letzte deutsche Kernkraftwerk abgeschaltet. Bis 2038 soll dann der Ausstieg aus der Kohlekraft folgen. Die Ära der Kohleverstromung könnte sogar deutlich früher enden: Experten des Berliner Think-Tanks Agora Energiewende gehen davon aus, dass der Anteil vom Kohlestrom im Energiemix Deutschlands 2030 nur noch zwei Prozent ausmacht – 2010 lag er noch bei 43 Prozent, bis 2020 war er auf 24 Prozent gesunken. Ein Grund: Der CO2-Preis wird sich laut ihrer Annahme von derzeit 25 Euro pro Tonne CO2 auf rund 50 Euro im Jahr verdoppeln. Kohlestrom rechnet sich schon heute vielfach nicht mehr.

Und dann? Gehen uns etwa zeitweilig die Lichter aus, wie Kritiker der Energiewende befürchten? Schließlich produzieren Windkraft und Fotovoltaik je nach Wetterbedingungen mal mehr, mal weniger, und auch mal fast keinen Strom.

»Wir brauchen natürlich auch mit 100 Prozent erneuerbarem Strom Technologien, die schnell Strom liefern können, wenn es dunkel ist und Flaute herrscht«, sagt Thorsten Lenck von Agora Energiewende. Das könnte man etwa mit Gaskraftwerken schaffen, die anfangs mit Erdgas und später mit grünem Wasserstoff betrieben werden, so der Experte für Strommarktdesign und Erneuerbare Energien. »Die Versorgungssicherheit bleibt in jedem Fall gewährleistet.«

Im Idealfall ist ein Strommarkt, der auf erneuerbaren Energien basiert, gegen Stromausfälle sogar besser gewappnet als das heutige System. Diese Zukunft wäre dezentral: Statt weniger großer Kraftwerke wird es Millionen von kleineren Stromerzeugern geben – die berühmte Fotovoltaikanlage auf dem Dach, kleine und größere Windräder zur Selbstversorgung oder Blockheizkraftwerke für Bürogebäude oder Mehrfamilienhäuser. Die Kunden in diesem Markt werden mehr und mehr zu so genannten »Prosumern«, die Grünstrom sowohl konsumieren als auch selbst produzieren – und ins Netz einspeisen, wenn der Eigenbedarf gedeckt ist. Hört sich gut an. Damit diese Strommarkt-Vision Realität wird, müssen aber noch einige Hürden genommen werden.

Mehr Flexibilitäten

Bisher kannten die Betreiber der großen Kraftwerke die Stromverbrauchsprofile ihrer Kunden und haben die entsprechende Produktionskapazität dafür aufgebaut. »In einem Energiesystem mit stark schwankendem Stromangebot dreht sich diese Marktlogik teilweise um«, erklärt Strommarkt-Experte Lenck. Zwar werde man auch in Zukunft einen gewissen Grundverbrauch an Strom haben, der immer gedeckt sein muss, »aber überall dort, wo es möglich ist, werden wir versuchen den Strom dann zu nutzen, wenn viel davon im Netz ist und wenig kostet«. Energiemarkt-Experten sprechen hier auch von Flexibilitäten.

»Die Versorgungssicherheit bleibt in jedem Fall gewährleistet«(Thorsten Lenck, Energieexperte)

Wie die aussehen können, zeigt der Aluminiumhersteller TriMet: Im Rahmen von mehreren Forschungsprojekten hat das Unternehmen einen steuerbaren Wärmetauscher entwickelt, der die Temperatur im Aluminiumschmelzofen trotz schwankender Energiezufuhr konstant hält. Insgesamt 120 der Öfen hat TriMet in seinem Essener Werk so flexibilisiert. Damit kann der Hersteller über zwei Tage lang eine Stromenergie von über einer Gigawattstunde puffern – so viel wie ein mittelgroßes Pumpspeicherwerk. »Solche Flexibilitäten können bei entsprechend niedrigen Strompreisen nicht nur lukrativ sein: Indem sie große Mengen Strom dann aufnehmen, wenn viel erneuerbarer Strom im Netz ist, helfen sie auch, Kosten für den Netzausbau oder Speicheroptionen zu vermeiden«, sagt Reinhard Mackensen Bereichsleiter energiewirtschaftliche Prozessintegration vom Fraunhofer-Institut für Energiewirtschaft und Energiesystemtechnik IEE in Kassel.

Auch elektrische Wärmepumpen und Elektroautos würden in der Masse künftig als Flexibilitäten wichtig, sagt Lenck. »Wenn viel Strom im Netz ist, laden und heizen wir. Herrscht Stromflaute, können die Elektroautos nicht benötigten Strom ins Netz zurückspeisen, während die Wärmepumpen einfach eine Pause machen: Wasserwärmespeicher und die gut gedämmte Gebäudemasse als zusätzlicher Wärmespeicher sorgen dafür, dass es auch nach Stunden nicht merklich abkühlt.«

Um noch mehr solcher Flexibilitäten an den Markt zu bringen, sollte die Regierung regulatorisch Anreize setzen, damit der Einsatz wirtschaftlich noch attraktiver wird. Der Agora-Experte ist zuversichtlich, dass sich hier noch einiges bewegen wird: Bei vielen Unternehmen gebe es noch Potenzial in bestimmten Stunden 15 bis 25 Prozent mehr oder weniger Strom aufzunehmen.

Mehr Intelligenz

Netzbetreiber wissen über den Zustand ihrer Netze oft erstaunlich wenig. Insbesondere die Ortsnetze sind nicht gerade smart, sondern einfach dafür ausgelegt, mit dem maximal nachgefragten Strombedarf fertig zu werden. Zusätzliche Informationen aus dem Betrieb melden sie nicht zurück – schlicht deswegen, weil es bisher einfach nicht nötig war. Das wird sich ändern: Die Netzbetreiber müssen Intelligenz in ihre Netze und Prozesse bringen, wenn künftig Millionen von dezentralen Stromerzeugern und Elektroautos mit Produktionsprozessen koordiniert werden sollen, die sich je nach Strommenge und Engpässen im Netz ab- oder zuschalten.

»Der Betrieb unserer Stromnetze hat schon jetzt einen Komplexitätsgrad erreicht, der umfangreiche Assistenzsysteme und Automatisierungsfunktionen erfordert«, sagt Martin Braun, Bereichsleiter Netzplanung und Netzbetrieb am Fraunhofer IEE in Kassel. Die gute Nachricht: Es müssten nicht die gesamten Ortsnetze mit Sensorik nachgerüstet werden. »Mit wenigen echten Messstellen im Netz kann man den Zustand an anderen Stellen mit einer Software auf Basis von künstlicher Intelligenz auch ohne Sensorik recht gut schätzen«, sagt der Wissenschaftler. Mit dem detaillierten Wissen um die Netze und ihre Auslastung sollen sie deutlich effizienter betrieben werden. »So spart man sich in vielen Fällen einen teuren Netzausbau«, sagt Braun.

Auch der einfache Stromkunde kann künftig von mehr Intelligenz im Strommarkt profitieren. Das norwegische Strom-Start-up Tibber bietet seinen Kunden etwa eine Funktion zum smarten Laden von Elektroautos an. »Dabei gibt der Kunde einfach die gewünschte Abfahrtszeit ein. Unsere Software sorgt dann dafür, dass die Batterie vollautomatisch exakt in den Stunden geladen wird, in denen der Strom am günstigsten ist«, sagt Tibber-Deutschland-Chefin Marion Nöldgen. Bis zu 30 Prozent der jährlichen Stromkosten könne man sparen, sagt sie. Ohne einen intelligenten Stromzähler, der den Stromverbrauch in Echtzeit misst und 100 Euro pro Jahr kostet, funktioniert der Service aber nicht.

Mehr europäische Zusammenarbeit

Industrielle Prozesse, die ihre Leistungsaufnahme flexibel anpassen können, helfen, regionale und nationale Netze selbst dann stabil zu halten, wenn die Stromproduktion der Erneuerbaren stark schwankt. So soll es auch auf europäischer Ebene funktionieren: Um den Strom in großen Mengen über Ländergrenzen hinweg zu verschieben, werden daher künftig noch mehr grenzüberschreitende Leitungen nötig. Die Staaten um Nord- und Ostsee sind schon dabei, sich noch weiter zu vernetzen, damit sie ihren Windstrom besser exportieren können. Seit Dezember 2020 verbindet beispielsweise das 516 Kilometer lange Seekabel NordLink-Kabel Norwegen mit Deutschland. »Solche länderübergreifenden Ausgleichsmöglichkeiten bringen Sicherheit ins Gesamtsystem«, sagt Fraunhofer-IEE-Experte Martin Braun.

Allerdings: »Wo und wie viele solcher Interkonnektoren künftig noch gebaut werden, sollte gut überlegt werden«, sagt Braun weiter. Es könnte nämlich sein, dass man die eine oder andere der teuren Leitungen, die oft auch mit Akzeptanzproblemen in der Bevölkerung verbunden sind, doch nicht mehr brauche. So ist zum Beispiel noch unklar, wie sich die Wasserstoffnutzung in Deutschland langfristig entwickelt. Davon hinge aber ab, wie viel Überschussstrom später in Wasserstoff gewandelt wird und überhaupt noch zur Verfügung steht, sagt der Fraunhofer-Forscher. Eine endgültige Antwort steht aus. »Das beste Energieversorgungsszenario für Deutschland ist noch Teil des wissenschaftlichen Suchprozesses«, sagt Braun.

Wie wichtig länderübergreifende Absprachen werden, zeigt eine weitere aktuelle Studie im Auftrag von Agora Energiewende und Agora Verkehrswende: Windparks auf See können sich gegenseitig großflächig den Wind wegnehmen, wenn sie in zu geringem Abstand zueinander stehen. Im Extremfall könne der Stromertrag der Anlagen um ein Viertel und mehr sinken, sagt Lenck: »Da die Offshore-Windkraft zur tragenden Säule der Energieversorgung Europas ausgebaut wird, sollten die Nordsee-Anrainerstaaten ihre Offshore-Windkraftanlagen unbedingt gemeinsam planen.«

Mehr Kreativität

Technisch klappt es problemlos, erneuerbaren Strom per Elektrolyse in grünen Wasserstoff umzuwandeln und ihn bei Bedarf in Gaskraftwerken dann wieder zurückzuverstromen. Wegen der hohen Verluste bei den Wandlungsschritten ist der Prozess allerdings sehr teuer. Und das wird auf absehbare Zeit auch so bleiben.

Aber: »Sorgen machen müssen wir uns wegen dieser Kosten nicht«, sagt Strommarkt-Experte Thorsten Lenck. Denn ein erneuerbares Stromsystem sei günstiger als ein konventionelles, wenn man die Folgekosten der CO2-Emissionen berücksichtige. »Wir können mit den heutigen Technologien in die Zukunft gehen und schaffen so die Energiewende – das Ganze sollten wir aber clever angehen. Denn es gibt bereits heute Technologien für die Versorgungssicherheit, wie bisher ungenutzte Flexibilität bei Unternehmen, die besser und günstiger als wasserstoffbetriebene Gaskraftwerke sind.« Lenck hofft hier auf die Kreativität des Marktes: Eine Kreativität, die am besten durch Dezentralität, die Kleinteiligkeit und ein großes Spektrum von Marktteilnehmer entsteht. Dagegen wäre es kontraproduktiv, so Lenck, »wenn der Staat sagt, wir bauen ausschließlich wasserstoffbetriebene Gaskraftwerke. Damit ist der Markt für andere Technologien dann tot.«

Während der kreativen Markt einfach mal macht, könnte der Staat allerdings durchaus sinnvoll helfen. Etwa, indem er mit einer »staatlichen Kapazitätsreserve« für Sicherheit sorgt: Einer Reserve von Kraftwerken, die die Bundesregierung finanziert, die aber nicht am Strommarkt teilnehmen. Sie würden nur im Fall von unvorhersehbaren und außergewöhnlichen Ereignissen aktiviert werden, etwa nach einem verheerenden Sturm, einem Erdbeben oder anderen Naturkatastrophen.

Die Details des Stromnetz der Zukunft – wie es die Zeiten überbrückt, in denen die Sonne nicht scheint und der Wind schwach weht – sind nicht festgezurrt. »Wer weiß, vielleicht entwickelt ja auch noch jemand zufällig die Superbatterie«, sagt Lenck. Immerhin könne sich in den kommenden Jahren noch mancher technischer Fortschritt ergeben. »Bei der Planung sollten wir auf bekannte Technologien setzen und gleichzeitig die Kreativität des Marktes erhalten.«

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