Unter der Kupferplatte

Die Abschaltung der AKW steht einem zügigen Kohleausstieg nicht im Weg. Das realitätsferne Strommarktmodell aber treibt den Bedarf an kaum benötigten Reservekraftwerken unnötig in die Höhe

Es fängt schon wieder an herumzugeistern, das Gespenst von den Stromausfällen. Ruft „huhu“ hier und „uhuh“ da, die Sorge wächst. „Stromnetz für Kraftwerksabschaltungen nicht gerüstet“, warnen die einen, „Anzahl der Eingriffe ins Stromnetz steigt“, mahnen die anderen. Es gibt Streit um neue Stromleitungen und Verzögerungen bei deren Bau. Im Winter 2022/23, wenn laut Atomgesetz die letzten AKW in Deutschland vom Netz gehen sollen, müssen nach vorläufigen Angaben der Netzbetreiber Kraftwerke mit einer Leistung von fast 11 Gigawatt als „Netzreserve“ vorgehalten werden, um für alle Situationen gewappnet zu sein. Und dann sollen noch möglichst schnell möglichst viele Kohlekraftwerke aufhören zu qualmen.

Foto: Lutz Kampert / www.dimago.net

Verlegung von Erdkabeln in Deutschland

Die positiven Nachrichten gehen bei alledem fast unter. So hat das Bundeswirtschaftsmisterium endlich, wie von Expert*innen seit Jahren gefordert, die künftige Versorgungssicherheit in Deutschland einmal mit einer zeitgemäßen Methode untersuchen lassen. Ein Konsortium von vier renommierten Instituten hat dafür die Entwicklung von Kraftwerkspark, Stromnetz und Strombedarf in Deutschland und 14 umliegenden Ländern modelliert und für die Jahre 2020, 2023, 2025 und 2030 jeweils 15 Millionen verschiedene Simulationen durchgerechnet, die auf realen Wetterdaten der Jahre 2009–2013 fußen und alle möglichen Kraftwerksausfälle etc. berücksichtigen.

Im Ergebnis zeigt sich, dass auch bei einem deutlichen Rückgang von wetterunabhängigen Kraftwerkskapazitäten die Versorgungssicherheit nicht gefährdet ist: In den Modellrechnungen konnte der Strombedarf zu jeder Stunde des Jahres zu 100 Prozent gedeckt werden. Die Gutachter*innen haben dabei für 2022 sogar mehr Abschaltungen von Kohlekraftwerken berücksichtigt, als es die Kohlekommission vorgeschlagen hat, und selbstverständlich – ab 2023 – ohne AKW in Deutschland gerechnet. Außen vor lassen sie bei ihrer Betrachtung zudem alle Kraftwerke, die als „Reserve“ außerhalb des Marktes zur Verfügung stehen und die Versorgungssicherheit zusätzlich erhöhen – dazu unten mehr. Europaweit, unterstreicht das Wirtschaftsministerium, sei selbst 2030 noch mit Kraftwerksüberkapazitäten von 80 bis 90 Gigawatt zu rechnen.

Stau im Stromnetz

Das alles ändert nichts daran, dass die Übertragungsnetzbetreiber inzwischen nahezu jeden Tag aktiv werden, um irgendwo in Deutschland Leitungsüberlastungen zu verhindern. „Redispatch“ heißt das Verfahren, bei dem bestimmte Kraftwerke auf ihre Weisung runter und andere dafür hochgeregelt werden, um vielgefragte Stromleitungen vor Überlastung zu schützen. Rund 7,5 Milliarden Kilowattstunden wurden 2018 so von einem Kraftwerk zum anderen verschoben, das entspricht der Jahresproduktion eines großen Steinkohleblocks.

Schuld daran ist die Idee der Kupferplatte, die dem deutschen Strommarkt zugrunde liegt. Wo Strom produziert und wo er verbraucht wird, spielt in diesem Modell keine Rolle. In der Realität natürlich schon.
Die erneuerbaren Energien verschärfen das Problem. Denn Wind und Sonne liefern nicht immer überall Strom, zudem sind Wind- und Solarkraftwerke bisher vor allem dort entstanden, wo sie viel Strom ernten können, und nicht unbedingt da, wo der Strom gebraucht wird – die Kupferplatte lässt grüßen. „Viel mehr Strom muss über viel weitere Strecken transportiert werden“, fasst es Ulrike Hörchens, Sprecherin des Übertragungsnetzbetreibers Tennet zusammen, dessen Stromleitungen von Schleswig-Holstein bis nach Berchtesgaden reichen. Zudem drücken immer noch Atom- und Kohlekraftwerke ihren Strom ins Netz, selbst wenn schon viel Wind- oder Solarstrom im Angebot ist. Dann fallen die Preise, die Nachfrage auch aus benachbarten Ländern nach dem günstigen Strom steigt, der Andrang auf die Stromleitungen auch. Umso mehr Redispatch müssen die Netzbetreiber anordnen.

Das verursacht nicht nur jährlich Kosten in dreistelliger Millionenhöhe, die auf die Netzgebühren umgelegt werden, sondern erhöht auch den Bedarf an regelbaren Kraftwerken in Süddeutschland, die am Ende den Strom produzieren, den Kunden aus Süddeutschland oder dem südlichen Ausland ohne Rücksicht auf die nicht vorhandenen innerdeutschen Transportkapazitäten billig in Norddeutschland oder Skandinavien eingekauft haben. Bisher werden für diese „Ersatzproduktion“ hauptsächlich reguläre konventionelle Kraftwerke in Süddeutschland genutzt. Darüber hinaus nehmen die Netzbetreiber weitere Kraftwerke, die ihre reguläre Stromproduktion aus ökonomischen Gründen schon eingestellt haben, als sogenannte „Netzreserve“ unter Vertrag; auch sie können notfalls im Rahmen von Redispatch für die Ersatzproduktion von Strom eingesetzt werden.

Nimmt das Ungleichgewicht von Erzeugung und Verbrauch aber weiter zu, ohne dass zusätzliche Transportkapazitäten geschaffen werden, steigt der Bedarf an Netzreserve-Kraftwerken immer weiter an – auch wenn es an sich überall genügend Kraftwerke gibt, um die jeweils regionale Stromnachfrage zu befriedigen. Im Extremfall braucht es dann Reserve-Kraftwerke in Süddeutschland, die Strom für Italien produzieren, den italienische Versorger bei Starkwind in Norddeutschland zu günstigen Preisen am deutschen Strommarkt gekauft haben – während vorhandene Kraftwerke in Italien stillstehen.

Experten wie Andreas Jahn vom Regulatory Assistance Project (RAP) fordern deshalb, die Illusion der Kupferplatte zu begraben und den Strommarkt an den physikalischen Realitäten auszurichten. Norddeutschland und Süddeutschland wären dann zwei getrennte Strompreiszonen. Wer aus dem Süden Strom in Norddeutschland einkaufen oder im Transit durch Nord- nach Süddeutschland leiten will, müsste nachweisen, dass es dafür auch innerdeutsche Leitungskapazitäten gibt. Den Redispatch-Bedarf würde das „dramatisch“ senken, so Jahn, auch die vorzuhaltende Reservekraftwerkskapazität könnte reduziert werden.

Stundenweiser Kraftwerkseinsatz

Im vergangenen Winter hatten die Netzbetreiber 6,6 Gigawatt Netzreservekraftwerke unter Vertrag. Tatsächlich zum Einsatz kamen diese kaum: Nach vorläufigen Zahlen produzierten sie im gesamten Winterhalbjahr 2018/19, von Oktober bis April, gerade einmal 101 Gigawattstunden Strom. Rechnerisch liefen sie also ganze 15 Stunden.

Tatsächlich kam die Netzreserve an insgesamt 25 Wintertagen zum Einsatz, allerdings jeweils nur ein Bruchteil der unter Vertrag genommenen Kraftwerke. Denn die Übertragungsnetzbetreiber riefen nie mehr als 726 Megawatt ab, das sind elf Prozent der vorgehaltenen Reserveleistung. Ein einziges modernes Gaskraftwerk hätte diese alleine bereitstellen können.

Auch der für 2022/23 prognostizierte Reservekraftwerksbedarf von 10,6 Gigawatt braucht niemanden beunruhigen: Im Jahr 2017 waren sogar schon 11,4 Gigawatt Netzreserve unter Vertrag, die sich in Deutschland selbst oder dem nahen Ausland problemlos hatten finden lassen. Alle Testfahrten und Probestarts mit eingerechnet liefen sie über das Jahr verteilt rechnerisch gut sieben Tage. So gesehen können also auch fossile Kraftwerke für diese Zwecke genutzt werden, ohne das Klima allzusehr zu belasten.

Unstrittig ist, dass zusätzliche Leitungskapazitäten den Redispatchbedarf ebenfalls reduzieren. Die Inbetriebnahme der Thüringer Strombrücke Ende 2017 etwa machte sich sofort bemerkbar. Dass die drei geplanten Nord-Süd-Gleichstromtrassen im Jahr 2022, wenn die letzten sechs AKW vom Netz gehen sollen, noch nicht fertig sein werden, hat Tennet-Sprecherin Hörchens zufolge keine negativen Auswirkungen auf die Versorgungssicherheit: Etliche wichtige Wechselstromleitungen, ebenfalls in Bau, seien bis dahin fertig. Kein Grund also, die Abschaltung der Atommeiler und der Kohlekraftwerke hinauszuzögern.

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