Studie: Zukunft des deutschen Strom­marktes

Quelle: think-beyondtheobvious.com – Interview BTO PODCAST

Es gibt viele Studien zur Energiewende, die meisten kommen dabei zu dem Schluss, dass das mit den Erneuerbaren Energien schon funktionieren wird, dass es kein Problem sein wird, Dunkelflauten zu überwinden und es letztlich nur eine Frage des Willens sei.

Schon in früheren Folgen haben wir diskutiert, dass dabei die Dunkelflauten deutlich unterschätzt werden.

Wie ernst man diese Analyse nehmen muss, zeigt eine aktuelle Studie einer Berliner Beratungsgesellschaft, die seit Jahren energiewirtschaftliche Fragestellungen bearbeitet:

• „In einem von wetterabhängigen Erzeugungskapazitäten geprägten Stromsystem ist zu keiner Stunde eine genaue Deckung des Bedarfes durch die Erneuerbaren gegeben. Entweder fallen Überschüsse an oder es besteht ein Defizit (…) Die durch die volatile Erzeugung geprägte Über- oder Unterdeckung wird noch deutlicher, wenn man die sogenannte Residuallast betrachtet. Die Residuallast stellt die Last dar, die nach Einspeisung von PV und Wind zu jedem Zeitpunkt eines Jahres nicht gedeckt ist.“ – bto: So weit, so bekannt.
• „Das kumulierte Defizit beträgt im Jahr 2040 mit 233 TWh fast ein Viertel des Bedarfes. Der Überschuss summiert sich auf 219 TWh. In 5.030 Stunden des Jahres besteht ein Defizit, in 3.730 Stunden ein Überschuss aus der Stromerzeugung der Erneuerbaren Quellen.“ – bto: Das ist wie in der Geschichte des Mannes, der mit einem Fuß im Kühlschrank und dem anderen auf der Herdplatte steht und sich im Durchschnitt einer angenehmen Temperatur erfreut …
• „Es gibt verschiedene Flexibilitätspotenziale, sowohl auf Erzeugungs- wie auch auf Verbrauchsseite. Die Ladung von E-Fahrzeugen und der Einsatz von Wärmepumpen können im Stundenbereich verschoben werden. Nimmt man bei 50% der Ladevorgänge eine mögliche Verschiebung von 5 Stunden und bei 60 % der Wärmepumpen eine Verschiebung von bis zu 12 Stunden in Defizitstunden an, dann kann die Defizitmenge um 15 TWh und die Defizitstunden können um 290 Stunden verringert werden. (…) Wenn es gelingt, alle aufgezeigten Flexibilitätspotenziale zu nutzen, dann lässt sich die Defizitmenge um 90 TWh, d.h. um ca. ein Drittel, und die Defizitstunden von ca. 5.000 auf 3.600 Stunden reduzieren. Demnach müssen nach Nutzung aller Flexibilitäten und Speicher immer noch ca. 140 TWh und eine Spitzenlast von 120 GW abgedeckt werden.“ – bto: Klartext: Was uns hier immer als Lösung versprochen wird, ist keine Lösung.
• „Somit bleibt nach Nutzung aller beschriebenen Potenziale eine abzudeckende Defizit-Strommenge von 140 TWh. Nach dem heutigen Stand der Technik können nur flexible Gaskraftwerke dieses Defizit abdecken. Deshalb gehen wir davon aus, dass in 2040 75 GW Gaskraftwerke erforderlich sind, die durchschnittlich auf über 1.800 Betriebsstunden pro Jahr kommen.“ [Anmerkung: Derzeit verfügt Deutschland über rund 0,04 TWh an Pumpspeicherkapazitäten und knapp 0,01 TWh Batteriespeicher.]– bto: Das Habeck-Ministerium rechnet mit 25 GW … wir sehen das Problem!
• „Es besteht die berechtigte Frage, ob mit einem weiteren Ausbau der Erneuerbaren Erzeugungskapazitäten der Bedarf an flexiblen Kapazitäten reduziert werden kann. Eine Sensitivitätsanalyse zeigt, dass das nicht der Fall ist – jedenfalls nicht in signifikantem Umfang. Selbst wenn man die Erneuerbare Erzeugungskapazität um 50 % erhöht, lässt sich die Spitzendefizitlast nur von 120 auf 117 GW reduzieren. Die Defizitstunden würden sich dann von 5.000 auf 3.300 Stunden und die Defizitstrommenge um 95 TWh reduzieren lassen. Das wäre allerdings mit enormen Überschussmengen und hohen zusätzlichen Ausbaubedarfen des Stromnetzes verbunden. Die Notwendigkeit von flexiblen Kraftwerkskapazitäten würde sich nicht nennenswert reduzieren. Die Betriebsstunden der flexiblen Kraftwerke würden sich jedoch von über 1.800 auf 600 Stunden pro Jahr reduzieren. D.h. bei einer weiteren Erhöhung der Erneuerbaren Erzeugungskapazität über 100 % bilanzieller Bedarfsdeckung hinaus, nimmt der Grenznutzen rasch ab und es ist volkswirtschaftlich sinnvoller, in flexible Kapazitäten, Langfrist-Speicher und Flexibilisierung des Verbrauchs zu investieren.“ – bto: Auch das steht im Widerspruch zu dem, was die Regierung uns immer erzählt. Ganz zu schweigen die Grünen.
• „Um den Strombedarf in Deutschland bilanziell aus Erneuerbaren Stromquellen zu decken, sind Investitionen von über 800 Mrd. EUR erforderlich. Den größten Anteil nehmen dabei mit über 400 Mrd. EUR Wind- und Photovoltaik-Anlagen ein. 135 Mrd. EUR betreffen die Gaskraftwerke und Speicher. In die Netzinfrastruktur sind ca. 250 Mrd. EUR an Investitionen erforderlich.“ – bto: Und das ohne jeglichen Beitrag zur Mehrung unseres Wohlstands. Im Gegenteil.
• „Die Gaskraftwerkskapazität muss von heute 32 GW auf zukünftig 75 GW steigen (s. Abb. 8). 7 GW der heutigen Kapazität sind jünger als 10 Jahre. Hier gehen wir davon aus, dass diese Kraftwerke auf Wasserstoff umgerüstet werden können. Demnach müssen 68 GW neu dazukommen. Neben den für die Abdeckung des Leistungs- und Erzeugungsdefizits notwendigen Gaskraftwerke können für die Netzstützung zusätzliche Kapazitäten erforderlich sein. Es ist unseres Erachtens nach wahrscheinlich, dass langfristig, trotz des Ausbaus der Netzinfrastruktur, Engpässe im deutschen Höchstspannungsnetz bestehen bleiben. Heute sind rund 8 GW durch die Transportnetzbetreiber kontrahierte Kraftwerkskapazitäten notwendig, um das Netz stabil zu halten. Es ist davon auszugehen, dass dieser Bedarf nicht sinkt, sondern im Gegenteil noch steigt. Wir gehen davon aus, dass 2040 12 bis 15 GW notwendig sind, um die Netzstabilität aufrechtzuerhalten. Diese Kraftwerkskapazitäten werden, so wie heute auch, durch vertragliche Absicherung für die Investoren eine risikominimierte Investition darstellen.“ – bto: Das ist sehr nett formuliert. Es kostet einfach viel.
• „In den Engpassstunden ist von einem Preis auszugehen, der höher liegt, als das heute der Fall ist. 2022 wurde in den 400 teuersten Stunden des Jahres ein Durchschnittspreis von 606 EUR/MWh erreicht. Die Gaskraftwerke brauchen zur Abdeckung Ihrer Gesamtkosten einen Engpasspreis von mindestens 680 EUR/MWh über 360 Stunden. Wir schätzen die Wahrscheinlichkeit für ein entsprechendes Preisniveau als hoch ein und erwarten Engpasspreise, die noch darüberliegen.“ – bto: Aber die Erneuerbaren sind ja angeblich so billig. Wenn man das alles zusammenrechnet, ist keineswegs ausgemacht, dass wir hier günstiger fahren als mit Kernenergie.
• „Die Strompreise sind in den nächsten 15 Jahren etwa auf dem zweieinhalbfachen Niveau, dessen zu erwarten, was in den vergangenen 15 Jahren vor der Krise beobachtet wurde. Das spiegelt die Kosten der Dekarbonisierung und der Energiewende wider.“ – bto: Ich bezweifle, dass wir uns das leisten können.

 

Wie viele Wasserstoff-Kraftwerke erfordert die Energiewende und wie erhalten wir sie?

Quelle: www.wirtschaftsdienst.eu

Selbst wenn die ehrgeizigen Ausbauziele für die erneuerbaren Energien erreicht werden, zeigt die vorliegende Simulation, dass Deutschland 2045 rund 100 GW an Wasserstoff (H₂)-Kraftwerken benötigen wird. Trotz des enormen Bedarfs, der von der Politik noch nicht gesehen wird, verläuft der Ausbau von H₂-fähigen Kraftwerken sehr schleppend. Das reine Energy-Only-Market-Konzept versagt und muss um zusätzliche Anreize und Kapazitätsmärkte ergänzt werden.

Dem „Osterpaket“ des BMWK zufolge sollen die EE mit 600 TWh schon 2030 80 % des deutschen Bruttostromverbrauchs befriedigen. Zehn Jahre später soll die fast vollständige EE-Versorgung erfolgen. Getragen werden soll die Expansion von Wind-, vorrangig aber von Photovoltaikanlagen (PV). Für Wasserkraftwerke, Biomasse- und sonstige EE-Anlagen, die derzeit zusammen mit knapp 20 GW einen EE-Kapazitätsanteil von 13 % haben, wird mit einem Rückbau auf insgesamt 8 GW gerechnet. Bereits innerhalb von nur acht Jahren sollen 50 % mehr an EE-Kapazitäten hinzukommen, als in den zurückliegenden 30 Jahren aufgebaut wurden – und das bei bis 2045 vollständigem Ersatzbedarf für die EE-Anlagen der ersten Generation.

Bezogen auf die Stromzufuhr wurden zum einen die vom Verband der Europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) gemeldeten Daten auf das angestrebte Ausbauszenario für 2045 hochgerechnet. Demnach wird die EE-Stromzufuhr zukünftig etwa zwischen 5 GW und 400 GW schwanken.

Bei einer Beurteilung der aufgezeigten Synchronisationsalternativen zeigt sich nachfolgend, dass das Vermeiden einer Unterversorgung zwingend den Aufbau umfangreicher H₂-Kraftwerkskapazitäten voraussetzt, die zudem aus entsprechend dimensionierten Speichern mit Wasserstoff zu versorgen sind (wir gehen von Speicherkapazitäten von mindestens 120 TWh aus). In den Defizitphasen (vgl. Abbildung 1) liegt die maximale Ausfallleistung eines Jahres bei etwa 140 GW, mit häufigen Phasen, in denen mindestens 80 GW fehlen. Die größten Leistungsdefizite treten im Winter auf, zu einer Zeit, in der Photovoltaik-Anlagen kaum Leistung erbringen und in der lang andauernde Windflauten auftreten können. Zudem ist ausgerechnet in dieser Jahreszeit der Energiebedarf am größten.

Bei den Stromimporten wurde in unserem Normszenario unter Beachtung von McKinsey (2023) im ersten Schritt nur mit einer Importkapazität von 10 GW gerechnet. Sie soll zwar schon bis 2030 auf 35 GW oder mehr ausgebaut werden. Vor dem Hintergrund häufig zeitgleicher Engpassphasen muss das Ausland aber auch bereit sein, diese Kapazität zur Verfügung zu stellen, weil sie dort nicht selbst benötigt wird. Die Defizitspitzen eines Jahres von etwa 140 GW könnten somit zwar kurzfristig mit einem Leistungspotenzial von 185 GW ausgeglichen werden. Jedoch ist dieses Potenzial zeitlich nur begrenzt verfügbar.

Der langfristige H₂-Kraftwerksbedarf ist mithin viel größer als bislang offiziell veranschlagt. Die BNetzA (2022, 64) geht davon aus, dass 2045 Gaskraftwerke mit einer Gesamtnennleistung von mehr als 35 GW zur Verfügung stehen werden. Bliebe dies so, müssten die „Spitzenlastlösungen“ einen Energiebeitrag von 5,5 TWh verfügbar machen können (vgl. Abbildung 3). Angesichts der engen Grenzen der anderen Lösungsoptionen in Tabelle 2 müsste das primär durch eine drastische Erhöhung von Importen organisiert werden. Nur müsste dann das Ausland während der längsten „Dunkelflaute“ innerhalb des betrachteten 6-jährigen Zeitraums eine Energie von gut 5.000 GWh, das 11,4-fache der deutschen Energieverfügbarkeit, ins deutsche Netz einspeisen können und wollen. Dies würde zu der absurden Situation führen, dass das Ausland extra für Deutschland Kraftwerke vorhalten müsste, statt dass Deutschland diese gleich selbst bei sich installiert.

Zusammenfassend werden bei Ausnutzen realistischer Lastenmanagement-, Pump- sowie Batteriespeicherpotenziale die erforderlichen Back-up-Kapazitäten an H₂-Kraftwerken am Ende des Transformationsprozesses nach dieser Simulationsrechnung je nach Importmöglichkeiten zwischen 90 und fast 120 GW, vermutlich aber eher bei gut 100 GW, liegen. Das entspricht einer Kapazität von über 80 großen Kernkraftwerken. Eine jüngst erschienene Studie von e.venture (2023, 6) kommt mit 90 GW – als eine von wenigen Studien – zu einer ähnlichen Größenordnung.

Trotz des mittel- und vor allem auch langfristigen Bedarfs ist die tatsächliche Ausbaudynamik bei Gaskraftwerken jedoch unstetig und sehr moderat. In den vergangenen zehn Jahren wurden in der Summe gut 6,3 GW an Erdgaskraftwerken zugebaut. Mit dem Ausbruch des Ukrainekriegs und den damit verbundenen Engpässen in der Gasversorgung sind 2022 die Erweiterungspläne indes geradezu eingebrochen. Während 2022 noch knapp 1,2 GW an Erdgaskraftwerken in Betrieb gingen und noch mehr Zubauten geplant wurden, verringern sich die prognostizierten Zahlen für 2025 auf 0,2 GW.

Investitionen erfordern schnelle Abkehr von der Marktgläubigkeit

Die Stromversorgungssicherheit ist zu zentral, um sie der gut begründeten Gefahr des Marktversagens auszusetzen. Zudem ist angesichts der Vorlaufzeiten – wenn die EE-Ausbauziele und der Kohleausstieg ernst gemeint sind – auch eine rasche Abkehr von einer naiven Marktgläubigkeit erforderlich. Die jüngst mit der EU-Kommission verhandelte Kraftwerksstrategie des BMWK (2023) weist in diese Richtung. Prinzipiell bieten sich folgende gegenseitig ergänzende Alternativen zum Anreizen von Investitionen an, die alle die realistische Aussicht für Kraftwerksinvestoren zur Vollkostendeckung (inklusive der kalkulatorischen Eigenkapitalrendite) beinhalten müssen (BMWE, 2014, 2015; Neumann, 2022, 7):

1. Forcieren langfristiger bilateraler Verträge: Große Stromkunden und -anbieter handeln untereinander vor der Investition langfristige Lieferverträge aus. Für die Abnehmer bietet es sich an, ein für sie reserviertes Kontingent über einen festen Abnahmevertrag abzusichern und den Rest möglicherweise über den regulären Markt zu beziehen. Kraftwerksbetreiber erhalten so absatzseitig Kalkulationssicherheit und müssten die Preise – im Rahmen ansonsten verbleibender Unsicherheiten – vollkostendeckend aushandeln. Die beziehenden Stromkunden erhalten ebenfalls Sicherheit über den Bezugspreis. Um aber auch physische Versorgungssicherheit über das vereinbarte Kontingent zu erhalten und nicht nur Teil eines großen, von vielen anderen Kraftwerken gespeisten Versorgungsnetzes zu sein, bedarf es dezentraler Strukturen, bei denen das kleine H₂-Kraftwerk unmittelbar die Versorgung des Kunden organisiert.
2. Ähnlich wie beim EE-Ausbau tragen deutlich erweiterte staatliche Fördermechanismen im Rahmen von Ausschreibungen für H₂-Kraftwerke mit garantierten Abnahmepreisen dazu bei, das erhöhte Risiko zu kompensieren. Dies bildet den Kern der neuen Kraftwerkstrategie des BMWK. § 39 o und § 39 p EEG 2023 sehen diesen Ansatz als Art Pilotprojekt für „Wasserstoff-Sprinterkraftwerke“ im Umfang von 8,8 GW und für H₂-ready-Erdgaskraftwerke im Umfang von bis zu 15 GW bis 2035 bereits vor. Details sollen bald in Konsultationen erörtert werden. Eine finale beihilferechtliche Genehmigung der EU-Kommission liegt zwar noch nicht vor, aber eine grundsätzliche Zustimmung.
3. Bilden größerer Kapazitätsreserven: Die für die Stabilisierung der Stromversorgung zuständigen Netzbetreiber weiten außerhalb des regulären Strommarkts die attrahierten Kapazitäten aus, primär um Schwankungen in der Spitzenlast auszugleichen. Bereits das Bereitstellen der Kapazitäten wird hier vergütet. Zusätzlich erhalten die Betreiber auch für gelieferten Strom ein Entgelt.
4. Zentraler Kapazitätsmarkt: Eine Regulierungsbehörde legt zentral den abzusichernden Bedarf an Kraftwerksleistung fest. Potenzielle Betreiber bieten ihre Leistung an und verpflichten sich zu deren jederzeitiger Bereitstellung in Langfristverträgen. Für das Vorhalten der Leistung wird ein Entgelt vereinbart. Die Kosten werden aus Steuern finanziert. Zudem können die Betreiber den erzeugten Strom am Markt verkaufen. Die Zuschläge an die jeweiligen Betreiber könnten – um die Kosten gering zu halten – über Auktionen einem Wettbewerbsprinzip zugänglich gemacht werden.
5. Dezentraler Kapazitätsmarkt: Hier wird der Bedarf nicht direkt durch eine „allwissende Behörde“ festgelegt. Stattdessen müssen sich große Verbraucher über zu erwerbende und danach handelbare Leistungszertifikate die benötigten Kapazitäten von Kraftwerksbetreibern sichern. Zum Vermeiden einer Unterversorgung legt die Regulierungsbehörde Pönale fest. Verbraucher müssen diese immer dann bezahlen, wenn die benötigte Leistung nicht durch Zertifikate abgedeckt ist. Erzeuger müssen sie entrichten, wenn sie die versprochene Leistung im Bedarfsfall nicht anbieten können.

Da die Versorgungssicherheit ein öffentliches Gut ist und der Markt zu versagen droht, wäre im Prinzip aber auch ein staatliches Kraftwerksangebot denkbar. Allerdings dürfte dies politisch weder opportun noch in vertretbarer Zeit umsetzbar sein. Obendrein könnte hier durch die fehlende Wettbewerbskomponente das Problem des „Kostenschlendrians“ entstehen.