Extreme Wetterereignisse sind selten, können aber erhebliche Auswirkungen auf die Energieversorgung haben. Das hat sich Mitte Februar in Texas gezeigt, als ein historischer Wintersturm den Strombedarf in unvorhergesehene Höhen trieb und gleichzeitig die Gasversorgung für Kraftwerke teilweise zusammenbrach. Die Folge: tagelange Stromausfälle für bis zu 4,3 Mio. Menschen, zeitweise extreme Strompreise und Insolvenzen von Versorgern, die sich nicht gegen diese Preisschwankungen abgesichert hatten.
Um solche Blackouts zu verhindern, ist eine Reserve aus flexiblen Kraftwerkskapazitäten, etwa Gas- oder Ölkraftwerke, nötig, die in Extremsituationen einspringen können. In einer aktuellen Studie hat das Energiemarktanalyseunternehmen Aurora Energy Research errechnet, dass Deutschland im Jahr 2050 zusätzlich bis zu 10 Gigawatt an flexiblen Kraftwerken für Extremwetterlagen brauchen wird. „Diese Anlagen kommen nur dann zum Einsatz, wenn der Bedarf sehr hoch und gleichzeitig die Stromerzeugung etwa von Solar- oder Windkraftwerken niedrig ist“, sagt Kornelia Stycz, Energieexpertin von Aurora und Autorin der Studie. „Solche 'kalten Dunkelflauten' sind allerdings so selten, dass die Backup-Kraftwerke nur wenige Stunden im Jahr in Betrieb sind. Deshalb braucht es ein entsprechendes Marktdesign und verlässliche Rahmenbedingungen, um wirtschaftliche Anreize für die Betreiber zu schaffen, die Kapazitäten vorzuhalten.“
Volatilität von Stromnachfrage und -erzeugung steigt
Mit der zunehmenden Elektrifizierung von Verbrauchssektoren und dem Ausbau der erneuerbaren Energien werden sowohl die Stromnachfrage als auch die Stromerzeugung schwankender. Um das auszugleichen, sind neben Reservekraftwerken auch Maßnahmen auf der Verbraucherseite geeignet: So lassen sich zum Beispiel knapp 20 % der Stromnachfrage flexibilisieren, indem Ladevorgänge von Elektroautos sowie der Betrieb von Wärmepumpen und Wasserstoffelektrolyseuren an die schwankende Erzeugung angepasst werden. Für kürzere Zeiträume - Minuten bis wenige Stunden - können auch Industriebetriebe ihren Strombedarf gezielt beeinflussen, zum Beispiel, indem sie energieintensive Prozesse kurzzeitig verschieben oder pausieren lassen. Dabei ist allerdings der Aufwand den Mehrkosten für zusätzliche Erzeugungskapazitäten gegenüberzustellen.
Verbrauch lässt sich an Erzeugung anpassen
Insgesamt steckt erhebliches Potenzial in einer intelligent angepassten Stromnachfrage: „Wenn wir die verbrauchsseitigen Flexibilisierungen voll ausreizen von E-Autos über Wärmepumpen bis hin zum industriellen Strombedarf, brauchen wir nur 5 Gigawatt zusätzliche flexible Kraftwerke", sagt Stycz. „Wenn wir uns umgekehrt nur auf die Erzeugungsseite verlassen, werden wir die 10 Gigawatt vorhalten müssen, um die Versorgung bei Extremwetter sicherzustellen.“
Für ihre Studie haben die Aurora-Experten den Bedarf an flexibler Kraftwerksleistung in Jahren mit durchschnittlichem Wetter und solchen mit Extremwetterereignissen verglichen. Dabei zeigt sich, dass die 10 Gigawatt an zusätzlicher Backupkapazität in den meisten Jahren überhaupt nicht zum Einsatz kommen; im Mittel sind es pro Jahr weniger als zehn Stunden. „Um in diesen kurzen Einsatzzeiten die Kosten zu erwirtschaften, braucht es Börsenstrompreise von 10.000 Euro und mehr pro Megawattstunde“, sagt Lukas Bunsen, Leiter der Forschungsabteilung Zentraleuropa bei Aurora. Wie die Ereignisse in Texas gezeigt hätten, gäbe es in Zeiten der Knappheit durchaus solche Preise. Allerdings sei ihre Eintrittswahrscheinlichkeit kaum berechenbar, zumal schon kleine Änderungen in den Rahmenbedingungen oder im Marktdesign deutlichen Einfluss auf die Preissetzung haben können. Daraus entstünde ein erhebliches Investitionsrisiko für Anlagenbetreiber.
Verlässlicher Rahmen nötig
Die Studienautoren fordern deshalb politische Vorgaben, die langfristig einen verlässlichen Rahmen bieten: Denn damit die Kraftwerksbetreiber genug in flexible Kapazitäten für Extremwetterlagen investieren, müssen sie darauf vertrauen können, dass der Strommarkt über die gesamte Lebensdauer der Anlagen wie geplant funktioniert und die entsprechenden knappheitsbedingten Preisaufschläge für den erzeugten Strom auch erzielt werden. „Das heißt, die Politik muss sich klar zu einem Marktdesign bekennen – sei es ein reiner Energie- oder ein Kapazitätsmarkt – und dafür unter anderem auch die Frage klären, ob und wie die 2014 eingeführte Kapazitätsreserve in den kommenden Dekaden fortgeführt wird", sagt Bunsen.
Eine englischsprachige Kurzfassung der Studie finden Sie hier.
