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Stürmische Zeiten für Netzbetreiber Wenn das Wetter Kapriolen schlägt, gerät das deutsche Stromnetz an die Grenze seiner Belastbarkeit. Für mehr Stabilität sollen neue Trassen sorgen. Aber auch Gaskraftwerke spielen eine entscheidende Rolle.

Foto: Roger Ressmeyer/Corbis

Jörg Riemann ahnte es: Mit Heini würde es Stress geben. Heini – so war ein Tiefdruckgebiet benannt worden, das Mitte November vorigen Jahres Deutschland erreichen sollte. Und umso näher dieser Zeitpunkt rückte, desto klarer wurde es, dass sich unter dem lustigen Namen der erste große Sturm dieses Herbstes zusammenbraute.

Immer, wenn draußen starke Winde toben, klingelt auch Riemanns Telefon Sturm. Er ist Meteorologe beim Berliner Wetterdienst Meteogroup. Und wenn es drauf ankommt, wollen dessen Kunden seinen Rat. Denn die automatisiert errechneten Prognosen geben lediglich Von-bis-Werte an: Schwankungen von ein oder zwei Hektopascal Luftdruck, ein Prozent Luftfeuchtigkeit oder 0,2 Grad Celsius sind immer drin. Erfahrene Meteorologen hingegen könnten Details in der Gesamtwetterlage erkennen, die präzisere Aussagen zulassen. „Von mir wollen die Kunden wissen: Geht der Ausschlag eher an den oberen oder unteren Rand?“ Und viele von ihnen interessieren sich nicht für Angaben in Hektopascal oder Celsius. „Die fragen: Werden es eher 23.000 oder 25.000 Megawatt?“

Es sind Unternehmen aus dem Energiebereich, die solche Fragen stellen. Stadtwerke oft, aber auch Netzbetreiber. Eine Branche, die erst seit wenigen Jahren zur Klientel von Wetterdiensten gehört. „Früher war für die höchstens interessant, wie lang die Heizperiode dauert“, sagt Riemann. Früher – das heißt: vor der Energiewende. Denn dadurch wurde das Wetter zu einem entscheidenden Faktor in der Energieversorgung. Seitdem vollführt der deutsche Strommarkt einen Balanceakt zwischen zwei Vorgaben, die einander widersprechen – ein Netz stabil zu halten und gleichzeitig den Energien den Vorrang zu gewähren, deren Produktion am wenigsten stabil ist: Solarkraft und Wind. Ein Balanceakt, der nur gelingt, weil weiterhin fossile Energieträger als Reserve und Ausgleich zur Verfügung stehen.

Heini machte das besonders deutlich. Als der Sturm am 18. November mit bis zu 170 Stundenkilometern seine größte Wucht erreichte, lieferten Deutschlands Windräder zusammen eine Leistung von 32.600 Megawatt – so viel wie 25 Kernkraftwerke. Ein neuer Rekord. Der bisherige lag bei 29.000 Megawatt und war gerade mal ein knappes Jahr zuvor aufgestellt worden.

EXPERTE: Meteorologe Jörg Riemann von der Meteogroup hat viele Kunden aus der Energiebranche.
Foto: Norman Konrad

Was die Betreiber von Windkraftanlagen freut, bereitet anderen Playern der Energiebranche Bauchschmerzen. Denn der größte Teil der Windräder steht im küstennahen Norden Deutschlands, wo naturgemäß viel Wind bläst. Benötigt wird der Großteil des Stroms jedoch im dicht besiedelten Süden mit seinen vielen Industriestandorten. Die Stromnetze würden die Rekordlasten nicht verkraften. Überhitzungen und Spannungsschwankungen wären die Folge. In solchen Fällen werden im Norden Kraftwerke abgeschaltet. Gleichzeitig müssen die vier deutschen Netzbetreiber Tennet, 50hertz, Amprion und Transnet kurzfristig Kraftwerke in Süddeutschland hochfahren. Im Fall Heini wurde erstmals sogar die sogenannte Winterreserve aktiviert, die auch Lieferungen aus Kraftwerken in Österreich und Italien umfasst. Das kostet nicht nur viel Koordination, sondern auch viel Geld.

Redispatch verschlingt Millionen

Die Strompreise, die jeden Tag an der Leipziger Börse EEX gehandelt werden, bilden diese Realität nicht ab. Hier gilt: Steigt die Produktion, sinkt der Preis. Eine Chance für Einkäufer, um große Mengen an Strom zu ordern. Unabhängig davon, wo der Strom produziert und wo er verbraucht wird. „Dabei geht man davon aus, dass Deutschland wie eine Kupferplatte aufgebaut ist: Man kann an jeder Stelle Strom in beliebiger Menge hineinleiten und an anderer Stelle wieder entnehmen“, sagt Patrick Graichen, Direktor des Berliner Thinktanks Agora Energiewende. „Aber so einfach ist es leider nicht.“

Die Realität heißt Dispatching – Kraftwerkseinsatzplanung. Eine Art Fahrplan, mit dem die Netzbetreiber festlegen, welche Kraftwerke mit welcher Leistung am kommenden Tag laufen müssen, um den Strommarkt gleichmäßig stabil zu halten. Extreme Hitzephasen oder Stürme wirbeln diesen Fahrplan schnell durcheinander. Dann greift der Redispatch: das kurzfristige Hochfahren von Anlagen. Und mit dem steigenden Anteil erneuerbarer Energien wird das Extrem mehr und mehr zum Regelfall. „Vor rund zehn Jahren haben wir vielleicht dreimal im Jahr ins Netz eingegriffen, heute passiert das manchmal dreimal am Tag“, sagt Christoph Thiel, der für den Netzbetreiber Tennet arbeitet. Dort schätzt man, dass sämtliche Stabilisierungsmaßnahmen des Jahres 2015 zusammengenommen 500 Millionen Euro verschlungen haben. Auch das ist ein neuer Rekord. Einer, der auch die Verbraucher erheblich belastet. Denn diese werden über ihre Stromabrechnung an den Kosten beteiligt.

Das soll sich ändern. „Es gibt ein Portfolio an Maßnahmen, wie man dem begegnen könnte“, sagt Thiel. „Aber eines ist ganz klar: Ohne neue Verbindungen wird es nicht gehen.“ 2.700 Kilometer an neuen Stromtrassen hält die Bundesnetzagentur für notwendig, damit der Strom besser fließt. Thiel ist Gesamtprojektleiter für eine Verbindung, die dabei eine Schlüsselstellung einnimmt: den sogenannten Südlink.

ZUSTÄNDIG FÜR SÜDLINK: Tennet Projektmanager Christoph Thiel.
Foto: Norman Konrad

800 Kilometer von Schleswig-Holstein bis nach Baden-Württemberg und Bayern – so sah es der Plan vor, den Tennet umsetzen wollte. Doch der ist seit Kurzem endgültig Makulatur. Weil Bürger und Politiker gegen eine lange überirdische Trasse protestierten, beschlossen Bundestag und Bundesrat im Dezember 2015: Der Südlink kommt unter die Erde. „Elektrotechnisch ist eine Vollverkabelung kein Problem“, so Thiel. „Aber die Baulogistik ist in dieser Dimension neu.“ Zwar hat Tennet insgesamt schon mehr als 1.000 Kilometer Erdkabel verlegt. Schließlich hat der Netzbetreiber bereits Erfahrung mit Windparks in der Nordsee. Die einzelnen Abschnitte waren jedoch nie länger als 90 Kilometer. Immerhin: Der unterirdische Südlink hat nur noch eine Länge von 500 Kilometern, weil er sich Verzweigungen spart, die an der Oberfläche notwendig gewesen wären. Dennoch: „Diese Strecke wäre ein Weltrekord“, sagt Thiel. 

Mehrere Milliarden Euro wird das Projekt kosten, so die Schätzung. Große Unbekannte ist auch dabei die Natur. Beim Südlink hingegen rechnet Thiel damit, auf einen Querschnitt der verschiedenen Bodentypen in Deutschland zu treffen – von Marschböden bis hin zu felsigem Untergrund. Erfahrungen mit solchen Projekten gibt es bislang fast nur bei Gasleitungen. „Wir schauen uns darum genau an, wie die Gasinfrastruktur geplant und realisiert wurde“, sagt er.

Ohne Kraftwerke geht es nicht

Auch aus solchen logistischen Gründen werden Pläne für neue Trassen nur auf sehr lange Sicht die Stabilität der Netze sichern, meint Frank Sensfuß, Leiter des Geschäftsfeldes Strommärkte beim Fraunhofer-Institut für System und Innovationsforschung ISI. „Der Netzausbau ist gut und notwendig. Aber das ist ein Thema, dem wir uns über Jahrzehnte stellen müssen.“ Hinzu komme, dass der Strombedarf eher zunehmen werde. Selbst wenn der Verbrauch in den Haushalten vermutlich in Zukunft sinke. „Dafür kommen neue Bereiche hinzu, die elektrifiziert werden, beispielsweise die E-Mobilität“, sagt Sensfuß. „Redispatch ist eine Lösung, die nicht in extremem Ausmaße weiter wachsen sollte, aber mit der wir vorerst leben müssen.“

Vorausgesetzt, die Kraftwerke, die dafür geeignet sind, stehen zur Verfügung. Unstrittig ist, dass Gaskraftwerke wegen ihrer schnellen Anlaufzeiten am besten geeignet sind, um kurzfristige Spitzen abzudecken. Das weiß keiner besser als Oliver Schwadtke, denn er leitet einen Gaskraftwerkspark im bayerischen Irsching, betrieben von Uniper Kraftwerke. Dort gingen erst 2010 und 2011 mit Block 4 und 5 zwei der leistungsfähigsten Gaskraftwerke der Welt ans Netz. Bis zu 60 Prozent beträgt der Wirkungsgrad der Anlagen, sprich: der Anteil an erzeugtem Strom im Verhältnis zu 100 Prozent eingesetzter Energie. Ältere Kraftwerke schaffen oft weniger als 40 Prozent. Dennoch sind die Rekorde, mit denen Schwadtke im Alltag zu tun hat, meist Minus-Rekorde. Denn die beiden Blöcke sind fast nie in Betrieb, manchmal nur für wenige Tage im Jahr. Das Werk kann mit den derzeitigen Preisen an der Strombörse nicht mithalten. Zum einen wegen der steigenden Produktion von genau der erneuerbaren Energie, deren Unberechenbarkeit Irsching im Notfall ausgleichen muss. Zum anderen, weil Deutschlands Kohlekraftwerke wieder auf Hochtouren laufen. Anders als neue Kraftwerke wie die in Irsching haben diese ihre Investitionskosten schon längst eingefahren. Noch entscheidender aber ist: Kohle zu verfeuern ist so billig wie lange nicht mehr.

REAKTIONSSCHNELL: Oliver Schwadtke leitet Europas modernsten Gaskraftwerkspark der Uniper Kraftwerke im bayerischen Irsching. Foto: Norman Konrad

„Entscheidender Grund dafür ist der Verfall der Zertifikatspreise“, sagt Agora-Direktor Graichen. Für jede Tonne Emissionen, die ein Kraftwerk ausstößt, müssen seine Betreiber ein CO2-Zertifikat vorlegen. Doch während das im Jahr 2010 noch rund 14 Euro kostete, sind es derzeit rund acht Euro, im Jahr 2013 war der Preis zwischenzeitlich sogar auf fünf Euro gesunken. Die Folge ist in einer Studie nachzulesen, die Agora unter dem Namen „Das Energiewende-Paradox“ veröffentlichte: Nachdem der Emissionsausstoß im deutschen Stromsektor von 2007 bis 2010 zurückgegangen war, ist er in den vergangenen Jahren wieder gestiegen und hat sich zuletzt auf einem Niveau von 313 Tonnen eingependelt. 

Eon hatte darum bereits den Antrag gestellt, Irsching 4 und 5 bis auf Weiteres stillzulegen. Das wiederum hätte Tennet bei der nächsten Redispatch-Maßnahme in Schwierigkeiten bringen können. Irsching müsse am Netz bleiben, weil es „systemrelevant“ sei, argumentierte der Netzbetreiber. Inzwischen gibt es eine Einigung, die bis zum Jahre 2018 gilt. Für die Zeiten, in denen Irsching faktisch im Standby-Betrieb läuft, zahlt Tennet die Betriebskosten. Schwadtke beschäftigt seine Mitarbeiter in dieser Zeit unter anderem mit Instandhaltungsmaßnahmen. Weil das Werk auch mit Entschädigungszahlungen nicht kostendeckend arbeitet, ließ er einige von ihnen sogar für Aufgaben schulen, die eigentlich Fremdfirmen übernehmen sollten, beispielsweise die Wartung der Brandschutztüren oder die Prüfung von Kompressoren. „Wir haben uns auf die Situation eingestellt“, sagt Schwadtke, „aber natürlich ist das als Kraftwerksbetreiber unbefriedigend. Wir wollen ja mit unserem Produkt Geld verdienen.“

ANAYLTIKER: Patrick Graichen, Direktor des Berliner Thinktanks Agora Energiewende, hat die Entwicklung der Energiebranche im Blick. Foto: Norman Konrad

Zertifikatspreise müssen sich ändern

Ganz zu schweigen von den Zielen der Energiewende. „Deutschland und die EU haben sich ehrgeizige Klimaziele gesetzt: Bis 2030 muss jedes zweite Kohlekraftwerk vom Netz gehen“, sagt der Agora-Direktor. „Wenn wir das erreichen wollen, müssen wir reagieren.“ Andere Länder machen es vor. So hat Großbritannien den Ausstieg aus der Kohle erklärt. Mindestpreise für CO2-Zertifikate bestrafen dort schon heute Kraftwerke, die Kohle verstromen. „Das hat einen Switch zurück zum Gas gebracht“, sagt Graichen. So oder so: Fossile Kraftwerke seien als Back-up-Lösung unverzichtbar, so Graichen. „Wenn man langfristig mindestens 80 Prozent des Stroms aus erneuerbaren Energien erzeugen will, muss man sich fragen, woher der Strom in den Stunden kommen soll, wenn das Wetter nicht mitspielt.“ Denn der nächste Sturm kommt bestimmt.

Text: Claus Hornung  |  Fotos: Norman Konrad

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