Abgefahrene Züge der Energiewende

Unser Ziel ist 100 % Ökostrom, was einen Ausbau von Windkraft und Photovoltaik erfordert. Seit langem ist bekannt, dass die Unstetigkeit dieser Quellen ausgeglichen werden muss. Entweder mit schnell regelbaren anderen Kraftwerken oder mit Speichern. Einige technische Möglichkeiten dafür sind entweder bereits vorhanden, andere erscheinen prinzipiell realisierbar. Doch sie anzuwenden – der Zug scheint längst abgefahren zu sein.

Keine Laufzeitverlängerungen für AKW

Teilweise waren unsere AKW schnell regelbar und gut geeignet zum Ausgleich wechselnder Windkrafteinspeisung. Außerdem emittierten sie kein CO2 und hätten so helfen können, unsere Klimaschutzziele zu erreichen. Dass Kernkraft dafür benötigt wird, beurteilt selbst der IPCC so. Deshalb häuften sich in letzter Zeit Meinungen, man solle die letzten Kernkraftwerke Deutschlands doch weiterlaufen lassen.

Aber das ist unrealistisch. Selbst wenn sich unerwartet eine politische Mehrheit dafür fände – die Betreiber spielen nicht mehr mit: Die Forderung nach längeren Laufzeiten stoßen bei Eon, RWE und EnBW auf einmütige Ablehnung. Laufzeitverlängerung stehen bei ihnen nicht mehr zur Debatte, das Kapitel Kernkraft ist für sie abgeschlossen. Man hat bereits eine langfristige Strategie für den Rückbau ausgearbeitet. Diese wird auch schon umgesetzt.

„So stecken wir heute mitten im Rückbau von drei unserer fünf Anlagen. Und für die beiden Anlagen, die noch Strom produzieren, haben wir planerisch und genehmigungsrechtlich die Weichen für einen zügigen Rückbau direkt nach ihrer Abschaltung gestellt.“

Es ist also nicht zu erwarten, dass die AKW bei Strommangel wieder aktiviert werden. Es braucht aber auch kein Atomkraftgegner Angst zu haben, dass bei uns neue AKW gebaut werden. Offensichtlich sind Großprojekte dieser Art ausgerechnet bei uns, in den hochentwickelten Industrieländern Europas, nicht mehr möglich. Zumindest nicht, ohne dass zwischen Planung und Inbetriebnahme viele Jahre vergehen und die Kosten völlig aus dem Ruder laufen. Im finnischen AKW Olkiluoto wurde der Block 3 bereits im Jahr 2002 geplant. Doch erst 2022 soll er endlich ans Netz gehen. Die ursprünglich geplanten 3 Mrd. € haben sich verdreifacht. Der Bau von Hinkley Point C in Großbritannien dauert ebenfalls länger als geplant und wird teurer. Das dritte im Bau befindliche AKW (Frankreich, Flamanville) ist mehr als 10 Jahre im Zeitverzug. Baukosten: ursprünglich 3,3 Mrd. €, letzte Schätzung 12,4 Mrd. €.

Wird es bei uns jemals neue AKW geben? Falls ja, dann jedenfalls nicht in absehbarer Zeit.

Keine neuen Gaskraftwerke in Sicht

Schnell regelbar sind Gaskraftwerke. Ich vermutete bisher, wir würden in den nächsten Jahren einfach weitere Gaskraftwerke bauen. Ein Gaskraftwerk zu bauen, geht deutlich schneller als der Bau von Kohlekraftwerken und ist nur etwa halb so teuer. Mit dieser Technik können auch kleine flexible Anlagen gebaut werden. Von vielen Firmen wird das bereits zur Absicherung der eigenen Stromversorgung genutzt. Beispielsweise verwendet Globalfoundries bei uns in Dresden solche Systeme mit der Leistung einiger MW.

Aber wie sieht es aus mit der Versorgung ganzer Städte oder des Staates? Die benötigte elektrische Leistung liegt in Deutschland meist über 50 GW und erreicht Spitzenwerte von etwa 80 GW. Aktuell sind bei uns Gaskraftwerke mit einer Gesamtleistung von etwa 25 GW in Betrieb (Quelle: Kraftwerksliste der Bundesnetzagentur – Stand: 19.01.2021). Wir schalten in wenigen Monaten die letzten AKW ab. Wir diskutieren über immer schnellere Kohleausstiege. Es müsste also möglichst schnell damit begonnen werden, viele neue Gaskraftwerke zu erbauen. Das muss mehr sein als die bereits vorhandene Menge, denn diese Kraftwerke müssen in der Lage sein, an windstillen dunklen Tagen fast die komplette Stromversorgung auch in Spitzenzeiten zu gewährleisten.

Laufen entsprechende Planungen? Bei Wikipedia gibt es eine „Liste geplanter und im Bau befindlicher Gaskraftwerke in Deutschland“. Dort sind 18 Einträge geplanter Gaskraftwerke angegeben mit einer Gesamtleistung von ca. 10 GW. Bei den meisten steht „In Planung“. Wenn man zu den einzelnen Projekten recherchiert, zeigt sich aber, dass fast nichts davon gebaut wird. „In Planung“ mit tatsächlichem Bauvorhaben trifft nur auf ein einziges Kraftwerk zu: Leipheim, 300 MW, geplante Fertigstellung 2023.

Größtenteils wurden die Planungen eingestellt oder liegen auf Eis. Zu einigen Projekten findet man nur mehrere Jahre alte Presseartikel, in denen von Verzögerungen die Rede ist (z.B. GUD-Kraftwerk Oberrhein, letzte Erwähnung 2014) oder die einen unklaren Planungszustand erwähnen mit Tendenz zur Ablehnung (z.B. Kraftwerk Arzberg). Schon im Bau sind nur 4 Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von lediglich 1,36 GW (Herne, Wolfsburg West, Wolfsburg Süd, Biblis). Zwei weitere (Irsching 6, Marbach IV, je 300 MW) wurden gebaut, sie sind aber nicht für die normale Stromversorgung vorgesehen. Irsching 6 soll nur der Netzstabilisierung dienen, Marbach IV dient als Reserve und soll „so selten wie möglich Strom erzeugen und im Idealfall niemals laufen“. Dieses Kraftwerk ist maximal für einen Betrieb von bis zu 1500 Stunden pro Jahr genehmigt.

Fast niemand baut mehr Gaskraftwerke. Da Klimaschützer neben dem Kohleausstieg längst auch einen Gasausstieg fordern, ist es völlig nachvollziehbar, dass kaum noch Investitionen in eine Technologie stattfinden, deren künftige Anwendbarkeit unklar ist.

Power-to-gas ohne Methan

Eine Sache, die anscheinend auch nicht weiter verfolgt wird, ist die Energiespeicherung durch Methanisierung von Wasserstoff. In Diskussionen zur Energiewende kommt man schnell auf die notwendige Speicherung. Optimisten behaupten dabei oft, das sei alles machbar, die Technologien wären vorhanden, dazu gäbe es Berechnungen. Gern wird dann auf die Fraunhofer-Gesellschaft verwiesen, die schon alles ausgearbeitet hätte. Als Quelle wird dann oft auf das Dokument „Wege zu einem klimaneutralen Energiesystem“ verwiesen oder auf „100 % Erneuerbare Energien für Strom und Wärme in Deutschland“ (Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE). Darin steht tatsächlich alles. Zwar nicht, wie es aufzubauen ist, aber es steht drin, was man mit heute schon vorhandenen Technologien tun könnte. Vor allem: Welche Größenordnungen man benötigte.

Berechnet wurden drei Szenarien. Einmal das mit den niedrigsten Kosten, eins mit maximaler Gebäudesanierung (geringstem Wärmebedarf) und ein mittleres. Als Speicher vorgesehen waren jeweils drei Arten: Batteriespeicher, Pumpspeicherwerke und mit Power-to-gas erzeugtes Methan, welches im Erdgasnetz gespeichert würde. Methan ist dabei in jedem Fall der wichtigste Anteil: Gespeichert werden damit sollen 67 TWh (Variante max. Sanierung) bis 86 TWh (Var. niedrigste Kosten). Damit ist allerdings nicht die erzeugbare elektrische Energie gemeint ist, sondern die chemisch gebundene im Methan, der Heizwert (das geht aus dem Text nicht hervor, aber aus den Zahlen in den Grafiken). Der Wirkungsgrad im Gaskraftwerk wurde mit 65% angesetzt.

Bildquelle: „100 % Erneuerbare Energien für Strom und Wärme in Deutschland“, Abb. 6 (Fraunhofer ISE); System, das zu niedrigsten jährlichen Gesamtkosten führt

Diese Dimensionierung der Speicherkapazität ist übrigens ein interessantes Detail, weil sie bereits in der 67 TWh-Version für mehr als vier Wochen reichen würde (*). Energiewende-Optimisten behaupten ja gern, so viel Speicherkapazität bräuchte man gar nicht, schon die für einen einzigen Tag sei übertrieben. Doch braucht man. Zumindest geht man beim Fraunhofer ISE davon aus.


(* Ausgegangen wurde von einem jährlichen Strombedarf von 500 TWh. Das ergibt einen wöchentlichen Strombedarf von 9,6 TWh. Aus 67 TWh werden bei einem Wirkungsgrad von 65 % rund 43 TWh Elektroenergie. Mit 43 TWh könnte man also 4,5 Wochen überbrücken.


Die Batteriespeicher und Pumpspeicher erscheinen dagegen nebensächlich, denn ihre Kapazität dimensionierte man nur im GWh-Bereich. Batterien: 52 bis 66 GWh. Das zu erreichen, erscheint wenig realistisch, denn bereits ein viel kleineres 250 MWh-Projekt wird von einer Bürgerinitiative bekämpft. Für Pumpspeicher ging man jeweils von 60 GWh aus. Unsere Pumpspeicherwerke kommen aber nur auf 38 GWh, neue wird es dank verhindernder Bürgerinitiativen auch nirgends geben. Aber egal, wirklich relevant ist sowieso nur die Methanspeicherung.

Doch von dieser redet heute kein Mensch mehr. Ohne jede Begründung fiel die Möglichkeit mit Methan plötzlich unter den Tisch. Seit kurzem geht es nur noch um Wasserstoff. Diesen hätte man zwar auch für die Methanisierung benötigt, aber die weitere Verwendung ist anders. Methan kann man problemlos im Erdgasnetz speichern, denn Erdgas besteht überwiegend aus Methan. Die Kapazität des deutschen Erdgasnetzes und der angeschlossenen Speicher wird aktuell auf ca. 210 TWh geschätzt, wobei die Angabe sich ebenfalls wieder auf den Heizwert bezieht. Wasserstoff kann man zwar auch durch Rohre leiten, aber diese müssen aus speziellen Stahlsorten bestehen, bzw. aus Stahl mit bestimmten Oberflächeneigenschaften. An Ventile und Verdichter stellen sich ebenfalls andere Anforderungen. Wasserstoff kann man zwar auch im herkömmlichen Erdgasnetz transportieren, wenn er in geringem Anteil beigemischt wird („hydrogen blending“). Mit geeigneten Methoden („Hydrogen deblending“) kann er wieder ausgefiltert werden. Ungünstig daran ist, dass Anwender mit dem Bedarf an reinem Erdgas/Methan dadurch Nachteile erhalten und auch technische Kompensationsmaßnahmen einsetzen müssen. Bei Wasserstoff geht man aktuell mehr von einer Verflüssigung und Transport in Behältern aus. Wasserstoff kann man auch nicht wie Methan in normalen Gaskraftwerken verbrennen, da die Turbinen anders beschaffen sein müssen. Eine Wasserstoff-Infrastruktur benötigt viel mehr technische Anpassungen.

Insofern wäre power-to-gas mit Methan technisch problemloser gewesen und vor allem – dank vorhandener Erdgasinfrastruktur – schneller einsetzbar. Das gesamte Erdgasnetz auf Wasserstofftauglichkeit umzubauen, klingt nach einem sehr hohen Zeitaufwand. Es müsste jetzt aber alles sehr schnell gehen.

Beiden Methoden gemeinsam ist der schlechte Wirkungsgrad. Bei der Methanisierung kommt als Nachteil noch dazu, dass man für die chemische Reaktion Kohlenstoff benötigt. Dieser müsste logischerweise vorher der Atmosphäre entnommen worden sein, damit es insgesamt CO2-neutral bleibt. Das ist ein klarer Nachteil. Ich habe aber nirgends gelesen, dass dies der Grund für die Neuausrichtung auf Wasserstoff sei. Von Methan hat ohne Ankündigung eines Tages einfach niemand mehr geredet.


Wie wird es ausgehen? Ich habe beschlossen, es auf mich zukommen zu lassen. Die Probleme wurden nun lange genug beschrieben, es scheint niemanden zu interessieren. Immerhin bin ich sehr fasziniert davon, dass ein Land seine Kraftwerke abschafft, ohne vorher eine vollständige Alternative aufgebaut zu haben. Wo erlebt man so etwas schon? Ist doch auch schön, das live vor Ort miterleben zu dürfen.

4 Kommentare:

  1. Wie immer auf den Punkt.
    Hier bei uns müssen wir uns gerade gegen 13 WEA mit einer Höhe von >250 Metern auf dem Kamm des Teutoburger Waldes bei Detmold wehren. WestfalenWind (Lackmann) hält das Projekt in einem seit Jahrzehnten geschützten Waldgebiet unmittelbar am Hermannsdenkmal für unbedenklich.

    Ich finde es auch schön, so etwas vor Ort live miterleben zu dürfen. 🙂

    https://kiebitz.mchlksr.de/natur/dem-hermann-kommen-die-traenen-angesichts-des-windigen-groessenwahns/

  2. Eine Nachgeburt des EEG

    Frank: Immerhin bin ich sehr fasziniert davon, dass ein Land seine Kraftwerke abschafft, ohne vorher eine vollständige Alternative aufgebaut zu haben. Wo erlebt man so etwas schon? Ist doch auch schön, das live vor Ort miterleben zu dürfen.

    Also, ich finde das nicht so prickelnd. Denn immerhin bedeutet diese Kopflosigkeit, daß die Gefahr eines blackouts, sprich großflächiger, längerdauernder Stromausfall, näher rückt. Unsere Stromversorgung wird seit der Verabschiedung des EEG zunehmend unsicher. Das läßt sich ablesen an der steigenden Häufigkeit von Sicherungs-Maßnahmen der Netzstabilität. Ich greife zwei heraus: Das Einspeisemanagment und Redispatch-Eingriffe. Die verkürzten Definitionen sind aus dem Monitorberichte 2017der Bundesnetzagentur, Seite 478 und 486.
    Zitat: Das Einspeisemanagement ist eine speziell geregelte Netzsicherheitsmaßnahme
    gegenüber den Anlagen Erneuerbarer Energien (EE-), Grubengas und Kraft-Wärme-
    Kopplung (KWK). Der in diesen Anlagen erzeugte Strom ist vorrangig in die Netze
    einzuspeisen und zu transportieren … Die verantwortlichen Netzbetreiber können unter besonderen
    Voraussetzungen jedoch auch diese bevorrechtigte Einspeisung vorübergehend
    abregeln, wenn die Netzkapazitäten nicht ausreichen, um den insgesamt erzeugten
    Strom abzutransportieren. Zitat Ende
    Zitat: Redispatch bezeichnet den Eingriff in den marktbasierten Fahrplan von
    Erzeugungseinheiten zur Verlagerung von Kraftwerkseinspeisungen. Dabei werden
    Kraftwerke … vom ÜNB angewiesen ihre Einspeiseleistung abzusenken/zu
    erhöhen, … Redispatch ist vom Netzbetreiber zur Sicherstellung eines sicheren und zuverlässigen Betriebs der Elektrizitätsversorgungsnetze anzuwenden. Dies geschieht, um Leitungsüberlastungen
    vorzubeugen oder Leitungsüberlastungen zu beheben. Der Netzbetreiber erstattet den
    am Redispatch teilnehmenden Kraftwerksbetreibern deren entstehende Kosten. Zitat Ende Hervorhebungen von mir.
    Die nachstehenden Abbildungen 1und 2 entstammen dem
    Monitorbericht 2020 der Bundesnetzagentur
    , Seite151 bzw. 486.

    Abb.1:

    Wie man sieht ist das meiste der Ausfallarbeit dem Abschalten von Windenergieanlagen geschuldet.
    Abb.2:

    Wie man sieht, steigen ab 2013 die Zahlen für Energiemenge und Kosten im Zusammenhang mit EinsMan an. Ähnlich verhält es sich bei den entsprechenden Werten beim Redispatch. Letztere mußte ich mir mühsam aus den einzelnen Monitorberichten heraussuchen, um sie danach mit Excel verarbeiten zu können.

    Abb.3:

    Abb.4:

    Zitat: In den Anfangsjahren des EEG kürzte man Einspeisemanagementmaßnahmen mit EMM. Im Monitorbericht 2012 der Bundesnetzagentur liest man: Einspeisemanagementmaßnahmen (EMM) beschreiben die temporäre Reduzierung der Einspeiseleistung von erneuerbaren Energien … Im Vergleich zu 2010 hat sich die Menge der Ausfallarbeit mit etwa 421 GWh mehr als verdreifacht (2010: etwa 127 GWh). Der starke Anstieg der Ausfallarbeit steht mit dem ungebremsten Zubau der erneuerbaren Energien und dem nur langsam voranschreitenden Netzausbau im unmittelbaren Zusammenhang. Von EMM waren hauptsächlich Windkraftanlagen … betroffen. Die Anwendung der EMM konzentrierte sich auf Netzgebiete mit einer hohen installierten Windleistung in Norddeutschland. Zitat Ende
    Im Vergleich zu heute bescheidene Zahlen. Die Troublemaker waren aber schon damals die Windkraftanlagen, welche heute zunehmend unsere Landschaft verschandeln. Interessant ist m.E. noch Folgendes: Das Einspeisemanagement ist eine direkte Folgerung aus dem EEG, sozusagen dessen Nachgeburt.
    Im Vergleich zum Nettostromverbrauch Deutschlands von 288 TWh in 2020 nehmen sich die von EinsMan und Redispatch bescheiden aus. Aber der Vergleich mit den Zahlen von 2009 zeigt: Unsere Stromversorgung ist unsicherer geworden. Energiemengen und Kosten sind das Eine; interessant zu wissen wäre wieviele Eingriffe dahinter stehen. Den diese müssen ja von den Jung´s in den Schaltzentralen der Netzbetreiber beschlossen und getätigt werden! Leider geben die Monitoringberichte dazu nichts her.
    Abschließend noch eine Tabelle, welche nebenbei entstanden ist.

  3. @ Michael_DD: Senden Sie mir die Abbildungen per Mail, ich füge sie noch ein.

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