Die Volatilität der zunehmenden Solar- und Windenergiemengen muss ausbalanciert und dem Verbrauch angepasst werden, um die Stromversorgung zu stabilisieren und Blackouts zu vermeiden. Die Situation ist dabei in Österreich ident mit jener am deutschen Markt, dem sich die DB-Untersuchung in erster Linie widmet. Der Bedarf an kurzfristiger Stromspeicherung dürfte sich bis 2025 zumindest verdoppeln und danach weiter wachsen. Der altersbedingte Wegfall fossiler Kraftwerksleistung und der Kernenergieausstieg erfordern neue, auf Bedarf abrufbare Kapazitäten, um künftige Engpässe zu vermeiden. Eine kurzfristige Speicherung erlauben Pump- und Druckluftspeicher sowie Speicherkraftwerke.
Stromüberchüsse benötigen Speichermöglichkeiten
Spätestens 2040 ist eine regelmäßige Speicherung von 40 TWh notwendig, um die sich abzeichnenden Überschüsse aufzufangen. Überdies muss Elektrizität dann über mehrere Wochen und Monate gespeichert werden. Allein in den kommenden zwei Dekaden summiert sich der Investitionsbedarf für neue Energiespeicher in Deutschland auf rund EUR 30 Mrd. Wasserstoff- und Methanspeicher sind weiterzuentwickeln, damit die Energiewende bezahlbar bleibt und sicher bewerkstelligt werden kann. Zudem sind alternative bzw. additive Anpassungsstrategien wie die beschleunigte und vertiefte Integration der europäischen Elektrizitätsnetze voranzutreiben.
Erneuerbare Energie wird im Preis wettbewerbsfähig
Der Ausstieg aus der Kernkraft ist in Deutschland 2011 zu einem relativ breiten gesellschaftlichen Konsens gereift. Auch im Ausland ist ein Kernenergiezubau infolge der Katastrophe in Fukushima politisch schwerer durchsetzbar. Zeitgleich ist in den europäischen Staaten ein fortgesetzter politischer Wille zur Reduktion klimaschädlicher CO2-Emissionen erkennbar. Vor diesem Hintergrund ist es ein Vorteil, dass die neuen Technologien rund um Windkraft und Photovoltaik (PV) dank technischen Fortschritts allmählich Elektrizität zu immer niedrigeren Kosten erzeugen können. Zukünftig verliert die prominenteste Hürde der erneuerbaren Energien (EE), das Erreichen der preislichen Wettbewerbsfähigkeit mit konventionell erzeugtem Strom, allmählich an Relevanz. Moderne Windanlagen an der Nordseeküste erzeugen Strom bereits heute zu Haushaltsstrompreisen; freilich liegen die Preise an den Strombörsen im Schnitt noch spürbar niedriger.
Der Erfolg der Erneuerbaren schafft ein neues Problem
Die Stromerzeugung aus EE ist extrem schwankungsintensiv und unkontrollierbar, da der Zeitpunkt der Stromerzeugung (wenn der Wind bläst oder die Sonne scheint) nur zufällig mit dem des Stromverbrauchs zusammenfällt. Schon heute können nicht alle Grünstrommengen zu jeder Zeit eingespeist werden.
Die Stromerzeugung aus PV und Windkraft verändert sich mit einer gewissen Regelmäßigkeit über das Jahr hinweg. Bei PV sind zudem relativ gleichmäßige Veränderungen über den Tag zu beobachten. Zusätzlich dazu existieren vor allem beim Wind (mit Schwach- und Starkwindperioden) stochastische Schwankungen über mehrere Tage bis in den Wochenbereich hinein.
Notwendiger Ausgleich der Netzlasten
Auch der Stromverbrauch verändert sich einem charakteristischen Muster zufolge übers Jahr, eine Woche und den Tag hinweg, und schwankt überdies aufgrund weniger regelmäßig auftretender Faktoren. Da das Stromnetz keinen Strom speichert, muss zu jedem Zeitpunkt immer genauso viel produziert oder eingespeist werden, wie entnommen wird – sonst kommt es zum Netzzusammenbruch. Um diesen zu verhindern, ist Lastmanagement oder die aktive Abstimmung von Einspeisung und Verbrauch der Elektrizität erforderlich.
Neue Lösungen sind wichtig, reichen aber nicht aus
Zu den jüngeren Ansätzen zählt der Einsatz von Smart Grids und Smart Metering. Verbraucher sollen mit Haushaltsgeräten, Klimaanlagen und Elektroheizungen für eine Anpassung des Stromverbrauchs an die Erzeugung sorgen. Die Analysten der Deutschen Bank rechnen damit, dass sich 2025 6% und 2040 10% des Stromverbrauchs variabel anpassen. Im Kern wird bei Einspeiseengpässen der Verbrauch gedämpft und bei drohenden Überschüssen erhöht.
Der Ausbau von Übertragungsnetzen (vor allem eines transnationalen Supernetzes) führt ebenfalls zu einer Netzentlastung und einer Abschwächung von regionalen EE-Schwankungen. Allerdings vollzieht sich der schon auf nationaler Ebene recht schleppende Netzausbau auf europäischer Ebene noch langsamer.
Auch der Bau von Offshore-Anlagen und höheren Windrädern (Neubau, Repowering) ermöglicht durch die Nutzung stabilerer Windverhältnisse eine gleichmäßigere Einspeisung. Wir rechnen damit, dass die zu jedem Zeitpunkt verfügbare Grundlastfähigkeit von Windenergie von heute 0,3% bis 2025 auf 1% und bis 2040 auf 3% der installierten Kapazität in Deutschland steigt. Natio-nal ist das Potenzial, Schwankungen zu glätten, folglich begrenzt.
Der verstärkte Eigenverbrauch von Solarstrom ist ein weiterer Weg, die Netze auf niedriger Ebene zu entlasten. Der Anteil dieser direkten Verwendung lag 2010 für PV-Anlagen, welche die EEG-Eigenverbrauchsnutzung in Anspruch nahmen, bei 0,4% des gesamten erzeugten PV-Stroms. Eine Steigerung auf 20% bis 2025 und auf 35% bis 2040 erscheint möglich.3 Allerdings wird hier keine zeitliche Abstimmung der Nachfrage auf die Erzeugung erreicht.
Ein veränderter Kraftwerkspark bietet andere Möglichkeiten
In der Vergangenheit erfolgte eine Anpassung der Stromerzeugung an den Ver-brauch (Lastfolge) mittels flexibler Kraftwerke. Diese stellten bisher einen gro-ßen Teil der Elektrizität mit variabel produzierter Residuallast zur Verfügung. Sehr flexible Anlagen glichen zudem mit der Bereitstellung von Regelleistung unerwartete Nachfrageschwankungen und Kraftwerksausfälle aus oder stellten andere Systemleistungen bereit.
Weitere Antworten und Fakte zum Thema der Integration von Erneuerbarer Eneregie finden Sie in der Vollversion der DB-Analyse „Moderne Stromspeicher – Unverzichtbare Bausteine der Energiewende“ aus der Deutschen Bank.
