![\"\"](\"https://makroskop-assets.fra1.digitaloceanspaces.com/wp/web/app/uploads/2017/03/20170309_NG_Abb01.png\")
Diese These möchte ich auf Basis einer aktuellen Veröffentlichung des Fraunhofer IWES mit dem Titel „Analyse eines europäischen -95%-Klimazielszenarios über mehrere Wetterjahre“ im Folgenden erläutern und belegen.
\nMit der Klimakonferenz von Paris COP21 hat sich die Weltgemeinschaft zu einer Begrenzung der Klimaerwärmung auf deutlich unter 2°C verpflichtet. Dabei ist es wissenschaftlicher Konsens, dass die Konsequenzen für Deutschland mindestens eine Vollversorgung des Energieversorgungssystems mit Erneuerbaren Energien (EE) bis 2050 bedeuten. Konsens ist hierbei auch, dass dabei die Energieversorgung maßgeblich auf den fluktuierenden Energiequellen Windkraft und Photovoltaik basieren muss und dass diese auch zu hohen Anteilen den Stromverbrauch für zusätzliche Anwendungen im Verkehrs-, Gebäudewärme- und Industriebereich über die Sektorenkopplung decken müssen (siehe BMWi 2016).
\nHierbei wird aber in der energiepolitischen Diskussion oft bezweifelt, dass die Versorgungssicherheit durch ein derart stark vom Wetter abhängiges Energieversorgungssystem gegeben ist. Hierfür wird der Begriff Dunkelflaute in den Medien immer wieder verwendet. Gerade der 24. Januar 2017 wurde hier aufgegriffen (z.B. hier). Wie in folgender Abbildung dargestellt, haben ca. 26.000 Windkraftanlagen fast den ganzen Tag über mit einer Leistung von weniger als einem GW und ca. 1,2 Millionen Solaranlagen maximal 2,3 GW nur mittags für kurze Zeit produziert. Wobei der deutsche Stromverbrauch dagegen bei bis zu 74,5 GW lag und Wind- und Solarenergie gegen 18 Uhr sogar nur gut zwei Prozent der Last gedeckt haben.
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Quelle: Agora Energiewende
\nKlar ist aber auch, dass man so eine Frage nicht für Deutschland isoliert betrachten kann. Deutschland ist bereits heute in einen europäischen Binnenmarkt für Strom mit einem vermaschten Stromnetz und einem gemeinsamen Emissionshandel eingebunden. Versorgungssicherheit und die Erreichbarkeit von Klimazielen muss deshalb auch europäisch bewertet werden. Im Folgenden wird der Einfluss der Wahl eines historischen Wetterjahres (2006 bis 2012) als Grundlage für die Simulation eines langfristigen Szenarios einer regenerativen Vollversorgung aller Energiesektoren Deutschlands und Europas im Jahr 2050 untersucht.
\nDazu wird mittels der sektorübergreifenden Ausbau- und Einsatzoptimierung SCOPE ein kostenminimales Gesamtenergieversorgungssystem (Strom, Gebäudewärme, Industrieprozesswärme, Verkehr) bestimmt, welches das Klimaziel einhält und die Versorgungssicherheit bzw. permanente Deckung der Nachfrage in allen Anwendungen und Sektoren gewährleistet (8.760 h/Jahr). Durch das Modell ist grundsätzlich eine Technologieoffenheit gewährleistet.
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In folgender Abbildung ist für die einzelnen Länder Europas der ermittelte kostenminimale EE-Mix an der Nettostromerzeugung dargestellt. Bis auf wenige Kernkraftwerke handelt es sich um eine ausschließlich erneuerbare Versorgung. Unterschiede ergeben sich vor allem aus der Rolle von Gaskraftwerken (auf Basis von Power-to-Gas) in den einzelnen Ländern. Dieser Einfluss von beiden Kraftwerkstypen wird durch die Hintergrundfarbe abgebildet.
\nDes Weiteren sind große Unterschiede zwischen Ländern mit hohen Anteilen Wasserkraft und den Anteilen zwischen Windkraft und PV je nach Flächenpotenzial und EE-Ressource festzustellen. Dabei wird unterstellt, dass der langfristig noch bestehende Kraftstoffverbrauch (z.B. im Flug- und Schiffsverkehr und Teile des Lkw-Verkehr) außerhalb Europas über Power-to-Liquid als synthetische erneuerbare Kraftstoffe durch weitere hier nicht dargestellte Wind- und Photovoltaik-Anlagen bereit gestellt wird.
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Für Deutschland ist die langfristige Stromverbrauchs- und Erzeugungsbilanz im Folgenden dargestellt. In Summe ergibt sich ein Nettostromverbrauch von 838 TWh (im Vergleich dazu liegt dieser heute bei ca. 550 TWh). Für die Dekarbonisierung des Energieversorgungssystems ist ein hoher Ausbau an Windkraft und Photovoltaik notwendig. Dabei sei darauf hingewiesen, dass im Bereich Wind-Onshore ausschließlich Schwachwindanlagen unterstellt werden. Die installierte Leistung von hier 127 GW könnte bei einem Anteil von Starkwindanlagen auch höher ausfallen, um die gleiche Energiemenge zu erzeugen. Für Wind-Offshore ist ein Ausbau auf 32 GW unterstellt. Für Photovoltaik beträgt die installierte langfristige Leistung 171 GW.
\n![\"\"](\"https://makroskop-assets.fra1.digitaloceanspaces.com/wp/web/app/uploads/2017/03/20170309_NG_Abb04.png\")
Der hohen wetterabhängigen fluktuierenden Stromerzeugung steht eine hohe Flexibilität beim Verbrauch (Lastmanagement auf Basis von elektrischen oder thermischen Speichern, hybride Systeme), sowie im Bereich Import/Export und elektrischen Speichern gegenüber. Die maximal im Jahr abgerufenen Leistungen einer jeden Anwendung sind im Folgenden für die Erzeugung und für den Verbrauch dargestellt.
\nFür die Erzeugung
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Für den Verbrauch
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Aufgrund dieser Flexibilität besteht am Ende eine hohe noch abzuregelnde EE-Leistung, aber energetisch macht diese mit weniger als 2% der Wind- und Photovolatik-Erzeugung nur einen geringen Anteil aus. Die Dynamik des Ausgleichs von Verbrauch und Erzeugung ist auf der Projektseite visualisiert. Der Unterschied zwischen den sieben Wetterjahren kann für alle Zeitreihen mittels des Szenariogenerators verglichen werden.
\nBezogen auf den Einsatz der Gaskraftwerke (vor allem KWK-Anlagen aber auch Gasturbinen) in Deutschland ist in folgender Tabelle der Einfluss auf die Netto-Stromerzeugung und die abgerufene Leistung dargestellt. Die Stromerzeugung aus diesen Kraftwerken schwankt dabei um 20,3 TWh/a und die maximale Leistungsnachfrage schwankt um 5,5 GW. Während das Jahr 2010 eindeutig das Jahr mit dem höchsten Einsatz von Gaskraftwerken darstellt, ist der Unterschied zwischen dem Extremjahr 2007 (viel EE-Strom, warmes Jahr) und dem Jahr 2008 gering.
\n![\"\"](\"https://makroskop-assets.fra1.digitaloceanspaces.com/wp/web/app/uploads/2017/03/20170309_NG_Abb07.png\")
Grundsätzlich ist der noch notwendige Einsatz von thermischen Kraftwerken mit 3-5% an der gesamten Stromerzeugung sehr gering. Bezogen auf die Jahresdauerlinien (in folgender Grafik als Ausschnitt von 8.760 h/a) wird der Unterschied noch deutlicher. Die maximal abgerufen Leistung beträgt 29,6 GW (im Vergleich dazu sind heute ca. 85 GW fossile und nukleare Kraftwerke in Betrieb). Bezieht man diese Stunden mit einem vergleichbaren Leistungsabruf auf die Gesamtzahl an Stunden über sieben Jahre, ergibt sich eine theoretische Versorgungssicherheit von 99,945%.
\n![\"\"](\"https://makroskop-assets.fra1.digitaloceanspaces.com/wp/web/app/uploads/2017/03/20170309_NG_Abb08.png\")
Auch die strombezogenen Energiebilanzen wurden für alle Jahre ausgewertet. In absoluten Zahlen weist der wetterjahrbedingte Ausgleich über den europäischen Import/Export eine größere Rolle auf (maximale Differenz von 52 TWh) als der Einsatz von Gaskraftwerken (maximale Differenz von 20 TWh) oder die Stromverwendung durch Power-to-Gas (maximale Differenz von 22 TWh).
\nIm Basisszenario mit europäischer Versorgungssicherheit ist der Kraftwerkspark relativ klein dimensioniert. In einer Sensitivität wurde der Einfluss eines überdimensionierten Kraftwerksparks (nationale Versorgungssicherheit in jedem Land) simuliert. Das Wetterjahr 2010 weist mehrere kritische Versorgungssituationen auf, als Extrema über sieben Wetterjahre. In Hinblick auf die Frage einer europäischen versus einer nationalen Versorgungssicherheit ist hierbei Dienstag der 26.01. am späten Nachmittag/frühen Abend hervorzuheben. Es handelt sich um einen kalten Tag mit ca. -9°C Außentemperatur (deutschlandweit bevölkerungsgewichtetet). In folgender Abbildung ist der Tag im Wochenverlauf dargestellt. An diesem Tag gibt es dennoch tagsüber eine PV-Einspeisung. In den Abendstunden geht die Windeinspeisung fast komplett zurück. Es kann noch Strom aus dem Ausland importiert werden und die Stromspeicher können einen Teil dieser Last puffern.
\n![\"\"](\"https://makroskop-assets.fra1.digitaloceanspaces.com/wp/web/app/uploads/2017/03/20170309_NG_Abb09.png\")
Die Reduktion des Strom-Imports durch die höhere nationale Kraftwerksleistung beträgt aber nur 8,4 GW. Entsprechend müsste für eine Gewährleistung einer nationalen Versorgungssicherheit diese Leistung zusätzlich vorgehalten werden. Wenn der Import, der in diesen Stunden vor allem auf Windkrafterzeugung und Speicherwasseranlagen im Ausland basiert, trotz dieser Simulationsergebnisse kritisch bewertet würde, würden sich theoretisch in Summe zusätzliche 36 GW an Gasturbinenleistung ergeben. Für diese zusätzliche Gasturbienenkraftwerksleistung würden spezifischen Fixkosten von 42.800 €/MW/a anfallen. Bezogen auf die Bandbreite an zusätzlichem Leistungsbedarf würden dies absolute Kosten 360 Mio. €/a im Fall reduzierter Importe oder 1,54 Mrd. €/a im Fall ohne Importe bedeuten. Allein die Stromgestehungskosten für die in diesem Szenario unterstellten Leistungen an Windkraft und PV belaufen sich auf jährliche Kosten von 50,9 Mrd. €/a (bei mittleren Stromgestehungskosten von 7,1 ct/kWh). Diese zusätzlichen Kosten für eine ggf. politisch motivierte nationale Versorgungssicherheit sind mit 0,7% bis 3% der EE-Stromgestehungskosten gering.
\nAus aktuellem Anlass wird der 24. Januar 2017 als ein Extremereignis mit sehr geringer EE-Einspeisung bei hoher Last diskutiert. Im Rahmen einer Untersuchung wurden sieben historische hydrologische und meteorologische Wetterjahre (2006 – 2012) analysiert und dabei der 7. und der 26. Januar 2010 als die extremsten Tage identifiziert. Auch hierfür zeigt sich, dass die Versorgungssicherheit mittels Gasturbinen-Kraftwerksleistungen gewährleistet werden kann, welche im Sinne eines vollständig auf erneuerbaren basierenden Energiesystems mit Power-to-Gas betrieben werden.
\nVersorgungssicherheit ist grundsätzlich immer ein relativer Wert. Durch den langen Untersuchungszeitraum in der Studie kann jedoch theoretisch von einer 99,945%igen Versorgungssicherheit ausgegangen werden. Grundsätzlich ist Deutschland in einen europäischen Strommarkt eingebunden und Versorgungssicherheit muss demzufolge immer europäisch betrachtet werden. Die benötigten Gas-Kraftwerksleistungen würden hier theoretisch mit ca. 30 GW deutlich geringer ausfallen als der heutige thermische Kraftwerkspark, trotz eines Anstiegs des Stromverbrauchs.
\nWenn jedoch aus politischen Gründen eine zusätzliche Absicherung für eine nationale Versorgungssicherheit angestrebt würde, können, je nach dem, was abgesichert werden soll (thermische Kraftwerke im Ausland, Stromspeicher, der gesamte Import, auch aus Windkraft und Speicherwasser) auch deutlich höhere Leistungen an Gasturbinen notwendig werden. Jedoch sind die Kosten dafür mit 0,7 bis 3% der EE-Stromgestehungskosten gering.
\nGrundsätzlich muss angemerkt werden, dass im Rahmen dieser Untersuchung innerdeutsche Netzengpässe nicht berücksichtigt wurden. Zudem wurde im Modell perfekte Voraussicht für ein ganzes Jahr unterstellt, was in der Realität nicht gegeben ist. Anderseits sind auch die alternativen Maßnahmen zu Kraftwerksleistungen wie die Potenziale von Notstromaggregaten, der Lastabwurf von Industrie-Verbrauchern oder eine Rückspeisung aus E-Fahrzeugen (V2G) nicht berücksichtigt worden.
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