Die Risiken der Stromwende im Visier eines journalismus der Ewig(?)-Gestrigen

1.     Die gute alte Zeit

Ich bin ein altgewordener Energie-Experte. Eine Gefahr für unsereiner ist, an alten Vorstellungen haften zu bleiben, nicht mehr wahrzunehmen, was sich fundamental geändert hat. Nostalgie prägt dann unser Urteil, nicht Sachgerechtigkeit.

Dieser Gefahr sind auch Journalisten ausgeliefert. Auffällig ist das Stolpern in diese Falle bei generalistisch orientierten (Wirtschafts-)Journalisten, die sich nebenbei zu energiepolitischen Fragen äußern. Das liegt für sie verführerisch nahe, weil das Fachthema „Energie“ zugleich allgemeinpolitische Bedeutung haben kann.

Die Vorstellung vom Stromsystem, die die Altvorderen geprägt hat, stammt aus einer Zeit, die durch Zweierlei noch charakterisiert war:

1. Das Marktmodell des natürlichen Monopols, welches von „integrierten“ Strom- (und Gas-) Versorgungsunternehmen bewirtschaftet wurde, und das unter staatlicher Aufsicht. Preise sollten, so die Maxime, lediglich den Kosten der erbrachten Leistungen entsprechen. Das Problem war, das angemessen zu beaufsichtigen. „Gelöst“ wurde das Problem in Deutschland durch Dezentralisierung und Unterausstattung der „Preisaufsicht“ in den Ländern. Folge war jedenfalls, dass die von den Stromkonzernen erbrachten Sicherheitsleistungen hypertroph, wenn nicht luxuriös, ausfielen. Folge war auch, dass im Diskurs zu Recht geltend gemacht werden konnte: Wenn (Brennstoff-)Kosten sinken oder steigen, verändern sich die Preise der Stromkunden entsprechend. Es galt die lineare Maxime der Preisaufschlagskalkulation – das war auch für Personen, die Mathe auf der Schule abgewählt hatten, nachvollziehbar.
2. Kraftwerke waren, nach dem Voll-Ausbau der Wasserkraft, großenteils thermische Kraftwerke. Die verfügten über einen Vorrat gespeicherter Energie (fossiler Herkunft), der bedarfsgerecht verbrannt werden konnte. Das labile Stromsystem brauchte den jederzeitigen Leistungsausgleich, den erbrachte, was die Millionen von Kleinkunden anging, allein die Angebotsseite. Die Sicherheit des Stromsystems gewährleisteten Kraftwerke mit ihren fossilen Brennstoffen (daneben auch Kernbrennstoffen), der Vorrat chemisch gespeicherter Energie erlaubte es, dass sie willkürlich mehr oder weniger Strom produzieren konnten. Falls eines ausfiel, galt die (n-1)-Sicherheitsmaxime: Die „Verbundleitungen“ stellten sicher, dass dann blitzschnell ein anderes Kraftwerk einspringen konnte, das Verbundnetz machte es möglich. Hinsichtlich der Einsatzmaxime wurden Grundlast- (Atom, Braunkohle), Mittellast-(Steinkohle) und Spitzenlast-(Gas-)Kraftwerke konzipiert. An die Grundlast-Kraftwerke waren keine dynamischen Anforderungen gestellt, weil sie Strich fuhren, Tag und Nacht, sommers wie winters.

Beide Charakteristika wurden fundamental geändert, sind inzwischen Schnee von gestern.

2. Das neue Konzept von Strommarkt und Gewährleistung der Sicherheit

Das Bewirtschaftungskonzept wurde auf massiven Druck der Brüsseler Seite, der EU-Kommission mit den angelsächsisch-marktliberalen Überzeugungen in ihrer Mitarbeiterschaft, überführt in ein weitgehend marktförmiges. Das Gebietsmonopol wurde den integrierten Versorgungs-Konzernen genommen. Seitdem sind Strommarkt und Netzbetrieb getrennt, den Netzbetreibern wurde zudem die Gewährleistung der Sicherheit überantwortet. Die dürfen weiter ihre Kosten umlegen. Zentral strittig ist, wie Frau Merkel den Akteuren einmal schmunzelnd ins Gesicht sagte, das ihr altvertraute Thema der Bestimmung der „legitimen Profitrate“.

Der neu etablierte Strommarkt trägt den Titel „Energy-only-Market“ (EoM). Das ist bezeichnend, denn seine Aufgabe ist allein, dafür zu sorgen, dass jeweils das günstigste Kraftwerk in der jeweiligen Viertelstunde, in die das Marktgeschehen unterteilt ist, zum Einsatz kommt. Das orientiert sich an den Kosten des Kraftwerkseinsatzes, also grosso modo den Brennstoffkosten; technisch gesprochen den „Grenzkosten“. Die bestimmen auch die Preisbildung – die simple Preisaufschlagskalkulation hat ausgedient. Ohne Modellierung ist der nicht-lineare Zusammenhang zwischen (Grenz-)Kosten und Strompreisen nicht mehr nachzuvollziehen – mit Mathe-Aversion kommt man da an seine Grenze.

Skeptisch wird gefragt, wie dann die Refinanzierung neuer Kraftwerkskapazitäten möglich sein solle. Das wird zwar zurecht gefragt, ist allerdings eine Sorge, die nicht sonderlich dringend ist, weil das Monopolregime zu einem Überfluss an Kapazitäten geführt hatte, der erst einmal aufzubrauchen und abzubauen ist. Dennoch: Für das, was danach kommen sollte, war der Titel leicht zur Hand: „Kapazitätsmechanismen“.

Auch dahinter stehen Vorstellungen aus der guten alten Zeit. Im Hintergrund spielt die begriffliche Vorstellung, dass es im Strommarkt eigentlich zwei Güter „gebe“, die Kapazität einer Erzeugungsanlage und die erzeugte Kilowattstunde. Anders formuliert: Nachgefragt werde eine Leistung, die ein Dual aus Last und Menge ist. Hinzu tritt die Sorge, der moderne, mit der Strommarktliberalisierung eingeführte „Energy only Market“ (EoM) sei defizient, weil er allein die erzeugte Kilowattstunde zur Bezahlung zulässt. Teilt man die Sorge, dass ein Stromsystem, welches (allein) dem Regime des EoM unterworfen ist, keine auskömmlichen Erträge und somit Anreize bietet, dass hinreichend neue Kapazitäten errichtet werden, so liegt es der Wortbedeutung wegen nahe zu schließen: Der EoM müsse durch einen Kapazitätsmechanismus ergänzt werden. Ob der Schluss auch sachlich gerechtfertigt ist, ist offen.

In Europa haben inzwischen 13 Staaten eine Art Kapazitätsmechanismus eingeführt. Allerdings gleichsam aus dem Bauch heraus – eine Notwendigkeit dafür konnte bei neun von ihnen nicht überzeugend nachgewiesen werden. Diese neun Staaten sind Griechenland, Bulgarien, Polen, Finnland, Deutschland, Großbritanien, Irland (SEM), Spanien und Portugal. Das sind beinahe ausschließlich Staaten in europäischer Randlage, mit Deutschland als rätselhafter Ausnahme.

Für die Einführung eines Kapazitätsmechanismus gilt in Europa die Regel, dass er nur dann legitim ist, wenn es ein Kapazitätsproblem, einen Mangel, auch (absehbar) gibt. Andernfalls liegt der Verdacht einer unzulässigen Beihilfe nahe. Die obige Feststellung eines fehlenden Problems in neun Fällen basiert auf einer neuartigen Untersuchung seitens des European Network for Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E), also von der europäischen Warte aus. ENTSO-E hat alljährlich ein sog. European Resource Adequacy Assessment vorzulegen – „Ressourcen“ wird da statt „Kapazitäten“ gesagt. Abgebildet wird jedes Jahr einer 10-Jahres-Periode in Zukunft, die Daten werden bereitgestellt von den jeweiligen nationalen Netzbetreibern. Die Methodologie zur Durchführung dieses Assessments ist am 2. Oktober 2020 erst veröffentlicht worden. Das neue Sicherheitskonzept für den Strommarkt, welches das bisherige (n-1)-Konzept gleichsam abgelöst hat, ist somit recht jung noch. Aber es eilte auch nicht, weil wir in den fossil befeuerten thermischen Kraftwerken noch einen erheblichen Bestand an „Speichertechnologien“ haben.

Alles, was bis hierhin geschildert wurde, hat mit den Konsequenzen der Klimapolitik für den Strommarkt, mit der sog. „Energiewende“, nichts zu tun. Das alles ist Liberalisierung, Aufbrechen von Monopolen.

3. Die weitgehende Ablösung von willkürlich einsetzbaren Verbrennungskraftwerken

Etwas völlig anderes stellt die spezielle Kraftwerkstechnik dar, die nun die fossil basierten Kraftwerke im Stromsystem abzulösen hat. Da geht es um das Klimathema, aber eigentlich nicht um das Ergebnis von Klimapolitik als vielmehr um das eines technologischen Wettbewerbs. Es hat sich – für viele überraschend – eben so ergeben, dass die Gewinnungsformen von Strom aus Sonne via PV und aus Wind die wirtschaftlich klar günstigsten geworden sind. Dabei ist der technologische Entwicklungs-Prozess nicht abgeschlossen. Die Europäische Union z.B. setzt stark darauf, dass die Meeresenergiegewinnung sich großtechnisch noch durchsetzt und einen wichtigen Beitrag zum Strommix der EU liefern wird – 300 GW ist die Erwartung für das Jahr 2050 im Impact Assessment des „Fit for 55“-Projekt. Zur Einordnung: Das sind etwa zehn Prozent der im selben Zusammenhang erwarteten Kapazität im Jahre 2030.

PV- und Windkraftwerke liefern Strom zu den geringsten spezifischen Kosten – selbst im MENA-Raum unterbieten sie inzwischen Gaskraftwerke. Sie liefern Strom einer anderen Qualität jedoch als thermische Kraftwerke nach dem Verbrennungsprinzip: Sie liefern „dargebotsabhängig“ Elektrizität, d.h. man muss nehmen, was und wie es kommt. Thermische Kraftwerke hingegen sind geeignet, „willkürlich“  Strom zu produzieren, zu Zeitpunkten und in Mengen, die man wählen kann.

Noch vor fünfzehn bis zehn Jahren war nicht klar, dass die unwillkürlich produzierenden Kraftwerke, also PV- und Wind-Kraftwerke, sich durchsetzen würden. Im Rennen waren da und wurden entwickelt noch zwei Varianten klimaneutraler Kraftwerke nach dem thermischen Prinzip, die also willkürlich einsetzbar sind. Und möglicherweise sind sie auch nur zu früh gekommen, vielleicht kommt ihre Zeit noch, wenn das Ende der überkommenen Kraftwerke mit Speicher näher rückt. Die beiden Varianten sind:

1. Solarthermische Kraftwerke, die z.B. mit Desertec protegiert wurden. Das Prinzip ist, Sonnenenergie über Spiegel einzufangen und auf einen Wärmeträger zu projizieren – von da an handelt es sich dann um den klassischen Dampfkraftwerksprozess. Die Speicherung, die erst den willkürlichen Charakter des Dampfkraftwerks herbeiführt, ist als Wärmespeicherung vorgesehen, also in bewährter Weise vor Einspeisung in die Turbinen.
2. Klassische Verbrennungskraftwerke mit fossilen Brennstoffen, aber nachgeschaltet „Carbon Capture and Storage“ (CCS). D.h. das CO₂ wird aus dem Rauchgas, also nach Verbrennung, abgeschieden und dann via Pipeline-Systeme in unterirdische Langzeitlager verpresst. In Nordeuropa wurde dies als Nachfolgenutzung der Öl- und Gasförderanlagen in der Nordsee vorgesehen bzw. angedacht – Norwegen verfolgt solcherart Pläne weiterhin.

So aber ist es (bislang?) nicht gekommen. Stattdessen erleben wir den infrastrukturellen Ausbau des europäischen Stromnetzes von einem Verbundsystem, für den Risikofall konzipiert nur, zu einem Transportsystem, indem weiträumige Stromtransporte (via HGÜ-Leitungen) als Option hinzukommen und zudem der weiträumige Ausgleich der wetterabhängigen „Dargebotsformen“ von Kraftwerke als Option zur Erhöhung der Ungleichzeitigkeit der Nichtverfügbarkeit solcherart Strom genutzt wird. Auch der Verbund mit den erheblichen Ausbaupotenzialen der Wasserkraft in Norwegen wurde so möglich. Und natürlich gilt auch: Man kann PV- und Windkraftwerke vor Ort natürlich auch mit nachgeschalteten elektrochemischen Speichern kombinieren – dann sind auch sie willkürlich einspeisende Kraftwerke.

4. Abschluss: Wie umgehen mit der “Dunkeflaute” und anderen Gespenstern?

Die altgedienten Halbexperten in den Medien stellen auf diese beiden unterschiedlichen Arten von Wandel in ihren Kommentierungen der Energiewende nicht ab. Stattdessen rekurrieren sie auf die Verhältnisse von anno dunnemal als Maßstab. Die Rede ist von fehlenden „Grundlast“-Kapazitäten – das ist pure Nostalgie. Die Angst vor der „Dunkelflaute“ ist ein ständiger Topos und wird geschürt – wie aber die Netzbetreiber mit dieser Gefahr umgehen, dazu wird nichts geklärt. Ist das noch Journalismus?

Man könnte, das wäre guter Journalismus, recherchieren und auf die Risikovorsorge der verantwortlichen Akteure, der Netzbetreiber mit der BNetzA als Aufsicht, Bezug nehmen – das aber geschieht kaum. Die Journalisten überlassen die Recherche der AfD, welche die einzige Partei ist, die im Deutschen Bundestag dazu Kleine Anfragen an die Bundesregierung stellt.[4] Antworten zur “Dunkelflaute“ finden sich hier.

Dabei gibt es einen Riesenbedarf an journalistischer Beschäftigung mit der etablierten Vorsorge für die Sicherheit des Stromsystems – so wird mir gespiegelt. Die Sicherheit des Stromsystems in der Wende hängt tatsächlich am seidenen Faden. Offen z.B. ist die Frage, wie, mit welchen Daten, der deutsche Kohleausstieg in den 10-Jahres-Sicherheitscheck von ENTSO-E eingegangen ist? Da wurden die aus Deutschland gelieferten Daten eingespeist. Die offizielle Beschlusslage mit dem Gesetz vom 3. Juli 2020 ist bekannt, es geht von einem Rückgang der gegenwärtigen Leistung thermischer Kraftwerke von 35 GW hinunter auf Null GW bis 2038 aus. Die Spatzen pfeifen es aber von den Dächern, dass es deutlich schneller gehen wird, sei es durch eine neue politische Beschlusslage, sei es, was wahrscheinlicher ist, durch Marktkräfte. Ist für diesen Fall durch die Netzbetreiber wirklich vorgesorgt? Können die das überhaupt, oder müssen die sich in ihrer Vorausschau an politische Vorgaben halten? Ist ihnen methodisch vielleicht verwehrt, das wirkliche Risiko in den Blick zu nehmen? Fragen über Fragen – Anlässe für Recherchen liegen auf der Straße. Nur: Es gibt kaum Journalisten, die sich bücken.

Ausdrucken/PDF erstellen:

Teilen Sie diesen Artikel: