Fuel-Switch in Deutschland kommt nicht voran

Mit wenigen Worten gibt Stefan Kapferer die Richtung vor: „Wir müssen bauen, bauen, bauen“, sagt der 53-Jährige mit Blick auf die stetig sinkenden Kapazitäten zur Stromerzeugung in Deutschland. Mit dem Ende der Kernenergie und dem schrittweisen Ausstieg aus der Kohleverstromung, so der scheidende Geschäftsführer des Bundesverbandes der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), dürfte die konventionelle Kraftwerkskapazität in Deutschland bis zum Jahr 2022 um etwa ein Viertel sinken.

Der Kraftwerksliste des BDEW zufolge gibt es zwar derzeit 35 Neubauprojekte für Gaskraftwerke mit einer Gesamtkapazität von fast 10.000 Megawatt (MW). Doch Ende des ersten Quartals 2019 befanden sich davon gerade einmal vier im Bau – mit einer Kapazität von kaum mehr als 600 MW.„Was in den Markt kommt, ist noch nicht ausreichend“, unterstreicht Kapferer. Mehrfach hat er in den letzten Monaten gemahnt, Deutschland laufe „sehenden Auges spätestens im Jahr 2023 in eine Unterdeckung bei der gesicherten Leistung“. Passiert ist trotzdem wenig.

Führen sinkende Erzeugungskapazitäten in die Unterversorgung?

Solange Wind- und Sonnenkraft in Deutschland auch nur ein Fünftel ihrer Erzeugungskapazität – Ende 2017 lag sie laut BNetzA bei annähernd 100.000 MW – nutzen, können sie genug Strom für Deutschland produzieren. Aber: Wenn ein klassisches „Russland-Hoch“ eisige Kälte und Windstille nach Mitteleuropa bringt, liegt die Stromproduktion von Solar und Wind nach Sonnenuntergang nahe Null.

Noch können die konventionellen Kraftwerke die dann erforderliche Leistung einspeisen und sogar Nachbarländer mitversorgen. „Aber wenn wir in ein System ausschließlich mit Erneuerbaren und den bestehenden Gaskraftwerken hineinlaufen und wenn sonst nichts in Sachen Versorgungssicherheit passiert, werden wir Hilfe aus dem Ausland brauchen“, sagte RWE-Finanzvorstand Markus Krebber dem Tagesspiegel Background. Eine dauerhafte Lösung, so Krebber, könnten Stromimporte für Deutschland aber nicht sein.

Wie verlässlich sind Stromimporte?

Seine zentrale Lage in Europa käme Deutschland in einer solchen Situation sicher zugute, weil es theoretisch aus vielen Nachbarländern Strom beziehen könnte. Doch extreme Temperaturen – und für regenerative Energie ungünstige Wetterlagen – betreffen normalerweise nicht nur ein Land, sondern mehrere Staaten gleichzeitig. BDEW-Mann Kapferer betonte deshalb bereits Mitte 2018: „Wir können uns in solchen Phasen nicht darauf verlassen, aus diesen Ländern Strom in nennenswertem Umfang importieren zu können.“ Dies sei insbesondere deshalb fraglich, weil auch im europäischen Ausland fast überall gesicherte Stromerzeugungskapazitäten vom Netz genommen würden.

Wenn Deutschland seine Energiewende erfolgreich gestalten will, dann müsse es deutlich schneller als bisher steuerbare CO₂-arme Kapazität zur Stromerzeugung aufbauen, betont Kapferer. Und die Technologien dafür seien – Stand heute – in erster Linie Gaskraftwerke mit hohem Wirkungsgrad, also solche mit Kraftwärmekopplung, und GuD-Kraftwerke, die eine Gasturbine mit einer Dampfturbine kombinieren, um Strom zu erzeugen.

Wie groß ist die Lücke?

Derzeit verfügt Deutschland über einen gasbefeuerten Kraftwerkspark mit einer installierten Leistung von annähernd 30 Gigawatt, also 30.000 MW. Zum Vergleich: Braun- und Steinkohlekraftwerke kommen zusammen auf etwa 45.000 MW, Kernenergie auf 9.500 MW.

Gaskraftwerke könnten wesentlich mehr liefern, als der Anteil von 12,8 Prozent am Strommix vermuten ließe. Tatsächlich könnten sie allein fast die Hälfte der deutschen Durchschnittslast (2018: 61.900 MW) stemmen. Um Lastspitzen abzudecken, während Erneuerbare nicht oder kaum einspeisen, reicht dies aber bei weitem nicht.

Wenn man Biomasse und Wasserkraft hinzuzählt – obwohl auch sie kältebedingt ausfallen können – kommt Deutschland zusammen mit Erdgas auf eine wetterunabhängig steuerbare Erzeugungskapazität von etwa 40.000 MW. Das ist nicht einmal die Hälfte der von der BNetzA erwarteten Spitzenlast. Ohne weitere Kraftwerke läge der Importbedarf in Extremfällen also über 40.000 MW. Zum Vergleich: Das ist etwa das Fünffache dessen, was Deutschland – als Europas größter Stromexporteurer – 2018 durchschnittlich all seine Nachbarn lieferte.

Stockender Zubau und beantragte Stilllegungen

Die Dringlichkeit, wetterunabhängige Erzeugungskapazitäten aufzubauen, liegt also auf der Hand. Doch unter den derzeitigen Marktbedingungen sind viele Gaskraftwerke kaum rentabel zu betreiben. Nach Angaben der BNetzA wurden Mitte 2018 zwölf Gaskraftwerke mit einer Kapazität von insgesamt 3.000 MW gesetzlich an der Stilllegung gehindert. Das bedeutet: Die Betreiber wollten sie aus wirtschaftlichen Gründen abschalten, durften es aber nicht, weil der Übertragungsnetzbetreiber und BNetzA sie für systemrelevant erachten.

Der Grund dafür ist, dass Erdgas verglichen mit Kohle schlicht zu teuer ist. Und das, obwohl der Wirkungsgrad von Gaskraftwerken teils doppelt so hoch liegt wie bei manchen Kohlekraftwerken. Der steigende Preis der EU-Emissionszertifikate spielt der Gaskraft zwar in die Hände, weil Kohlestrom dadurch im Vergleich teurer wird. Doch bis Gaskraftwerke mit den effizientesten Kohlekraftwerken preislich konkurrieren können, ist es noch ein langer Weg: Dafür müsste der ETS-Preis nach Berechnungen des Londoner Think-Tanks „Carbon Tracker“ von heute 25 Euro auf rund 55 Euro steigen.

Für RWE-Vorstand Krebber ist deshalb klar, dass die Politik ein anderes Investitionsumfeld schaffen muss, wenn Erdgas Kohle mittelfristig als Energieträger ersetzen soll. Ohne ein geeignetes Marktdesign werde die Energiebranche nicht ausreichend in Gaskraftwerke investieren, so Krebber gegenüber dem Tagesspiegel.

Ein erster Schritt dazu könnte die Verlängerung der KWK-Förderung bis 2030 sein, die andernfalls 2022 ausläuft. Ein Kapazitätsmarkt, mit dem beispielsweise Frankreich und Großbritannien die Bereitstellung von Kapazität unabhängig von der erzeugten Menge vergüten, wird zwar seit Jahren in Deutschland kontrovers diskutiert. Eine politische Initiative für diesen Schritt gibt es aber aktuell nicht..