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Warum Kohle und Gas zurückkehrten

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13.02.2017

In den vergangenen Wochen sicherten die klassischen Kraftwerke die Versorgung - RWE & Co. fordern jetzt eine Reform des Marktes.
 
Der 17. Januar war für die Mitarbeiter von RWE im niedersächsischen Lingen ein Feiertag: So viel Strom wie an diesem Tag hatten sie noch nie auf einen Schlag ins Netz eingespeist. Zwischenzeitlich kletterte die Leistung auf über 3 300 Megawatt - allein in Lingen wurde damit über Stunden mehr Strom produziert als von allen Windrädern in Deutschland zusammen.
 
Nicht nur das dortige Kernkraftwerk war konstant in Betrieb. Auch die drei mit Gas befeuerten Blöcke liefen auf Hochtouren. "Wir haben alles ans Netz gebracht, was wir haben", berichtet Matthias Hartung. Der Chef von RWEs Kraftwerkssparte war an diesem Tag zufällig vor Ort.
 
Aber nicht nur in Lingen liefen die Anlagen unter Volllast, bundesweit waren Atom- und Gas-, aber auch Stein- und Braunkohlekraftwerke im Dauereinsatz. In der Spitze lagen an diesem Tag nach Daten des Thinktanks Agora Energiewende die konventionellen Kraftwerke mit einer Kapazität von 67 000 Megawatt am Netz - damit deckten sie den Stromverbrauch in Deutschland zu rund 90 Prozent ab. Die erneuerbaren Energien brachten es in der Spitze nicht einmal auf 15 000 Megawatt. Die installierten Windanlagen schöpften ihre Kapazität maximal zu zwölf Prozent aus, die Solaranlagen selbst in der Mittagszeit zu 14 Prozent.
 
Die Energiewende machte am 17. Januar weitgehend Pause. Im Süden Deutschlands und in der Mitte bedeckten dichte Wolken den Himmel, und es war neblig, die Sonne kam kaum bis zu den Solardächern. Vor allem aber war es in weiten Teilen Deutschlands äußerst windstill.
 
"Gas- und Kohlekraftwerke haben die Versorgung gesichert", hält RWE-Manager Hartung fest.
 
Und das war in diesem Winter, speziell im Januar, an vielen Tagen der Fall. Vom 17. bis zum 25. Januar blieb der Beitrag von Wind- und Solarenergie fast konstant niedrig. Von einer regelrechten "Dunkelflaute" ist seit Tagen die Rede. Die Branche debattiert über Erfolg und Misserfolg der Energiewende, vor allem aber über die aktuelle und künftige Rolle der konventionellen Kraftwerke. Deren Anteil am Strommarkt sinkt zwar kontinuierlich. Im vergangenen Jahr deckten die erneuerbaren Energien, die per Gesetz vorrangig ins Netz eingespeist werden, schon fast ein Drittel des Strombedarfs. Kohle-und Gaskraftwerke werden zunehmend aus dem Markt gedrängt. Es gibt aber eben auch Tage - wie im Januar - , an denen Wind- und Solarenergie witterungsbedingt zu einem großen Teil ausfallen - und dann müssen die konventionellen Kraftwerke bereitstehen.
 
"Wir können davon ausgehen, dass ein fossiles Back-up noch einige Jahrzehnte notwendig ist", sagt Norbert Schwieters, der bei der Beratungsgesellschaft PwC den Energiebereich leitet. Denn der Stromverbrauch wird steigen, wenn auch Heizung und Verkehr verstärkt auf Elektrizität umgestellt werden, um die vereinbarten Klimaschutzziele zu erreichen.
 
Aber wie lässt sich das auch langfristig gewährleisten? Bei den aktuellen Strompreisen im Großhandel rechnen sich Kohle- und vor allem Gasanlagen kaum noch.
 
Am 17. Januar war der Betrieb des Gaskraftwerks Lingen zwar über Stunden mehr als auskömmlich. In der Spitze kletterte der Strompreis am Spotmarkt sogar auf über 143 Euro je Megawattstunde.
 
Der Alltag sieht aber anders aus. Im langfristigen Terminmarkt kostet eine Megawattstunde für die Grundlast aktuell weniger als 30 Euro, und selbst für die Spitzenlast, also die Stunden mit besonders hohem Verbrauch, sind es nur 36 bis 38 Euro. Damit lassen sich in einem Gaskraftwerk nicht einmal die Betriebskosten decken.
 
2010, als in Lingen Block Din Betrieb ging, kostete Strom in der Spitzenlast noch häufig mehr als 60 Euro. Die Anlage war eigentlich perfekt auf die Energiewende ausgerichtet. Der Ausstoß des klimaschädlichen CO2 ist gering, und die Anlage lässt sich schnell und flexibel anfahren, um Schwankungen im Angebot von Wind- und Solarenergie abzufangen.
 
Tatsächlich wird dem Block, der rund 500 Millionen Euro kostete, aber die Energiewende zunehmend zum Verhängnis. Die Spitzenzeiten deckt immer häufiger die Solarenergie ab. Speziell in den Sommermonaten ist das Angebot an erneuerbaren Energien zeitweise so stark, dass Gasanlagen mit ihren vergleichsweise hohen Brennstoffkosten keine Chancen haben.
 
Im vergangenen Jahr war Block Dan 165 Tagen überhaupt nicht in Betrieb und an vielen anderen Tagen nur für wenige Stunden. Im Sommer 2014 hatte RWE die Gaskraftwerke am Standort Lingen sogar einmal für mehrere Monate komplett eingemottet.
 
"Auf Dauer lässt sich so kein Geld verdienen", sagt RWE-Manager Hartung. Die aktuellen Großhandelsstrompreise seien "zum Sterben zu viel, zum Leben aber zu wenig". Und nach seinen Worten wird es immer schwieriger: "Je mehr Wind- und Solarenergie ausgebaut wird, umso weniger Stunden werden Kohle- und Gaskraftwerke am Netz sein. Es wird also immer teurer, die Anlagen als Back-up bereitzuhalten."
 
Der Chef von RWEs Kraftwerkssparte sieht wie viele andere Kraftwerksbetreiber in der zugespitzten Lage im Januar, die Netzbetreiber wie Amprion als "angespannt" bezeichnen, einen Weckruf. "Das zeigt, dass wir auf Sicht nicht an einem Kapazitätsmarkt vorbeikommen", sagt Hartung. In einem solchen Modell bieten Kraftwerksbetreiber ihre Anlagen in einer Auktion als Reservekapazität an, um Schwankungen im Stromangebot abzufangen - und erhalten allein für das Bereithalten eine Vergütung.
 
Neue Debatte über Kapazitätsmarkt In Großbritannien gibt es einen solchen Kapazitätsmarkt. In Deutschland hat sich die Bundesregierung trotz der Lobbyarbeit von RWE & Co. aber dagegen entschieden. Stattdessen wurde ein komplexes System an Notreserven eingeführt. Die Bundesnetzagentur definiert gemeinsam mit den großen Netzbetreibern, wie viele und welche Kraftwerke systemrelevant sind und vor allem im Winter, wenn die Lage besonders kritisch ist, bereitgehalten werden. In einzelnen Fällen kann die Behörde auch gegen den Willen eines Betreibers eine Stilllegung verhindern. Beim Gaskraftwerk im bayerischen Irsching war das der Fall.
 
Für RWE-Manager Hartung ist das aber "regulatorische Flickschusterei". Es gebe keinen Grund, "in den Erhalt der Anlagen zu investieren, geschweige denn in neue Kraftwerke".
 
In der Branche erhält Hartung viel Unterstützung. "Wir brauchen Rahmenbedingungen, wie wir konventionelle Kraftwerke auch langfristig wieder ins Geld bekommen", forderte Johannes Kempmann, der Präsident des Bundesverbands der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW), auf der Messe E-World in Essen: "Momentan haben wir noch genug Kraftwerke, aber wie sieht das 2022, 2023 oder 2024 aus?" Dann ist der Atomausstieg vollzogen.
 
NRW-Umweltminister Johannes Remmel wollte sich auf der E-World zwar nicht direkt der Forderung nach einem Kapazitätsmarkt anschließen. Aber auch der Grünen-Politiker räumte ein, dass selbst neue Kraftwerke derzeit kein Geld verdienen. Die Rahmenbedingungen seien nicht geeignet, dass die Unternehmen in neue Kapazitäten investieren könnten.
 
"Ich gehe jede Wette ein, dass das Thema Kapazitätsmärkte nach der Bundestagswahl wieder auf die Tagesordnung kommt", ist BDEW-Präsident Kempmann jedenfalls überzeugt.
 
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Handelsblatt Nr. 029