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Im Winter 2021 legte Sturm Uri fünf Tage lang die Stromversorgung großer Teile von Texas lahm. Kraftwerke zur Erzeugung von Strom sowie die Gasinfrastruktur hielten der Kälte nicht stand. Es entstand ein ökonomischer Schaden, der in den dreistelligen Milliardenbereich reichte. In Texas wird Strom auf Spotmärkten gehandelt. Das heißt, die Preise steigen mit den knapper werdenden Reservekapazitäten stark an. Als ökonomischer Anreiz für Kraftwerksbetreiber gedacht, soll das die Stromversorgung auch unter extremen Bedingungen sicherstellen. Wie der Fall zeigt, ist dieser Anreiz aber nicht immer ausreichend.

Seltene Wetterereignisse

Ein Forscherteam am Institut für Nachhaltige Entwicklung an der BOKU Wien forschte nach den Ursachen für die mangelnden vorbeugenden Maßnahmen. Sie fanden heraus, dass teure Präventionsmaßnahmen für Kraftwerksbetreibende ein hohes finanzielles Risiko darstellen, weil Wetterphänomene wie diese in Texas selten sind. Extreme Kälte dieser Art ereignete sich in Texas zuletzt im Jahr 1989. Während im Durchschnitt der betrachteten Szenarien eine Aufrüstung der Kraftwerke profitabel ist, können die erwarteten Einnahmen die Ausgaben in 16 Prozent der vom Team errechneten Szenarien nicht decken. „Das Risiko mit einer Aufrüstung Geld zu verlieren, ist also beträchtlich“, erklärt Ko-Autor Dr. Johannes Schmidt

Die Art der Strommarktregulierung wird auch in Europa einen erheblichen Einfluss auf den Verlauf der Energiewende haben, weil Technologien wie Solar- und Windenergie stark klimaabhängig sind. Hier werde es zu einzelnen Extremen kommen, sagt der Forscher. Mit den Fragen, die sich in diesem Zusammenhang ergeben, wird sich das Team in seiner nächsten Forschungsarbeit beschäftigen. Sie wollen analysieren, welche extremen Wetterereignisse die Stromversorgung gefährden können, welche technischen Möglichkeiten es zur Vorbeugung gibt und ob die Stromversorgung vom Markt oder vom Staat reguliert werden sollte.

Ausgleich für Produktionsschwankungen

Österreich hat schon früh auf Wasserkraft gesetzt. Im Wandel zu einer fast 100-prozentigen Versorgung mit erneuerbaren Energien sei das ein großer Vorteil, so Schmidt. Weil Wasserspeicherkraftwerke die Schwankungen in Wind- und Solarproduktion kurz- und mittelfristig ausgleichen können. Ein Ergebnis, zu dem das Forscherteam in einem Papier über den schwedischen Strommarkt gekommen war. Demnach kann die Wasserkraft allein in einer Periode von 29 Jahren so viel zum Ausgleich wetterabhängiger erneuerbarer Energien beitragen, dass das längste Defizitereignis nur 15 Stunden dauern würde. 

Wetterabhängigkeit

Allerdings birgt die Wasserkraft auch eine Unsicherheitskomponente, weil die sich ändernden Bedingungen für Schmelzwasser und Niederschläge zu Niedrigwasser in der Donau führen können. Wenn Niedrigwasser noch mit Windflauten und sehr niedrigen Temperaturen zusammenfällt, dann kann das gravierende Auswirkungen auf das österreichische Stromsystem haben. Wobei Kapazitätsengpässe aus kurzen Extremwetterperioden ausgeglichen werden können, zum Beispiel mit thermischen Kraftwerken. Bei längeren Perioden muss sichergestellt werden, dass für diese Kraftwerke ausreichend Brennstoffe zur Verfügung stehen. Das könnte in Zukunft – wenn man vollständig auf fossile Energieträger verzichtet – womöglich teuer kommen. 

Technische Aufrüstung

Um die Stromversorgung mit erneuerbaren Energien auch in Phasen von Extremwetterereignissen sicherzustellen, braucht es Technologien, die unabhängig von klimatischen Bedingungen funktionieren. Schmidt: „Solange wir CO2-Emissionen noch erlauben, können Erdgaskraftwerke Engpässe in der Stromversorgung ausgleichen. Langfristig wollen wir aber ganz ohne fossile Energieträger auskommen und dann kommt zum Beispiel Wasserstoff als Backup-Technologie in Frage: Weil dieser in Zeiten hoher Verfügbarkeit erzeugt und dann eingespeichert werden kann. Aber auch Wasserstoffspeicher sind relativ teuer und das könnte zu Speicherkapazitäten führen, die zu gering sind, um eine Reserve für seltene klimatische Events zu bilden. Damit entsprechende technische Vorkehrungen getroffen werden, muss die Regulierung des Strommarkts auch die richtigen Anreize bieten.“ 

In Europa sind relativ liberale Regulierungsmodelle, wie etwa Energy-Only Spotmärkte, üblich. Auf diesen Märkten erwirtschaften Anbieter nur dann Einnahmen, wenn ihre angebotene Energie abgerufen wird. Eine Vergütung von Leistungsvorhaltung ist nicht vorgesehen. 

Erzeugte Energie versus Kapazitäten 

Die Energy-Only-Spotmärkte werden von vielfältigen staatlichen Interventionen begleitet. Beispiele dafür sind die Förderung von erneuerbaren Energien oder ein Einschreiten bei zu hohem Preisanstieg. Zusätzlich zu diesen Märkten, die vor allem den verkauften Strom bewerten, gibt es auch sogenannte Kapazitätsmechanismen. Hier werden Akteure Geld für das bloße Bereithalten von Kapazitäten für Notfälle entlohnt. Deutschland setzt zum Beispiel auf Kohlereserve und hält dementsprechend Kohlekraftwerke betriebsbereit. Derzeit werde angedacht, diese Kohlereserve zu aktivieren, um einem möglichen Ausfall der Gaslieferungen aus Russland entgegenzuwirken, erklärt Schmidt. 

Staatliche Kompetenzen ausweiten

Kapazitätsmechanismen, die Förderung von erneuerbaren Energien und das Einschreiten, wenn die Preise zu hoch ansteigen … das sind Regularien, über welche die Staaten schon heute indirekt ins Marktgeschehen involviert sind. Soll der Weg in die Energiewende geebnet werden, dann plädiert das Forscherteam an der BOKU Wien für eine Erhöhung der staatlichen Kompetenzen. Beispielgebend ist Brasilien, dessen Stromsystem wesentlich auf Wasserkraft beruht. Bezeichnend für die Situation sind mitunter lange Trockenphasen, die eine hochvariable Wasserkraftverfügbarkeit bedingen. 

Schmidt: „In Brasilien bestimmt der Staat, wie viele neue Wasserkraftwerke, Windturbinen oder Solaranlagen ans Netz kommen. Dazu werden 10-Jahres Pläne erstellt, die jährlich einem Update unterzogen werden. Die Kapazitäten werden öffentlich ausgeschrieben, und die Bestbietenden bekommen den Zuschlag. In der Auktion geht es also nicht um die erzeugte Energie, sondern um die möglichen Kapazitäten, um die Stromversorgung auch in Fällen extremer Wetterereignisse sicherzustellen.“ 

Zufallsgewinne

Mit dieser Art der Regulierung könnte extrem hohen Strompreisen, wie wir sie heute in Europa haben, vorgebeugt werden. Bedingt durch den Ukrainekrieg wird der Strompreis derzeit von sehr teuren Gaskraftwerken bestimmt. Das bringt für Technologien, die Strom relativ günstig herstellen, Zufallsgewinne, sogenannte windfall profits. In Brasilien würden in solchen Fällen nur die tatsächlichen Kosten kompensiert werden. Das heißt, die hohen Preise der Gaskraftwerke und die tiefen Preise der anderen Marktteilnehmer. 

Stromverzicht

Spezifisch für die brasilianische Regulierung ist auch, dass sie die Stromversorgung nur in 95 Prozent aller Fälle sicherstellt  – auf Grund der hohen Variabilität in der Wasserkraftproduktion. Das bedeutet, dass die Stromversorgung in regenknappen Zeiten manchmal eingestellt werden kann, um die Backup-Kapazitäten für sehr seltene Ereignisse überschaubar zu halten. Dieser Ansatz sei in Europa wahrscheinlich nicht durchsetzbar. Aber er zeige, dass auch die Nachfrageseite erheblich zur Bewältigung von Energiekrisen beitragen kann, erklärt Schmidt.

Überregionaler Stromhandel

Wolle man Kapazitätsengpässen durch Extremwettereignisse in Europa vorbeugen, dann müsse man den Zusammenschluss in innereuropäische Stromversorgungsnetze forcieren. Die Wahrscheinlichkeit, dass in allen Regionen Europas gleichzeitig die gleichen Wetterbedingungen herrschen, sei sehr gering. Weshalb Defizite über Leitungssysteme gut ausgeglichen werden können. Schmidt: „Das ist ein sehr eindeutiges Ergebnis aus allen unseren Analysen: je vernetzter wir sind, desto weniger sind wir mit Versorgungschwankungen bei erneuerbaren Energien konfrontiert.“

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