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Ein Energie-Dach für Europa

19. Oktober 2012, 15:14
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In Innsbruck präsentierte Oesterreichs Energie mit dem „Infrastrukturpaket der Alpenländer“ eine herausragende Initiative, die auf Ministerebene beschlossen wurde und nun von der E-Wirtschaft mit Substanz erfüllt werden soll. Inhalt des Vorhabens: Österreich, Deutschland und die Schweiz wollen den gemeinsamen Ausbau von Pumpenspeicherkraftwerken vorantreiben.

Durch die bessere Abstimmung mit Deutschland und der Schweiz will Österreich seine Kapazitäten effizienter nützen und neue Potenziale erschließen. Das erhöht auch die Versorgungssicherheit mit Energie. So können wir die Positionierung Österreichs als Energiedrehscheibe und ‚grüne Batterie‘ im Herzen Europas weiter stärken“, sagt Wirtschafts- und Energieminister Reinhold Mitterlehner und unterstreicht damit das Vorhaben, dass Österreich, Deutschland und die Schweiz künftig gemeinsam den Ausbau von Pumpspeicherkraftwerken vorantreiben wollen.

Diese stelle aus gegenwärtiger Sicht die einzige großtechnisch verfügbare Speichertechnologie dar, begründen Mitterlehner, der deutsche Wirtschaftsminister Philipp Rösler und die Schweizer Bundesrätin für Energie, Doris Leuthard, ihr Vorhaben in einer Absichtserklärung vom April dieses Jahres.

Dabei ist klar, dass den Elektrizitätsunternehmen der drei Länder bei der Realisierung eine wesentliche Rolle zukommt. Mit Blick auf die drei internationalen Länderbezeichnungen D-A-CH sind sie sind gewissermaßen die Baumeister des ‚Energie-DA- CHs‘ Europas, welche die Kraftwerke und die Stromleitungen auf dem Stand der Technik zu halten bzw. auszubauen haben.

Laut der Generalsekretärin von Oesterreichs Energie, Barbara Schmidt, bekennen sich die Elektrizitätsunternehmen „uneingeschränkt zu den Zielen der gemeinsamen Erklärung. Der Ausbau der Speicher und der Übertragungsleitungen kann nur gelingen, wenn die zuständigen Unternehmen das Projekt mittragen und ihre Sachkunde in dessen Planung, Gestaltung und Realisierung sowie seinen Betrieb einbringen.“

Eine aktuelle, von Oesterreichs Energie in Auftrag gegebene Studie des renommierten Engineeringunternehmens Pöyry stellt jedenfalls fest, dass der Ausbau der Erneuerbaren ohne zusätzliche Speicher über kurz oder lang zum Erliegen kommen wird. Die Studie selbst führt diesen Nachweis in vier Abschnitte („Blöcken“).

Block I behandelt das politische, wirtschaftliche und rechtliche Umfeld der künftigen Versorgung Europas mit elektrischer Energie. Block II beschreibt die technischen Herausforderungen im Zusammenhang mit der insbesondere in Deutschland angestrebten Energiewende. Block III analysiert die Bedeutung des Alpenraums für den Energiebinnenmarkt Europa. Der umfangreichste Abschnitt der Studie, Block IV, befasst sich schließlich mit den Pumpspeicherkraftwerken im Alpenraum, ihrem gegenwärtigen Status sowie ihren Potenzialen für die Zukunft.

Mehr Energieeffizienz

Hinsichtlich des politischen, wirtschaftlichen und rechtlichen Umfeldes verweist die Studie auf mehrere Gründe, aus denen eine „Energiewende“ im Sinne des verstärkten Einsatzes erneuerbarer Energien und der Erhöhung der Energieeffizienz als notwendig erachtet werden.

So steigen die CO2-Emissionen nach wie vor weitgehend ungebremst. Infolgedessen dürfte sich die globale Durchschnittstemperatur bei Fortsetzung dieses Trends bis zum Ende des Jahrhunderts deutlich um über zwei Grad Celsius erhöhen. Überdies sind fossile Energieträger nur begrenzt verfügbar, auch wenn ihre statische Reichweite bei Berücksichtigung unkonventioneller Vorkommen wie Schiefergas mehrere Hundert Jahre, bei Stein- und Braunkohle sogar mehrere Tausend Jahre beträgt. Hinzu kommt die steigende Abhängigkeit der Europäischen Union von Importen fossiler Brennstoffe. Sie stieg über alle „Fossilen“ gerechnet von 1997 bis 2007 von 45 auf 53 Prozent, bei Erdgas von 45 auf 60 Prozent.

Für die kommenden Jahrzehnte ist mit einem weiteren deutlichen Anstieg der Importabhängigkeit zu rechnen. Auch die Preise dürften tendenziell steigen und sich überdies erheblich volatiler erweisen als in der Vergangenheit. Weiters sind bei der Gestaltung der künftigen Energieversorgung die klimapolitischen Ziele der EU zu berücksichtigen, die schon bis 2020 die Senkung der CO2-Emissionen um 20 Prozent, die Erhöhung des Anteils der erneuerbaren Energien am Bruttoendenergiebedarf auf ebenfalls 20 Prozent sowie die Steigerung der Energieeffizienz um gleichfalls 20 Prozent vorsehen.

Unter den „Erneuerbaren“ wird neben der Wasserkraft die Windenergie mit etwa vierzehn Prozent – zehn Prozent Onshore und vier Prozent Offshore – die bedeutendste Rolle spielen. An zweiter Stelle liegt die Biomasse mit etwa sieben Prozent, die Fotovoltaik dürfte mit lediglich rund drei Prozent weiterhin ein Nischendasein fristen.

Die zurzeit in Verhandlung befindliche „Energy Roadmap 2050“ der EU-Kommission setzt sogar noch erheblich ehrgeizigere Ziele: Vorgesehen ist, die CO2-Emissionen um 80 bis 90 Prozent unter das Niveau von 1990 zu senken, wobei die erneuerbaren Energien eine zentrale Rolle spielen. Sie sollen je nach Szenario 65 bis 97 Prozent des Strombedarfs decken. Deutschland plant im Zuge der 2011 beschlossenen Energiewende, den Anteil der Erneuerbaren an der Deckung des Bruttoendenergiebedarfs von derzeit sechs Prozent bis 2020 auf 18 Prozent zu verdreifachen. Bis 2050 ist sogar eine Verzehnfachung auf 60 Prozent vorgesehen.

80 Prozent Erneuerbare

Der Strombedarf soll 2020 zu 35 Prozent mit erneuerbaren Energien gedeckt werden, bis 2050 zu 80 Prozent. Seitens der Schweiz wird angestrebt, die Stromproduktion aus den erneuerbaren Energien mit Ausnahme der Wasserkraft bis 2020 um vier TWh zu erhöhen, bis 2035 um dreizehn TWh, wobei der derzeitige Wert bei etwa 3,4 TWh liegt.

In Österreich beinhaltet der 2010 vorgelegte Entwurf zur Energiestrategie den Ausbau der Windkraft um fünf Petajoule (PJ) bis 2015 und um zehn PJ bis 2020 vor. Die Stromproduktion aus Wasserkraft soll bis 2015 um 13 PJ steigen. Bis 2020 ist eine weitere Erhöhung in den Grenzen ökologischer Verträglichkeit vorgesehen.

Technische Herausforderungen für die Energiewende sehen die Autoren der Studie vor allem in der volatilen Stromerzeugung von Windparks und Solaranlagen. Letztere weisen einen so genannten „starken Tagesgang“ auf. In der Nacht wird also kein Strom erzeugt, die höchste Produktion erfolgt – Sonnenschein vorausgesetzt – zu Mittag. Windkraftanlagen dagegen haben nur einen schwachen Tagesgang, ihre Erzeugung ist tagsüber durchschnittlich höher als nachts. Allerdings wechseln sich immer wieder Flauten mit Starkwindphasen ab. Das aber bedeutet, dass sich Wind- und Solarenergie nur scheinbar wechselseitig ausgleichen. Hinzu kommt, dass Fotovoltaikanlagen keinen Blindstrom liefern und zur Netzstabilisierung nicht beitragen.

Es ist also notwendig, die Erzeugungsschwankungen mit anderen Anlagen auszugleichen. Dies muss durch die Bereitstellung positiver sowie negativer Regelenergie erfolgen. Überdies ist es erforderlich, Überschussenergie im Sinne negativer Residuallast zu speichern und den Verbrauch an die volatile Erzeugung anzupassen. Letzteres stellt hohe Anforderungen an das Lastmanagement.

Variabilität um die Hälfte senken

Als besonders bedeutsam und sinnvoll erweist sich in diesem Zusammenhang der großräumige und rasche Austausch von Strom durch leistungsstarke Übertragungsnetze. Experten haben berechnet, dass sich durch europaweiten uneingeschränkten und sofortigen Austausch von Strommengen die Variabilität in einem ausschließlich auf Wind- und Solarenergie beruhenden Energiesystem um 50 Prozent senken ließe.

Für die Bereitstellung von Regelenergie stehen derzeit vor allem zwei Arten von Kraftwerken zur Verfügung. Zum einen handelt es sich um flexible thermische Anlagen, vor allem Gas- und Dampfkraftwerke (GdU), aber auch moderne Kohlekraftwerke. Ihre Investitionskosten sind vergleichsweise gering. Ihre Erzeugungskosten hängen vom Preis fossiler Energieträger ab, bei dem auch die CO2-Kosten zu berücksichtigen sind. Die zweite Methode, Regelenergie bereitzustellen, basiert auf dem Einsatz von Speicher- und Pumpspeicherkraftwerken. Sie können Blindstrom erzeugen und sind CO2-neutral. Hohen Investitionskosten stehen geringe Betriebskosten gegenüber.

Neue Technologien wie Druckluftspeicher sowie Redox-Batterien sind großtechnisch noch kaum erprobt und überdies sehr teuer. Insgesamt betrachtet, weisen GuD-Anlagen und Pumpspeicher die geringsten Kosten für die Bereitstellung von Regelenergie auf.

Bedarf an Mittel- und Spitzenlast steigt

Grundsätzlich ist laut der Pöyry-Studie zu erwarten, dass die Stromerzeugung mit Hilfe erneuerbarer Energien bis zur Mitte des Jahrhunderts stark ansteigen wird. Gleichzeitig ist von einem erheblichen Rückgang an Kraftwerken auszugehen, die Grundlast erzeugen können. Dies betrifft vor allem „klassische“ Kohle- sowie Kernkraftwerke. Steigen wird hingegen der Bedarf an Mittel- und Spitzenlast sowie an Speichern.

Schon ab dem Jahr 2017/2018 könnten die kumulierten Leistungsspitzen von Windkraft- und Fotovoltaikanlagen die vorhandenen Speicherkapazitäten überschreiten, womit die Erweiterung der Letzteren dringend geboten ist. Pumpspeicherkraftwerke sind derzeit die einzige Speichertechnologie, die großtechnisch verfügbar und ausgereift ist. Nicht zuletzt aufgrund ihrer Wirkungsgrade von bis zu 80 Prozent sind Pumpspeicher kostengünstig und überdies langlebig. Von Druckluftspeichern hingegen existieren bis dato nur Pilotanlagen, die Wirkungsgrade liegen um mindestens zehn Prozent unterhalb derer von Pumpspeichern.

Eine allenfalls längerfristige Option ist Power to Gas, also die mit Strom aus erneuerbaren Energien erfolgende Zerlegung von Wasser in Sauerstoff und Wasserstoff, gefolgt von der anschließenden Methanisierung des Wasserstoffs unter Reaktion mit Kohlendioxid. So entstünde „künstliches“ Erdgas, das in Gasspeichern gespeichert und in thermischen Kraftwerken wiederum zur Stromerzeugung genutzt werden könnte. Allerdings liegt der Wirkungsgrad bei der Methanisierung bei bestenfalls 25 bis 30 Prozent, großtechnische Anlagen existieren bis dato noch nicht. Außerdem wären Methanisierungsanlagen nur wenige Stunden pro Jahr in Betrieb und damit kaum wirtschaftlich.

Batterien schließlich eignen sich kaum für großtechnische Anwendungen und haben eine begrenzte Lebensdauer sowie vergleichsweise hohe Kosten. Nahezu alle aktuellen energiewirtschaftlichen und -politischen Studien, Konzepte und Strategien gehen von einem steigenden Bedarf an Pumpspeichern sowie anderen Speicherkapazitäten aus. Das Problem der Speicher ist die Frage ihrer Wirtschaftlichkeit. Nach einhelliger Auffassung von Experten ist jedoch klar, dass der Ausbau der Erneuerbaren ohne zusätzliche Speicher zum Erliegen kommen wird.

„Stromwalzer“ im Minutentakt

Was die aktuelle und künftige Bedeutung des Alpenraums im europäischen Strombinnenmarkt betrifft, sind sich Energie experten einig: Werden zurzeit Strombilanzen im Jahreszeitraum betrachtet, gilt künftig für den regionalen, insbesondere aber auch den überregionalen Stromaustausch, gewissermaßen also der „Stromwalzer“ zwischen den Energieregionen, der „Minutentakt“. Und das stellt entsprechende Anforderungen an die Flexibilität der Erzeugungsanlagen.

Zwar ist das theoretische Potenzial für die höchst flexiblen Pumpspeicher im Alpenraum so gut wie unbegrenzt, technisch und wirtschaftlich realisierbar ist aber nur ein geringer Teil davon. Als entscheidendes Kriterium für die Wirtschaftlichkeit eines Pumpspeicherkraftwerks gilt derzeit das Verhältnis zwischen den Stromerlösen, die im Turbinenbetrieb, also bei der Stromerzeugung zu erzielen sind, zu den Stromkosten, die beim Pumpbetrieb anfallen.

Ökologische Kriterien bringen weitere Einschränkungen mit sich. Darunter fallen Auflagen im Zuge von Umweltverträglichkeitsprüfungen – Stichwort: Wasserrechtsgesetz – ebenso wie Verpflichtungen aus der Wasserrahmenrichtlinie (WRRL) der EU sowie der Regeln zu deren Umsetzung in Österreich.

60 Anlagen können bis 2020 dazukommen

An Pumpspeicherkapazitäten bestehen im Alpenraum rund 170 Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 45 GW, was der zweieinhalbfachen Leistung aller österreichischen Kraftwerke entspricht. Etwa 75 Prozent dieser Leistung sind in acht Ländern konzentriert. Deutschland, Frankreich, Spanien und Italien verfügen jeweils über mehr als fünf GW, Österreich, die Schweiz und Großbritannien über zwei bis fünf GW.

Bis 2020 könnten rund 60 Anlagen mit weiteren 27 GW hinzukommen, vor allem in Spanien, Österreich, der Schweiz und Deutschland. Doch selbst ein solcher als optimistisch eingeschätzter Ausbau würde mit dem der Erneuerbaren nicht Schritt halten. Tendenziell könnte sich das Verhältnis zwischen der Pumpspeicherleistung und der Gesamtleistung der Erneuerbaren sogar verschlechtern.

Österreich verfügt derzeit über rund 20 Pumpspeicherkraftwerke mit Engpassleistungen zwischen sechs und 730 MW und einer Gesamtkapazität von etwa 3000 MW. Zu den größten Anlagen gehören Kops II mit 450 MW, Limberg I und II in Kaprun mit je 480 MW und Malta mit 730 MW. In Planung bzw. im Bau sind Kraftwerke mit 2500 MW; Konzeptplanungen bestehen für weitere 2500 MW. In der Schweiz sind Pumpspeicher mit 1400 MW in Betrieb und solche mit 3800 MW sind geplant.

Deutschland verfügt über Anlagen mit etwa 6000 MW. Durch Neubauten und Kraftwerksertüchtigungen sollen etwa 2600 MW hinzukommen. Das technische Potenzial wird in der Pöyry- Studie mit weiteren 14.000 MW beziffert. So eindrucksvoll diese Zahlen auch sind: Die vorhandene deutsche Pumpspeicherleistung beläuft sich auf nicht mehr als sieben Prozent der installierten Wind- und Fotovoltaikkapazitäten.

Starkstrom für Konjunkturmotor

Generalsekretärin Schmidt zieht ein energiepolitisches Fazit: Der Bedarf an Technologien zur Speicherung elektrischer Energie steige enorm. Ein Ersatz für Pumpspeicherkraftwerke ist für die kommenden Jahrzehnte nicht absehbar. Keine andere bekannte Technologie kann mit ihnen hinsichtlich Leistungsfähigkeit, Wirkungsgrad und umweltschonender Energieerzeugung auch nur annähernd konkurrieren.

Druckluftspeicher hätten sich als bislang nicht wirtschaftlich erwiesen. Batterien seien wiederum zu klein, um die benötigten Leistungen bereitzustellen. Bei Power to Gas handle es sich um ein grundsätzlich interessantes Verfahren, das allerdings enorme Wirkungsgradverluste mit sich bringt.

Schmidt zufolge bietet die Energiewende gerade für den Alpenraum große Chancen. Pumpspeicher sind das Herz der Energiezukunft. Österreich hat gemeinsam mit der Schweiz und Deutschland topografisch die Möglichkeit zum „Speicher Europas“ zu werden. Diese Chance muss genützt werden. Auch die Bevölkerung kann dafür begeistert werden, wenn die Vorhaben richtig kommuniziert werden. Die drei verhältnismäßig „kleinen Batterien“ Deutschland, Österreich und die Schweiz zu einer „großen Batterie“ zusammenzuschalten, dient folglich nicht nur der Versorgungssicherheit, sondern ist „ein wichtiger Baustein für die Energiewende in Europa“, resümiert Schmidt.

Ausbaupläne für das Netz

Wie die neue Pöyry-Studie „Pumpspeicher als Beitrag zu einem klimafreundlichen Energiesystem“ zeigt, ist der Betrieb des österreichischen Übertragungsnetzes schon derzeit durch die Einspeisung von Strom aus Wind- und Solaranlagen geprägt. Wegen der begrenzten Übertragungskapazität sowie zahlreicher Engpässe und Schwachstellen erlangt das Engpassmanagement zunehmende Bedeutung.

Verschärft wird die Lage dadurch, dass sich der Ausbau der Erzeugungseinheiten geographisch auf einige wenige Regionen beschränkt. Neue Windparks etwa sind primär im Großraum um Wien projektiert, Wasserkraftkapazitäten inklusive Pumpspeicher im Westen des Bundesgebietes, thermische Kraftwerke vor allem in den industriell geprägten Regionen.

Beim Ausbau des österreichischen Übertragungsnetzes hat laut Austrian Power Grid (APG) das Schließen der Lücken im 380-kV-Ring Vorrang. Laut Vorstandssprecher Heinz Kaupa ist dieser „eine wesentliche Grundlage zur Integration erneuerbarer Energie in Österreich“. Hinzu kommt der Netzausbau in Kärnten und Tirol, der für neue Speicher- sowie Pumpspeicher notwendig ist, sowie jener in Niederösterreich und im Burgenland, der wegen der neuen Windparks erfolgen muss. Pläne zur Netzerweiterung und -verstärkung bestehen auch in der Schweiz, wo es um bessere Möglichkeiten zum Abtransport elektrischer Energie aus Pumpspeicherkraftwerken sowie um die Umstellung einzelner Streckenabschnitte von 220 auf 380 kV geht.

In Deutschland wird zurzeit der von den vier Übertragungsnetzbetreibern (Amprion, TenneT TSO, ÜNB 50Hertz Transmission und TransnetzBW) entworfene „Netzentwicklungsplan“ diskutiert, den die Bundesregierung in den kommenden Monaten beschließen soll. Er sieht unter anderem die Errichtung von vier Hochspannungs-Gleichstromtrassen mit einer Gesamtlänge von 2100 km vor, die den Stromtransport in Nord-Süd-Richtung erleichtern sollen. Geplant sind weiters neue Hochspannungs-Wechselstromleitungen mit 1700 km Länge sowie die Verstärkung von 4400 km bestehender Trassen.

Der europäische Übertragungsnetzbetreiber-Verband Entso-E präsentierte im Sommer seinen Ten Year Network Development Plan (Tyndp) bis 2022. Laut diesem wird die Beseitigung der 100 wichtigsten Engpässe („bottlenecks“) im europäischen Übertragungsnetz angestrebt.

Zwischen Deutschland, Österreich und der Schweiz ist schon jetzt der freie Handel mit Regelenergie möglich. Seit Jahresbeginn besteht in Österreich nur noch eine einzige Regelzone, die der APG. In Deutschland existiert eine „fiktive“ gemeinsame Regelzone im Netzregelverbund der vier Übertragungsnetzbetreiber (TSO). Seit 2011 besteht der Internationale Netzregelverbund (International Grid Control Cooperation, IGCC), der neben den vier deutschen TSO die dänische Energinet, die niederländische TenneT, die Schweizer Swissgrid und die belgische Elia angehören.

  • Artikelbild
    foto: verbund
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