Elektrizität: Schlüssel zu einem nachhaltigen und klimaverträglichen ...

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(bei einer angenommenen Versorgungssicherheit von 99%). Entsprechend müssten zunächst 90% und später
97% der installierten Windleistung ständig mit konventionellen Kraftwerken vorgehalten werden. Generell
spart man also mit dem Bau der Windenergieanlagen praktisch keine konventionellen Kraftwerke (und deren
Investitionskosten) ein, sondern nur einen Teil ihrer Brennstoffkosten 3 .
Betrachten wir dann die Regelleistung (Minuten- und Stundenreserve), die zum Ausgleich von Ungenauigkeiten
in der Windprognose bereitgestellt werden muss, und zwar sowohl in Form von positiver als auch von
negativer Regelleistung (ihre Größe hängt natürlich von der Güte der Prognose ab). In der dena-Netzstudie
[5] wurde ein Ausbauzustand von 36 GW betrachtet (angenommen für 2015, jetzt voraussichtlich in 2020),
was eine maximale positive Regelleistung von 7,0 GW (19% der installierten Windleistung) und eine
negative von 5,5 GW (15%) ergab.
Diese Minuten- und Stundenreserve muss, wie in der dena-Netzstudie ausgeführt, durch schnell regelbare
konventionelle Kraftwerke (sog. Spitzenleistungskraftwerke, vor allem Gasturbinen) und ggf. eine Anpassung
der Betriebsführung bestehender Pumpspeicherkraftwerke 4 (Speicher muss gefüllt sein) bereitgestellt
werden. Auch Kernkraftwerke können auf der geforderten Zeitskala Regelenergie bereitstellen (s. Kapitel
II.2.2-b).
Langfristig (Zeithorizont 2030 oder später) besteht vielerorts die Vorstellung, dass die dann vielen Millionen
Elektrofahrzeuge in Deutschland ein integraler Bestandteil des Stromnetzes sein werden und damit wesentlich
zum Speichern und Regeln der fluktuierenden regenerativen Energiequellen Wind und Sonne beitragen
können. Alternativ, und vielleicht realistischer, kann der Bedarf an Regelkapazität in weiterer Zukunft auch
stark reduziert werden durch die Integration von WEA-Parks an verschiedenen Standorten Europas und
Nordafrikas in ein europäisches Stromnetz (siehe z.B. [11]). Für die Zwischenzeit wäre es auf jeden Fall
sinnvoll, auch die Windenergieeinspeiseseite für den Ausgleich zwischen Angebot und Nachfrage heran zu
ziehen und zum Beispiel das Windabnahmegebot variabler zu gestalten.
6.5 Erforderlicher Netzausbau
Um in Zukunft die großen Strommengen aus den Windparks in der Nord- und Ostsee zu den Verbrauchern
im Westen und Süden Deutschlands transportieren zu können, muss das über viele Jahrzehnten gewachsene
Stromnetz (mit vielen dezentralen Stromerzeugern und relativ kurzen Verbindungen zu den Verbrauchern)
wesentlich neu strukturiert und ausgebaut werden (s. Kap. III.1). Die dena-Netzstudie [5] rechnet für die
Integration von 36 GW Windstromleistung in das deutsche Übertragungsnetz bis zum Jahr 2015 mit einem
Neubaubedarf von 380-kV-Trassen mit einer Länge von etwa 850 km (auf 8 neuen Trassen), für den
Ausbauzustand bis zum Jahr 2020 mit einer Länge von etwa 1.900 km (vorläufiges Ergebnis), außerdem mit
einer wesentlichen Verstärkung bestehender Trassen und mit neuen Komponenten zur Lastflusssteuerung
und Blindleistungserzeugung.
Von den Offshore-Windparks muss der Strom zunächst mit Seekabeln an Land gebracht werden. Dafür hat
sich die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungs- (HGÜ-) -Technik als vorteilhaft erwiesen. In diesem
Zusammenhang ist das spektakuläre Milliardenprojekt (geschätzte Kosten von 30 Mrd. Euro) zu erwähnen
[12], das mit Hochspannungs-Unterseekabeln in der Nordsee Windparks vor der deutschen, britischen und
dänischen Küste mit Wasserkraftwerken in Norwegen sowie Wind- und Solaranlagen auf dem europäischen
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Entsprechend werden die CO2-Vermeidungskosten der Windenergie nach Schätzungen der dena [5] im Jahr 2015 bei 40-80 /t CO2
liegen und sind damit im Vergleich zu anderen Vermeidungsmöglichkeiten recht hoch.
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Das Potenzial für geeignete Pumpspeicher-KW ist in Deutschland geographisch begrenzt und bereits weitgehend ausgeschöpft.
Druckluftspeicher-KW stellen eine interessante Alternative dar, sind aber noch im Entwicklungsstadium und wesentlich teurer (s. Kap.
III.2).