Elektrizität: Schlüssel zu einem nachhaltigen und klimaverträglichen ...

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erweiterter großtechnischer Stromspeicherung würde der Überschussfaktor tendenziell sinken können,
voraussichtlich aber immer noch beachtlich bleiben. Die Praxis wird zwischen den Extremen liegen; aber
wenn die fluktuierende Windkraft (und Photovoltaik) wirklich einen gesicherten Beitrag zur Stromversorgung
leisten soll, wird dies die Bereitstellung einer Erzeugungs-Überkapazität und damit einen Netzausbau in
mehrfacher Höhe der vom Verbrauch her eigentlich benötigten Netzhöchstlast erfordern, um den Überschussstrom
weiträumig dem Stromhandel und damit anderen Verbrauchern zur Verfügung zu stellen.
Es ist absehbar, dass der Anteil fluktuierender Stromeinspeisung – heute beträgt die installierte Windleistung
nominal bereits grob 30 GW 18 – über die nächsten zwei Jahrzehnte weiter erheblich wachsen wird. Umso
wichtiger ist es, über den europäischen Verbund wesentliche Beiträge zur Versorgungssicherheit einzuplanen
(z.B. aus südlicher Solarthermie 19 oder anderen Kraftwerken). Investitionen in ein starkes transeuropäisches
Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragungsnetz gewinnen damit enorme Bedeutung. Auch sollten Konzepte
umgesetzt werden, die die Problematik durch ein gewisses Maß zeitlicher Anpassung des Stromverbrauchs
(Smart Grid) an die fluktuierende Stromerzeugung entschärfen.
1.2–d Kosten
Bei Kostenbetrachtungen konnte bisher davon ausgegangen werden, dass die Netzkapazität zusätzlich zu
dem maximalen Verbrauch in einem Gebiet den Ausfall eines großen Kraftwerkes abdecken muss, was in
der Regel eine vergleichsweise geringe Erhöhung des Leistungstransportes auf den Trassen (z.B. um einige
zehn Prozent) bedeutete. Da, wie diskutiert, die statistisch gesicherte Leistung bei Windkraft (bezogen auf
die definierte Versorgungssicherheit) nur 5-10% der Nominalleistung beträgt 20 , wird in Zukunft die
Leitungskapazität zu und von anderen Erzeugungsregionen entsprechend auszubauen sein.
Überdies müssen nach Berechnungen der DENA ca. 15-20% der installierten Windleistung als positive bzw.
negative Regelleistung in Minuten- und Stundenreserve in anderen Kraftwerken betriebsbereit im Leerlauf
vorgehalten werden. Diese Situation bewirkt gegenwärtig für Kraftwerksneuinvestitionen eine Verschiebung
hin zu (Erdgas-) Anlagen mit geringeren Kapitalinvestitionen aber höheren spezifischen Brennstoffkosten.
Allerdings sind die Gesamtbrennstoffkosten wegen der begrenzten zeitlichen Auslastung niedriger als bei
konventionellem Betrieb. In der Gesamtbilanz übersteigen jedoch die durch den teureren Windstrom
verursachten zusätzlichen Kosten ganz erheblich die Einsparungen bei Brennstoff und Investitionen in
Kraftwerksneubauten. Der produzierte Strom wird also teurer.
Ein erheblicher Kostenfaktor wird zusätzlich durch die oben geschilderte Situation verursacht, die
Windkapazität und das Netz möglicherweise weit über die vom Verbrauch her erforderliche Netzhöchstlast
ausbauen zu müssen. Allein für den Ausbau des Netzes auf der (Drehstrom-) Höchstspannungsebene
(220/380 kV) werden in Deutschland bis 2020 voraussichtlich rund 20 Mrd. zu investieren sein 21 . Für die
Finanzierung der zusätzlich notwendigen Anbindung der Windparks bis zum Netzanschlusspunkt sollen
EEG-Vergütungen herangezogen werden.
18
Quelle: DENA Netzstudie
19
Siehe Kapitel II.5.3
20
Die gesicherte Leistung von Steinkohle-, Braunkohle- und Kernkraftwerken, Öl/Gas-Kombianlagen, Biomasse- und Geothermieanlagen
liegt bei 86 – 93% der Nominalleistung, für Gasturbinen bei 42%, für Photovoltaik bei 1% (Quelle: DENA)
21
Quelle: DENA Zusammenfassung der wesentlichen Ergebnisse der dena-Studie durch die Projektsteuerungsgruppe (23.2.2005). Für
den Ausbau des Verbundnetzes aller Anrainerstaaten zur Nutzung der Nordsee-Windenergie werden die Kosten auf 30 Mrd.
gschätzt (Quelle Süddeutsche Zeitung S.17, 5.1.2010). Die Gesamtinvestitionen in ein den Zielen des Klimaschutzes und der
Versorgungssicherheit entsprechenden europäische Stromsystem (Stromerzeugung und Netze) werden im kommenden Jahrzehnt –
ebenso wie im darauffolgenden – jeweils auf grob 700 Milliarden geschätzt, davon ca. 40% für den Netzausbau und ein ähnlich
großer Anteil für erneuerbare Stromerzeugungsanlagen (Quelle: IEA, zitiert nach „Die Zeit“, 29.4.2010, S.23/24).