Die paar Gigawattstündchen machen keine Flaute wett

Nachdem im Koalitionsvertrag ein vorgezogener Ausstieg aus der Kohleverstromung bis 2030 festgeschrieben wurde, sagte Eon-Chef Leonhard Birnbaum schon im November 2021 voraus: „Wenn Kohle- und Atomenergie komplett vom Netz gehen, entsteht eine gigantische Lücke, die gefüllt werden muss.“ Dies sei nur möglich mit einer Quelle, die zuverlässig liefert: Gas. Nun haben außerdeutsche Ereignisse Berlin einen Strich durch diese Rechnung gemacht, denn statt auf existente heimische Energieträger zu setzen, deren Preis man selbst bestimmen kann, war diese Quelle das russische Erdgas.

Das jedoch ist seit der russischen Invasion der Ukraine im Großmaßstab politisch verbrannt und im Kontext der Situation nicht durchsetzbar. Noch am Tag des offiziellen Einmarsches russischer Truppen in die ukrainischen Bezirke Donezk und Luhansk am 22. Februar verkündete Bundeskanzler Scholz das Ende von Nordstream 2. Auch physisch steht die Pipeline durch die Sprengung am 26. September 2022 nicht mehr zur Verfügung.

Das russische Gas, das das Back-up für die deutsche Energiewende sein sollte, ist raus. Und nun? Wie soll unser Strombedarf gedeckt werden, wenn auch Kohlekraftwerke, politisch gewollt, in absehbarer Zeit keine Grundlast mehr liefern? Denn die letzten drei verbliebenen deutschen Kernkraftwerke stellen, politisch gewollt, ihren Betrieb in zwei Monaten ein.

Die sozial-grün-liberale Koalition will bereits in sieben Jahren 80 Prozent des Stromverbrauchs aus „Erneuerbaren“ ziehen. Der Bundesverband der Deutschen Industrie (BDI) hatte zu Beginn der gegenwärtigen Legislaturperiode kühl nachgerechnet, was das bedeutet: Es bedarf demnach bis 2030 neuer Gaskraftwerke mit einer Nennleistung von 43 Gigawatt (GW), also 43.000 Megawatt (MW), so dessen Studie Klimapfade 2.0.

Die Machbarkeitsstudie zur Energiewende setzt deutsche Mehrinvestitionen von 860 Milliarden Euro an, um Klimaneutralität und das Etappenziel bis 2030 zu erreichen. Das entspricht jährlich knapp 2,5 Prozent des deutschen Bruttoinlandsprodukts. Aber der BDI mahnt auch „Versorgungssicherheit“ an: „Es genügt nicht, einfach Kraftwerke auszuschalten und vom Netz zu nehmen.“

Für die Gaskraftwerke, die für die Stillegung von Kohle- und Kernkraftwerken einspringen sollten, fehlt nun das Gas, das aus anderen ausländischen Quellen in den benötigten Größenordnungen nicht vollständig ersetzt werden kann. Eine reichlich unkomfortable Situation. Dass Energieknappheit ausschließlich menschengemacht ist – dieser Satz jedenfalls steht fest.

Die von Bundeswirtschaftsminister Robert Habeck mit Katar ausgehandelte Lieferung von verflüssigtem Erdgas (LNG) wird zum einen erst 2026 beginnen – und zum anderen jährlich lediglich zwei Millionen Tonnen Flüssigerdgas betragen, was rund 2,8 Milliarden Kubikmetern Erdgas entspricht. Aber 2021 betrug der deutsche Gasverbrauch rund 90,5 Milliarden Kubikmeter. Katar kann also in vier Jahren mit gut drei Prozent zum deutschen Gasverbrauch beitragen. Und der große Rest?

Die Ampel-Koalition sieht über die bis dahin geschaffenen LNG-Terminals im kommenden Dezember eine Importkapazität von umgerechnet „mehr als 30 Milliarden Kubikmeter Gas“ – ein Drittel des deutschen Bedarfs. In dieser Situation klingt es nicht sehr beruhigend, wenn die Bundesnetzagentur zu Jahresbeginn konstatierte: „Die Befüllung der Gasspeicher wird wegen der verbleibenden Unsicherheiten der deutschen Gasversorgung auch im Jahr 2023 eine Herausforderung.“

Gleichzeitig schließt die Bundesregierung es aber aus, heimische Energieträger als Alternativen zu nutzen: „Wir wollen keine neuen Genehmigungen für Öl-und Gasbohrungen jenseits der erteilten Rahmenbetriebserlaubnisse für die deutsche Nord-und Ostsee erteilen“, wurde im Koalitionsvertrag festgehalten.

Mit dem Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz von Juli 2022 hatte die Regierung schon gegengesteuert und im Herbst 9.500 MW (9,5 GW) gesicherte Leistung aus Kohlekraftwerken wieder ans Netz gebracht – etwa die Leistung, die die letzten sechs deutschen Kernkraftwerke zusammen CO₂-frei lieferten bzw. noch liefern. Zusätzlich stehen sechs Öl-Kraftwerke mit 1.600 MW (1,6 GW) in Reserve. Wie Berlin so seine „Klimaschutzziele“ erreichen will, steht in den Sternen.

Denn 2022 speisten Stein- und Braunkohlekraftwerke etwa 17 TWh (also 17 Millionen MWh) mehr Strom ins Netz als im Jahr zuvor, nämlich 163 TWh netto. Gaskraftwerke hingegen trugen wegen der Knappheit an Erdgas nurmehr 47 TWh netto zur Stromversorgung bei (2021: 52 TWh). So schnell knicken Säulen der Energiewende ein. Gaskraftwerke deckten 2022 nicht einmal zehn Prozent der deutschen Stromproduktion von 582 TWh ab.

Strom aus Wind- und Photovoltaikkraftwerken soll die Stromlücke schließen. Wegen der Volatilität der bereitgestellten Energie („Flatterstrom“) sind zwingend Stromspeicher erforderlich. Doch wie, warf der Physiker Ulrich Waas jüngst in einem Gastbeitrag für die Berliner Zeitung die Kernfrage auf, „soll eine Lösung für das Problem der großtechnischen Speicherung elektrischer Energie aussehen?“ Denn ohne diese „sind 80 Prozent erneuerbarer Energien bis 2030 technisch nicht praktikabel“. Waas war 15 Jahre Mitglied der Reaktor-Sicherheitskommission zur Beratung des Bundesumweltministeriums.

Wegen der Umstellung der Energieverbraucher auf elektrische Technologien geht Waas von einer Verdopplung bis Verdreifachung des heutigen Strombedarfs aus – mindestens.

Großtechnische Stromspeicher existieren in Deutschland seit hundert Jahren, wir kennen sie alle: Die Kraft aufgestauten Wassers zu nutzen ist das effektivste. Das Speicherkraftwerk am oberbayerischen Walchensee beispielsweise wurde 1924 in Betrieb genommen. Es hat eine Kapazität von 124 MW. In Norddeutschland hingegen ist das Pumpspeicherkraftwerk Geesthacht bei Hamburg mit einer Leistung von 120 MW das größte. Das weitaus leistungsfähigste Kraftwerk dieser Art befindet sich im südthüringischen Goldisthal. Noch zu DDR-Zeiten geplant, ist es heute mit einer Leistung von 1060 MW eines der größten Europas. Es besitzt eine Speicherkapazität von 8,5 GWh (vgl. dort S. 11).

Die Dimensionen der erforderlichen Speicher macht folgender Vergleich klar: Alle bestehenden (Pump-)Speicherkraftwerke in Deutschland bringen es zusammen auf eine Speicherkapazität von ca. 40 GWh. Batterien steuern dazu weniger als eine Gigawattstunde bei (nach Waas). Aber der durchschnittliche deutsche Stromverbrauch liegt bei täglich etwa 1.595 GWh, also dem knapp 188fachen dessen, was Goldisthal erzeugen kann.

Was aber, wenn Windstille, Schwachwindphasen und trübes Wetter durch Bewölkung viel länger anhalten als einen Tag? Woher bei Dunkelflauten „nehmen und nicht stehlen“? Eine internationale Studie von Wissenschaftlern aus Berlin und London (Ruhnau/Qvist), die einen Zeitraum von 35 Jahren in den Blick nahm, ermittelte einen in Größenordnungen höheren Vorhaltebedarf an elektrischer Energie:

Der Speicherbedarf in einem System, das zu 100 Prozent aus „Erneuerbaren“ besteht, betrage demnach zwischen minimal zwei Wochen und maximal 12 Wochen. Die Wissenschaftler entdeckten extreme Schwankungen des Speicherbedarfs zwischen einzelnen Jahren, so dass wegen der Kapriolen des Wetters das extremste Jahr mehr als doppelt so viel Speicher benötigte wie das durchschnittliche Jahr.

Den für eine Industrienation wie Deutschland benötigten Strom auch nur über zwei Wochen in Speichern bereitzuhalten – es geht um mehr als 22 Terawattstunden –, ist weder wirtschaftlich noch flächenmäßig darstellbar.

Was aber ist mit den viel diskutierten Akku-Speichern? Das Tesla-Megapack zum Beispiel? Ist da Musik drin, lässt sich auf diese Weise die Speicherfrage lösen? Das derzeit europaweit größte Batteriespeichersystem im nordenglischen Cottingham ist im November in Betrieb gegangen. Die Anlage kann bis zu 196 MWh Strom in einem einzigen Zyklus speichern. Im Falle eines Stromausfalls soll sie für 300.000 Haushalte zwei Stunden lang den Strom überbrücken können. Das ist viermal so viel an Speicher wie die bisher größte deutsche Akku-Anlage im schleswig-holsteinischen Jardelund.

Corrigenda erkundigte sich bei einem Werkstofftechniker nach dem Potenzial von Akkumulatoren: Lothar W. Meyer leitete die Professur Werkstoffe des Maschinenbaus an der TU Chemnitz. „Wir können im Megawattbereich speichern, wir brauchen aber Speicher im Terawattbereich. Das ist um den Faktor eine Million zu schwach“, winkte der Ingenieur ab. Um mit den gängigen Lithium-Ionen-Akkus von heute auch nur den Tagesbedarf der Bundesrepublik an elektrischer Energie decken zu können, benötigte man dafür das Zwölffache der Weltjahresproduktion.

Bei der Bilanzvorlage des Ölriesen BP am Donnerstag sprach dessen Vorstandschef Bernard Looney eine unangenehme Wahrheit gelassen aus: „Nach den vergangenen drei Jahren ist es klarer als je zuvor. Die Welt will und braucht Energie, die sicher, bezahlbar und auch klimafreundlicher ist – was zusammen als Energie-Trilemma bekannt ist.“ Man müsse sich schon entscheiden.

Darum die Kehrtwende des Konzerns, der mit seinen Klimaschutzzielen bis vor kurzem zu den Vorreitern in der Energiebranche gehörte: „Wir werden mehr in das heutige Energiesystem investieren“, kündigte Looney an. Sicherheit und Bezahlbarkeit der Energieversorgung gingen vor. Alles sowohl bezahlbar wie sauber und sicher einzurichten, sei vorerst eine Illusion. Folgerichtig will BP nun wieder mehr Öl und Gas fördern.

Einen anderen Weg aus der Krise schlägt Kernkraftexpertin und Buchautorin Anna Veronika Wendland („Atomkraft? Ja bitte!“) vor, auch in einem aktuellen Tweet: „Volatile Erneuerbare Energien in Deutschland sind keine gesicherte Leistung und daher exakt so lange sicher, wie sie mit Kohle- und Gasverstromung abgesichert werden. Natürlich könnte das auch mit klimafreundlicher Kernenergie geschehen.“

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