Die Energieerzeugungslandschaft in Deutschland wird sich ändern. Wie genau, darüber gehen die Meinungen durchaus auseinander. Die Frage ist, wie die künftige Netzinfrastruktur daran angepasst werden sollte und was Netzbetreibern tun können, um sich auf eine dezentralere Erzeugung einzustellen.

2050 ist genauso weit entfernt wie 1990. Mit diesem Satz wurde auf der am Mittwoch und Donnerstag auf der Tagung „Zukünftige Stromnetze“ in Berlin den rund 100 Teilnehmern verdeutlicht, 2050 klingt vielleicht noch weit weg, ist es aber gar nicht. Christian Schorn vom Netzbetreiber TransnetBW berichtete so auch über die laufende Erstellung der „Stromnetzstudie 2050“. Sie soll im März veröffentlicht werden. „Die Frage ist, können wir mit erneuerbaren Energien die Stromnetze stabilisieren“, sagte Schorn. „Wir glauben nicht daran, müssen aber Lösungen finden, wenn jetzt die Atomkraftwerke und dann die Kohlekraftwerke abgeschaltet werden.“

Deutschland werde es auch nicht schaffen, 2050 alle Bedarfe – also Wärme, Verkehr und Strom – mit Erneuerbaren zu decken, sagte Schorn weiter. „Wir werden Wasserstoff und grüne Gase brauchen und auch Großkraftwerke, bei denen dann die Frage ist, wie sie befeuert werden – mit Gas oder mit grünem Gas.“ Die notwendigen Investitionsentscheidungen müssten schnell getroffen werden, um gegebenenfalls neue Kraftwerke zu bauen. Daher werde ein Szenariorahmen für 2050 schnell gebraucht.

Christian Matthes vom Öko-Institut zeigte sich auf der Veranstaltung in Berlin wenig überzeugt von den Wasserstoff-Plänen. „Wir werden goldenen Wasserstoff in Deutschland produzieren, Die Elektrolyseure sind zu teuer, nicht genug ausgelastet und die Flächen reichen nicht aus, um genügend erneuerbare Energien zu erzeugen“, sagte Matthes. „Wir werden es nicht schaffen“, 1000 Terawattstunden grünen Wasserstoff in Deutschland zu produzieren. Wir brauchen Importstrukturen, so der Leiter des Öko-Instituts. Er erinnerte mit seinen Aussagen stark an das, was auch immer wieder aus der Politik zu hören ist. Diese will zwar auf Wasserstoff setzen, doch wohl eher auf Importe aus dem Ausland. Matthes stellte in der Diskussionsrunde vor allem die hohen Kosten und großen Verluste der Wasserstofferzeugung und -nutzung in das Zentrum. „Wasserstoff wird Netze nicht ersetzen können“, sagte er weiter.

Bei den Netzbetreibern ist man derweil auch zuversichtlich, dass es in den kommenden Jahren weitere technologische Entwicklungen geben wird, die heute noch gar nicht einkalkuliert werden können. Bei Transnet BW sieht man in den sogenannten „Netzboostern“ eine Option für die Zukunft oder auch in Supraleitern, wie Schorn vom Übertragungsnetzbetreiber TransnetBW sagte.

Thomas Volk vom Verteilnetzbetreiber Hamburg wollte die Einschätzung nicht teilen, dass nicht genügend erneuerbare Energien für die Wasserstoff-Produktion zur Verfügung stehen werden. Er verwies darauf, dass vor den Toren der Hansestadt regelmäßig große Mengen Windstrom abgeregelt werden müssten. „Wir haben dort vier Gigawatt Windkraft, die nicht geerntet werden“, sagte Volk. „Wir brauchen neue Lösungen“, denn mit anderen Energiestrukturen könnte der Windstrom für die Versorgung Hamburgs mit Strom und Wärme genutzt werden. „Wasserstoff ist eine Möglichkeit dabei.“

„Es ist unklar, ob die Flächen ausreichen. Dabei kommt es auch immer darauf an, wieviel Stromverbrauch man annimmt“, warf Philipp Strauss vom Fraunhofer IEE ein. Sicher scheint hingegen, dass in Zukunft weniger Großkraftwerke für die Netzregulierung zur Verfügung stehen werden. Auch in dieser Hinsicht gilt es, bereits heute den Grundstein für neue Konzepte zu legen. Netze BW und TransnetBW haben diesbezüglich das Pilotprojekt „DA/RE“ gestartet. Die Abkürzung steht für Datenaustausch und Redispatch. Es soll einen koordinierten Abruf von Redispatchleistung aus dem Verteilnetz ermöglichen. Dazu werde die Grenze der Anlagengröße, die für diese Leistungen einbezogen werden, von zehn Megawatt auf zehn Kilowatt heruntergesetzt. Die Möglichkeit einer temporären Abschaltung der Erneuerbaren-Anlagen bleibe zwar bestehen, jedoch nur wenn ein koordinierter Redispatchplan vorliege, wie die Vertreter der beteiligten Netzbetreiber erklärten. Sie wollten so Erfahrungen der flexiblen Nutzung von Redispatch über die Spannungsebenen hinweg erproben. Zudem könne damit die Bilanzkreisoptimierung und Anlagenkommunikation getestet werden.

In ihren Szenarien und Projekten scheinen viele Netzbetreiber schon weiter als die Politik, die sich zwar mittlerweile auf einen gesetzlichen Kohleausstieg mehr oder weniger verständigt hat, jedoch bislang nicht erklärt, wie das Ziel von 65 Prozent erneuerbare Energien bis 2030 erreicht werden soll. In ihrem Szenariorahmen für den Netzentwicklungsplan 2035 gehen die Übertragungsnetzbetreiber von einem sehr ambitionierten Ausbau der erneuerbaren Energien aus. In zwei oder drei Szenarien gehen sie davon aus, dass 2035 keine Kohlekraftwerke mehr am Netz sein werden; im dritten sind es auch nur einige wenige Gigawatt an Kohlekraftwerke, wie Thomas Dederichs von Amprion erklärt. Die Erneuerbaren werden dann einen deutlich größeren Anteil haben, wobei vor allem Photovoltaik- und Offshore-Windkraft stark ausgebaut werden und die Verzögerung bei neuen Windparks an Land kompensieren werden. Die Übertragungsnetzbetreiber erwarten je nach Szenario 112 bis 128 Gigawatt installierte Photovoltaik-Leistung bis 2035. Derzeit sind es gut 50 Gigawatt.

Doch nicht nur die Übertragungsnetzbetreiber scheinen ambitionierter und zuversichtlicher als die Politik, wenn es um den weiteren Ausbau der erneuerbaren Energien geht. Auch beim Verteilnetzbetreiber Stromnetz Hamburg denkt man weiter. „Elektromobilität ist ein großes Thema“, sagt Volk. Die Stadt habe bereits 1000 Ladepunkte und mit der neuen Klimaschutzinitiative würden nur noch Elektrobusse angeschafft. Auch dies bedarf einer intelligenten Netzplanung, um die Fahrzeuge zu laden und die Netzstabilität zu sichern. Es gelte bereits jetzt, die nächste Phase der Energiewende zu denken.

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