Dürre bremst Atom-, Kohle- und Wasserkraft: Wie sicher ist unser Strom?
Hitze, Dürre und Wasserknappheit bremsen Kraftwerke und Wasserkraft. Wie Europa die Stromversorgung stabilisiert und Preise abfedert.
Rheinfelden, Wasserkraftwerk mit Fischtreppe am Rhein und Industrie, in der Schweiz. Laufwasserkraftwerke wie diese fahren derzeit mit verringerter Leistung aufgrund der geringeren Pegelstände der Flüsse, an denen sie liegen.
Foto: picture alliance / Zoonar | Erich Meyer
Zum Monatswechsel Juli/August war es dann soweit: Die Dürre in Europa legte Kraftwerke lahm: Niedrige Pegel stoppten Atom-, Kohle- und Wasserkraft. Wie anfällig sie für niedrige Wasserstände und warme Temperaturen in Flüssen sind, hängt von der Kühltechnik ab, die sie nutzen. Auch die Wasserkraft ist abhängig von der zur Verfügung stehenden Wassermenge. Die Laufwasserkraft steht anders da als die Betreiber eines Pumpspeicherkraftwerks.
Eine länger anhaltende Hitze und Dürre wie in diesem Jahr wird es aufgrund des Klimawandels auch in Zukunft öfters geben. Was bedeutet das für die Stromversorgung in Deutschland und Europa? Und wirkt sich das alles auch auf die Strompreise aus? Falls ja, wie? Auf Basis einer Expertenbefragung des Science Media Center in Köln haben wir Ihnen die Antworten auf die drängendsten Fragen zusammengestellt.
Inhaltsverzeichnis
- Gefährdet eine Dürre die Versorgungssicherheit?
- Welche Kraftwerke verlieren warum Leistung?
- Wird aus einer Dürre ein Preisschock? Wie stark kann der europäische Stromhandel Ausfälle auffangen?
- Welche Kühltechniken und Standortkonzepte senken das Risiko?
- Was müssen wir beachten, um in Zukunft sicherer sein zu können?
Gefährdet eine Dürre die Versorgungssicherheit?
Obwohl es vielleicht in einzelnen Ländern oder Regionen knapp werden könnte, so sehen die SMC-Experten die Versorgungslage nicht gefährdet. Dafür gibt es zwei Gründe:
- den europäischen gekoppelten Strommarkt
- den Ausbau erneurbarer Energien und damit den zunehmenden Ausstieg aus dem Betrieb mit fossilen Brennstoffen betriebenen, thermischen Kraftwerken.
„Das zentrale Instrument ist der europäische Binnenmarkt mit der gekoppelten Day-Ahead-Auktion. Sie allokiert die kostengünstigste verfügbare Erzeugung automatisch dorthin, wo Knappheit besteht“, sagt Leonhard Gandhi, wissenschaftlicher Mitarbeiter im Bereich Energy Systems and Energy Economics am Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme (ISE) in Freiburg. „Gerade die aktuelle Situation in Ungarn zeigt, wie wichtig der europäische Strombinnenmarkt in solchen Situationen ist. Die fehlende Erzeugung aus Paks wird derzeit zu einem erheblichen Teil durch Importe ausgeglichen.“
„Das europäische Stromnetz ist eng geknüpft und damit in der Lage, Überschüsse und Defizite bei der Stromerzeugung in Europa auszugleichen“, erklärt Peter Radgen, Professor für Effiziente Energienutzung und stellvertretender Institutsleiter am Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung (IER) an der Universität Stuttgart. „Die Vernetzung des Stromnetzes in Europa trägt dazu bei, die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien besser zu verteilen und einen Ausgleich zwischen den Ländern zu schaffen. Das Europäische Stromsystem sorgt damit auch bei Herausforderungen durch Hitze und Trockenheit für eine sichere Versorgung.“
Eine Stromknappheit auf breiterer Front sie „aktuell wegen hoher solarer Stromerzeugung und verringerter industrieller Nachfrage nicht zu erwarten“, betont Radgen. Vielmehr komme es gegebenenfalls regional oder zeitlich zu einem knapperen Angebot. Verglichen mit anderen Bereichen wie z. B. der Industrie oder der Landwirtschaft dürfte die Stromversorgung, die eben zunehmend von fossilen thermischen Kraftwerken auf erneuerbare Energien umgestellt wird, zukünftig eher in geringerem Maße von Trockenperioden betroffen sein, schätzt er.
Welche Kraftwerke verlieren warum Leistung?
Bei der Kombination aus Hitze und Dürre gibt es eine Reihe von Effekten, die sich auf die Fahrweise von Kraftwerken auswirken:
- Verringerte Kühlung, weil nicht genügend Kühlwasser bereitsteht. Dann müssen die entsprechenden Kraftwerke mit verringerter Leistung fahren. Das hängt also vom Kühlmittelbedarf des jeweiligen Kraftwerks ab.
- Verringerte Stromerzeugung, weil die Wassermenge die Strommenge direkt beeinflusst. Das ist bei Laufwasserkraftwerken der Fall. „Laufwasserkraft nutzt den direkten Durchfluss und verliert zurzeit unmittelbar an Produktion, weil die Zuflüsse fehlen: Zuflüsse zu Speicherseen und Laufwasserkraftwerken in Österreich, Schweiz, Italien und Frankreich liegen weit unter dem langjährigen Durchschnitt. Eine Erholung ist frühestens ab September in Aussicht“, so Peter Burek, Senior Research Scholar, Water Security (WAT) Research Group am Internationalen Institut für angewandte Systemanalyse (IIASA) in Laxenburg, Österreich. Leonhard Gandhi weist darauf hin, dass sich bei Laufwasserkarftwerken auch die Fallhöhe aufgrund niedrigerer Wasserstände verringere, was sich ebenfalls auf die Leistung auswirke. Entlang des Rheins sind in allen Anrainerländern zusammen Laufwasserkraftwerke mit einer Gesamtleistung von circa 2,3 GW installiert.
- Betriebseinschränkung oder -einstellung, weil andere Parameter den Weiterbetrieb nicht zulassen. Z. B. bei den Kernkraftwerken in Frankreich. Hier würde die Flußtemperatur flußabwärts der Kraftwerke zu hoch. „Sowohl die Wasserentnahmemengen für die Kühltürme als auch die zulässige Erwärmung des wieder eingeleiteten Kühlwassers sind gesetzlich geregelt. Die Grenzwerte und Genehmigungen entscheiden also darüber, ob ein Kraftwerk abgeschaltet werden muss“, so Peter Radgen.
- Verringerte Stromerzeugung, weil die Hitze den Wirkungsgrad senkt. Das ist bei Solarzellen der Fall. Jenseits von 25°C kann der Wirkungsgrad um bis zu einem halben Prozentpunkte sinken. Gegnemittel: hinterlüftung. Hier spielt Dürre keine Rolle, aber Hitze.
- Verringerte Stromerzeugung, weil mangelnde Versorgung dies erfodert. Betrifft vor allem Kohlekraftwerke, die per Fluß versorgt werden. Wenn die Frachter aufgrund des Niedrigwassers/Dürre nicht mehr so viel laden können wie bisher, wird der Verbrauch gestreckt. Das heißt, die Erzeugung herunterfahren, um längerfrisitg betriebsbereit sein zu können. „In Deutschland ist für die Stromerzeugung bei anhaltender Trockenheit zudem weniger die Kühlung limitierend als der eingeschränkte Steinkohletransport bei niedrigen Flusspegeln“, so Leonhard Gandhi.
Wird aus einer Dürre ein Preisschock? Wie stark kann der europäische Stromhandel Ausfälle auffangen?
Aus der Dürre wird kein Preisschock. Vielmehr ermöglicht es der länderübergreifende europäische Stromhandel, Effekte wie eine länger anhaltende Dürre abzufedern. Hinzu kommt die Energiewende, die bewirkt, dass zukünftig noch weniger Erzeugungskapazitäten vom Wasserhaushalt abhängig sind. Es greifen eine Vielzahl von Mechanismen auf dem europäischen Strommarkt heute schon ineinander, die verhindern, dass die Preise nach oben schießen oder eine Mangellage herrscht. Ganz konkret hat Peter Radgen beobachtet, dass zum Beispiel trotz der Wasserknappheiten Frankreich zum Beispiel weiter große Strommengen in die Nachbarländer exportiert: „Gleichzeitig treiben die hohen Temperaturen die Stromnachfrage durch den Betrieb von Klimaanlagen, dafür ist die industrielle Nachfrage insbesondere im Ferienmonat August etwas geringer.“
- Stabilität durch den europaweiten Binnenmarkt mit gekoppelter Day-Ahead-Auktion. „Sie allokiert die kostengünstigste verfügbare Erzeugung automatisch dorthin, wo Knappheit besteht“, erklärt Leonhard Gandhi. ). Ergänzend wirke die Verlagerung von Verbrauch weg von den Abendspitzen, zu der die ungarische Regierung bereits aufgerufen hat. Auch die hohe Photovoltaikeinspeisung der Nachbarländer unterstützt. „Sie wird mit dem fortschreitenden Zubau von Batteriespeichern zunehmend auch die Abendstunden abdecken.“
- Stabilität durch die Energiewende: Hier spielt vor allem das Zusammenspiel volatiler Erzeuger, vor allem der Photovoltaik mit Speichern eine große Rolle. Hitze und dürreperioden heioßt dann aber auch, dass die Solarstromerzeugung hoch ist. Batteriespeicher können die Solarerzeugung in die Stunden hoher Residuallast am Abend und Morgen verlagern. „Beide Technologien benötigen kein Kühlwasser“, so Radgen. Zudem ziehen Pumpspeicherkraftwerke zu Zeiten der täglichen solaren Erzeugungsspitzen Strom aus dem netz. diese Kapazitäten, vor allem in der Schweiz, Österreich und Norwegen, stehen stehen dann zu anderen Zeiten wieder zur Stromerzeugung zur Verfügung.
- Für den Preis ist vor allem die volatile Erzeugung der erneuerbaren Energien verantwortlich: Laut der von SMC befragten Experten dominiert die Einspeisung von erneuerbaren Energiequellen das Preisgeschehen am Strommarkt. Trotz Dürre und gedrosselter Erzeugung mancher Kraftwerke in Europa. Bei einer Hitze- und Dürreperiode dominiert solar, es ergeben sich tagsüber Börsenstrompreise in Deutschland und den Nachbarländern nahe Null oder sogar darunter. Peter Radgen nennt für die Morgen- und Abendstunden dann Preise um 20 Cent/kWh, „gegebenenfalls auch mal deutlich darüber“. Radgen: „Der massive Ausbau der Speicherkapazitäten wird diese Preisschwankungen zukünftig deutlich dämpfen, wenn der Ausbau wie geplant erfolgt.“
Welche Kühltechniken und Standortkonzepte senken das Risiko?
Warum müssen nicht alle fossil betriebenen Kraftwerke oder Kernkraftwerke vom Gas gehen, wenn der Wasserpegel der Flüsse sinkt, aus denen sie Kühlwasser beziehen? Das hängt an der Kühltechnik. „Große Kohlekraftwerke, Gas-und-Dampfturbinen-Kraftwerke und auch die Kernkraftwerke in der Schweiz liegen typischerweise an Flüssen und nutzen Flusswasser entweder zur Durchlaufkühlung oder als Einsatzwasser in Verdunstungskühltürmen“, so Peter Radgen. „Stärker vom Wassermangel betroffen sind dabei die Kraftwerke mit Durchlaufkühlung, da bei den geringen Wassermengen in den Flüssen die Aufnahmekapazität für die Kraftwerksabwärme begrenzt ist“, so Radgen weiter.
Daraus ergeben sich Ansatzpunkte für bestehende wie auch neue Kraftwerke, die Kühlung benötigen:
- Umlaufkühlung: braucht nur einen Bruchteil der Wassermenge, da lediglich die Verdunstungsverluste ersetzt werden müssen.
- Kühltürme: Die für den Einsatz von Kühltürmen benötigte Wassermenge ist deutlich geringer als für eine Durchlaufkühlung, verringere aber laut Radgen gleichzeitig die in den Gewässern verbleibende Restwassermenge, da die Wassermengen verdunste und nicht in die Flüsse zurückgeführt werde.
- Redundante Kühlwasserquellen: Dazu zählen wie Grundwasser oder gespeichertes Regenwasser. Sie lassen sich vor allem als zusätzliche Kühlwasserquellen vorhalten, sind aber beide ebenfalls mittel- bis langfristig vom Wasserangebot abhängig.
- Trockenkühlung: technisch erprobt, jedoch mit höheren Kosten und einem Wirkungsgradverlust verbunden, der gerade an heißen Tagen am größten ist.
Was müssen wir beachten, um in Zukunft sicherer sein zu können?
Einige der Maßnahmen laufen ja schon, wie der Umbau des europäischen Stromsystems. In diesem Zusammenhang wird ja auch immer wieder als Brückenfunktion von wasserstofffähigen Gaskraftwerken betont. Ein Aspekt, der laut Radgen unter dem Gesichtspunkt des Kühlwasserbedarfs ebenfalls positiv ist: „Wasserstoff-Back-up-Kraftwerke, sofern sie als reine Gasturbinenanlagen und nicht als Gas-und-Dampfturbinen-Anlagen ausgeführt werden, benötigen nur sehr geringe Kühlwassermengen, da der Großteil der Abwärme mit den Abgasen abgeführt wird“ Zudem würden sie nur für 500 bis 1000 Stunden pro Jahr und verstärkt in den Wintermonaten während Dunkelflauten benötigt. „Da spielen Trockenperioden eher eine untergeordnete Rolle“.
Leonhard Gandhi betont, dass deshalb den Ausschreibungen für wasserstofffähige Backup-Kraftwerke das Kühlkonzept von Beginn an berücksichtigt werden sollte, zumal offene Gasturbinen praktisch ohne Kühlwasser auskämen.
Was künftige Kernfusionskraftwerke angeht, weist Gandhi au deren hohe interne Leistungsaufnahme für Magnetsysteme, Plasmaheizung und Kryotechnik hin. Das ziehe einen niedrigeren Nettowirkungsgrad nach sich als bei heutigen Kernkraftwerke. Sie müssten daher „entsprechend noch mehr Abwärme pro Kilowattstunde abführen.“
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