- Droht ein Netzkollaps?
Im vergangenen Winter gab es einige kritische Situationen: Die Stromreserven mussten angezapft werden. Die Bundesregierung will nun noch intensiver vorbeugen – notfalls mit Zwangsmaßnahmen. Wie groß ist die Gefahr eines Netzkollaps?
Auch im bevorstehenden Winter werden die Lichter in Deutschland wohl nicht ausgehen. Zwar war die Lage der Stromnetze schon 2011/2012 „sehr angespannt“, heißt es im Bericht der Bundesnetzagentur. Doch künftigen möglichen Versorgungsengpässen will die Bundesregierung rechtzeitig vorbeugen.
Wie können Engpässe verhindert werden?
Wie im vergangenen Jahr soll das über eine „Kaltreserve“ geschehen. Letztens waren das Kraftwerke mit einer Leistung von 1600 Megawatt. Die Bereithaltung hat die Stromkunden im vergangenen Jahr rund 22 Millionen Euro gekostet. In diesem Winter dürfte der Preis für die Versorgungssicherheit an den kältesten, windstillsten und sonnenlosesten Tagen des Jahres etwas höher liegen. Die Bundesnetzagentur will Kraftwerke mit einer Kapazität von 2000 Megawatt als Kaltreserve unter Vertrag nehmen.
Ende 2013 soll dann aber eine andere Regelung greifen. Die Bundesregierung bereitet ein Gesetz vor, das Kraftwerksbetreibern vorschreiben soll, ihre defizitären Anlagen erst 12 Monate, nachdem sie die geplante Stilllegung der Bundesnetzagentur gemeldet haben, vom Netz zu nehmen. Ist es ein Kraftwerk in einer Region, in der Kapazitätsengpässe befürchtet werden, soll der Betreiber gegen Zahlung einer Entschädigung auch gezwungen werden können, das Kraftwerk betriebsbereit zu halten. Die Kosten sollen die Stromkunden über das Netzentgelt tragen. Für einen Haushalt mit einem Jahresverbrauch von etwa 3500 Kilowattstunden Strom wären das maximal 1,55 Euro. Die Industrie hat Widerstand angekündigt.
Wie sicher ist die Stromversorgung?
Blackouts wegen des Atomausstiegs sind seit März 2011 ausgeblieben. Aber es kommt immer öfter zu Situationen im Stromnetz, in denen die Übertragungsnetzbetreiber oder die regionalen wie lokalen Netzbetreiber eingreifen müssen, um die Spannung stabil zu halten. Denn immer öfter gibt es ein Überangebot an Strom im Netz. An sehr sonnigen Tagen laufen Solarstromanlagen mit einer Kapazität von 30 000 Megawatt zu Hochform auf. Bundesumweltminister Peter Altmaier (CDU) sagte in dieser Woche bei einer Veranstaltung der Berliner CDU: „Das ist, als wenn 30 kleine Atomkraftwerke innerhalb von Sekunden gleichzeitig ans Netz gingen.“
Einen echten Mangel hat es dagegen im vergangenen Winter nur zweimal gegeben. Am 8. und 9. Dezember 2011 sind einige der Kraftwerke aus der Kaltreserve angefordert worden. Und während der Kältewelle Anfang Februar 2012 mussten diese Kapazitäten noch einmal abgerufen werden. Ein Grund für die Disparitäten waren günstige Gaslieferverträge einiger süddeutscher Kraftwerke. Als das Gas im Gasnetz knapp wurde, wurden die Lieferverträge mit diesen Kraftwerken unterbrochen, weshalb die Turbinen nun gerade in der kritischsten Zeit nicht zur Verfügung standen. Die Bundesnetzagentur hat deshalb von den Gaskraftwerksbetreibern verlangt, Gaslieferverträge abzuschließen, die eine solche Unterbrechung nicht mehr zulassen. Das soll im geplanten Gesetz nun offenbar geregelt werden.
Wie funktioniert der Strommarkt?
Der deutsche wie auch der europäische Strommarkt funktionieren aktuell allein über den Verkauf von produziertem Strom. Der Fachbegriff dafür ist ein „Nur-Energie-Markt“ (energy only). Was aber speziell in Süddeutschland in wenigen Stunden des Jahres schon jetzt fehlt, ganz bestimmt aber dann, wenn dort weitere große Atomkraftwerke abgeschaltet werden, ist eine jederzeit verfügbare Stromleistung. Deshalb hat der baden-württembergische Umweltminister Franz Untersteller (Grüne) schon in diesem Frühjahr ein Modell für einen sogenannten Kapazitätsmarkt erarbeiten lassen. Der Unterschied zum Nur-Energie-Markt besteht darin, dass über eine Auktion „verfügbare Leistung“ nachgefragt und auch bezahlt werden würde. Gedeckt werden könnte diese verfügbare Leistung aus neu gebauten, sehr flexiblen Gaskraftwerken, die als Ergänzung zu den erneuerbaren Energien im Notfall Strom liefern könnten. Diese Leistung könnte aber auch von großen Stromverbrauchern angeboten werden, die im Bedarfsfall ihren Stromverbrauch drosseln oder gar ganz einstellen könnten. Eine weitere Variante wäre ein existierendes Kraftwerk, das sich nicht mehr rechnet. Für dieses Modell hat sich auch das wirtschaftsfreundliche Energiewissenschaftliche Institut der Universität Köln (Ewi) in einem Gutachten für das Bundeswirtschaftsministerium ausgesprochen.
Die Alternative zu einem Kapazitätsmarkt ist der Aufbau einer sogenannten Strategischen Reserve. In diese Richtung geht der aktuell diskutierte Gesetzentwurf. Diese Variante halten die Beratungsfirma Consentec, die im Auftrag des Energiekonzerns EnBW ein entsprechendes Gutachten vorgelegt hat, und Ecofys im Auftrag des Umweltbundesamts für die günstigere Lösung. Sie argumentieren, der Strommarkt müsse nicht grundlegend umgebaut werden. Die Strategische Reserve könne auch leicht wieder aufgelöst werden. Und die Kosten für die Verbraucher seien überschaubar.
Das bezweifelt jedoch die LBD-Beratungsgesellschaft, die im Auftrag von Franz Untersteller einen Vergleich beider Modelle vorgelegt hat. Ben Schlemmermeier von LBD stellte das Ergebnis bei der Jahrestagung des Ökoinstituts vor. Sein Fazit: Die Kosten für eine Strategische Reserve lägen bei bis zu zwölf Milliarden Euro für die Verbraucher. Denn dafür würden Kapazitäten aus dem Markt genommen, der Wettbewerbsdruck auf dem Strommarkt würde sinken, die Preise an der Strombörse wieder steigen. Die höheren Preise kämen nicht nur den Kraftwerken zugute, deren Stilllegung verhindert werden soll, sondern zu 40 Prozent auch alten Atom- und Kohlekraftwerken. Nach Schlemmermeiers Rechnung wäre das ein Geschenk in Höhe von 4,8 Milliarden Euro im Jahr an die Energiekonzerne.
