20.05.2015
Experten

zur Person

Joachim Kahlert und Adolf Schweer

Joachim Kahlert: Als Leiter Kraftwerksmanagement bin ich seit 2010 bei der Vattenfall Europe Generation AG & Co. KG. 2003 kam ich ins Unternehmen. Zuvor habe ich bei der Vereinigte Energiewerke AG (VEAG), zuletzt als Leiter des Kraftwerk Lippendorf gearbeitet sowie bei RWE. Dr. Adolf Schweer: Ich bin seit 2009 technischer Geschäftsführer der Mitteldeutschen Netzgesellschaft Strom (MITNETZ STROM) und seit 2013 technischer Geschäftsführer der Gassparte (MITNETZ GAS). Vorher arbeitete ich in verschiedenen leitenden Funktionen im Netzbereich des RWE-Konzerns. 

Nachdem Bundeswirtschaftsminister Sigmar Gabriel in einem Eckpunktepapier angekündigt hat, ältere Braunkohlekraftwerke mit einer zusätzlichen CO2-Abgabe zu belasten, ist der Streit um die Zukunft des einheimischen Energieträgers neu entbrannt. Während Verfechter und Lobbyisten erneuerbarer Energien die Pläne der Regierung bejubeln, warnen Kraftwerks- und Netzbetreiber vor unabsehbaren Problemen. Joachim Kahlert, Leiter der ostdeutschen Kohlekraftwerke von Vattenfall, und Adolf Schweer, Geschäftsführer des Regionalversorgers Mitnetz Strom, dazu im Interview.

Herr Kahlert, Beschäftigte von Vattenfall sowie Vertreter von Gewerkschaften und branchennahen Unternehmen demonstrierten jüngst gemeinsam in Berlin und sprechen von der wirtschaftlichen Zwangsabschaltung eines modernen Kraftwerksparks – mit einem, so wörtlich – fatalen Dominoeffekt für die gesamte Wirtschaft. Ist das nicht ein bisschen dick aufgetragen?

Kahlert: „Nein – im Gegenteil. Die tatsächlichen negativen Wirtschaftseffekte, auch branchenübergreifend, sind heute noch nicht abzusehen. Deshalb hat das Bundeswirtschaftsministerium nun doch als Vorstufe ein Gutachten zur Bewertung der ökonomischen Folgen einer nationalen CO2-Besteuerung in Auftrag gegeben. Nach der Veröffentlichung des Papiers, wohlgemerkt.

Noch einmal kurz zum Hintergrund: Das Eckpunktepapier sieht vor, Braunkohlekraftwerke ab einem Alter von 20 Jahren mit einer Strafsteuer zu belegen. Das heißt, zusätzlich zu den jetzt schon benötigten CO2-Zertifikaten aus dem europäischen Emissionshandel müssten doppelt so teure nationale Zertifikate erworben werden. Dazu kommt, dass hoch subventionierter Wind- und Sonnenstrom den Börsenstrompreis deutlich gedrückt hat. Deshalb stehen deutsche Gaskraftwerke längst die meiste Zeit still, und auch die Braunkohle, der preisgünstigste grundlastfähige Energieträger, lässt sich kaum noch wirtschaftlich nutzen.

Wenn nun noch diese Strafabgabe kommt, wären schon 2017 beinahe die Hälfte aller Lausitzer Braunkohleblöcke unrentabel. Weil aber die Fixkosten der restlichen Anlagen und Tagebaue trotzdem hoch und die Börsenstrompreise niedrig bleiben, droht der gesamten deutschen Braunkohle das frühzeitige Aus. Und damit käme das Aus für zahlreiche Zulieferer und regionale Mittelständler. Dies führt letztlich zu drastischen Strukturbrüchen für die Regionen mit Arbeitslosigkeit, Abwanderung und kommunalen Steuerlöchern. Von den langfristigen Folgeeffekten auf die gesamte Wirtschaft durch Energie-Importabhängigkeit will ich gar nicht sprechen.“

Herr Dr. Schweer, Sie kämpfen als Betreiber des größten Verteilnetzes in den neuen Bundesländern schon seit langem mit den Herausforderungen durch die Energiewende; vor allen Dingen in Sachen Netzausbau und Netzstabilität. Man hat den Eindruck, dass die Politik dies noch nicht genügend beachtet. Wo sehen Sie Korrekturbedarf im Konzept Energiewende?

Solarparks nehmen überdurchschnittlich zu Foto: Vattenfall

Schweer: „Zunächst ist es für uns erst einmal gleich, aus welchen Quellen Energie in unser Netz eingespeist wird und von wem sie verbraucht wird. In den letzten Jahren allerdings ist die Erzeugung von Strom aus Wind und Sonne vor allem in Brandenburg und Sachsen-Anhalt so stark gewachsen, dass in diesem Bereich unser Netz trotz der enormen Investitionen keine Reserven mehr hat.

Ostdeutschland ist das Labor der Energiewende – ohne dass in Fehlentwicklungen eingegriffen wird. Heute haben wir hier schon den Ausbauzustand von 2030. In acht Jahren rechnen wir, dass die installierte Kraftwerksleistung aus Wind und Sonne etwa das Vierfache des maximalen Verbrauches erreicht. Wir haben einen jährlichen Aufwand von 250 – 300 Mio Euro für Erhalt und Ausbau des Netzes sowie den Anschluss von Windkraftanlagen oder Solarparks. Nur: Wo soll der Strom, der nicht nach dem Verbrauch sondern mit den natürlichen Angeboten erzeugt wird, eigentlich hin, wenn wir heute schon 7.200 MW installierte Leistung bei 3.500 MW Höchstbedarf haben?

Wir können nicht völlig auf die Großkraftwerke verzichten, weil erneuerbare Erzeuger viele der für die Versorgungssicherheit notwendigen Systemdienstleistungen wie die Spannungsregelung nicht erbringen können. Dies hat man vergessen in der Anfangsphase der Energiewende zu definieren, weil man von geringeren Anteilen an Erneuerbaren ausgegangen ist. Großkraftwerke lassen sich zwar in Überschusszeiten drosseln, gehen aber nicht komplett vom Netz.“

Warum nicht? Eigentlich gilt doch die Vorrang-Regel, dass erst Strom aus Wind und Sonne ins Netz müssen, die anderen Kraftwerke aber nur den Restbedarf liefern sollen?

Pumpspeicherkraftwerke wie Wendefurth bieten nicht ausreichend Speichervolumen, Foto: Vattenfall

Kahlert: „Das ist eine der vielen Punkte der Energiewende, die nur halb richtig in der Öffentlichkeit wahrgenommen werden. Auch an windreichen Sommertagen kann das System instabil werden, wenn die Grundlastkraftwerke vom Netz gingen. Denn Strom ist nicht nur eine spannungsgeladene Sache.

Damit die Übertragung funktioniert, muss die Netzfrequenz von 50 Hertz konstant gehalten werden, es werden sogenannte Systemdienste wie Frequenz- und Spannungshaltung benötigt. Dass schaffen derzeit nur die großen rotierenden Massen unserer Kraftwerksgeneratoren, die quasi den Takt für den Wechselstrom vorgeben.“

Schweer: „Der Einsatz von Wind- und Sonnenenergie ist an sich sinnvoll. Die Frage ist aber, wie wir auch in wind- und sonnenschwachen Zeiten die Versorgung absichern. Das ist letztlich nur in einem vernünftigen Mix möglich, weil sich Strom beispielsweise für die im Winter häufig auftretenden kalt-nebligen Hochdrucklagen eben nicht speichern lässt. Die können über Wochen andauern, das leisten weder Pumpspeicherwerke noch Batterien.“

Kohlekraftwerke nur bei Bedarf anschalten ist also keine Option?

Schweer: „Wir steuern die Erzeugung so, wie das im Fall der Großkraftwerke auch der Übertragungsnetzbetreiber 50 Hertz Transmission in Berlin macht: Bei Stromüberschüssen werden zunächst alle nicht benötigten fossilen Kapazitäten heruntergefahren. Aber nicht auf Null, sondern bis auf die Grenze der technisch nötigen Mindestlast.

Der Grund liegt in der Unberechenbarkeit der regenerativen Erzeugung selbst. Wir sehen in unseren Leitwarten tagtäglich, wie der Ertrag von Wind und Sonne schwankt. Da fallen binnen weniger Minuten auch mal 1.000 MW weg, die fossile Kraftwerke kompensieren müssen. Dann kann ich nicht erst anfangen, in Lippendorf oder Boxberg einen kalten Kessel anzuheizen.“

Kraftwerk Lippendorf bei Leipzig, Foto: LEAG

Kahlert: "Flexibler Betrieb statt ineffektives An- und Abschalten. Daran haben wir intensiv und mit Erfolg gearbeitet. Vor fünf Jahren lag die Grenze für die Mindestlast des Kraftwerksparks noch bei ca. 50 Prozent, heute sind es unter 30. Zudem können wir unsere Anlagen pro Minute um drei bis vier Prozent hoch oder herunterfahren. Das ist durchaus eine Größenordnung, um die die Einspeisung aus Wind und Sonne schwankt.

Aber es bleibt eine Tatsache, dass ein 930 MW-Block wie ihn etwa Lippendorf hat, ursprünglich als „Dauerbrenner“ entwickelt wurde. Die heutige Fahrweise ist deutlich teurer und bringt hohen Verschleiß. Und ganz abschalten hieße, die Kessel kalt werden zu lassen. Dann dauert der Anfahrprozess bis zu zehn Stunden und kostet sehr viel Energie.

Warum dann nicht lieber Gas als Braunkohle?

Kahlert: „Technisch betrachtet haben Gaskraftwerke hinsichtlich ihrer Flexibilität durchaus noch Vorteile gegenüber der Braunkohle. Aber Erdgas ist eben kein Energieträger mit großen nationalen Reserven und unter den aktuellen Bedingungen auch nicht wirtschaftlich.

Letztlich bleibt die Frage, ob sich eine Industrienation mit ihrer Energiewirtschaft von oft wenig vertrauenswürdigen Lieferpartnern abhängig machen will und gleichzeitig die Kontrolle über den Strompreis verliert oder eben nicht.“

 

Der Beitrag erschien zuerst im Vattenfall Blog

 

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