Warum Strom in Deutschland teuer ist – und sich daran auch so schnell nichts ändern wird

Deutsch­land hat den zweit­höchs­ten Strom­preis in Euro­pa.
In die­sem Bei­trag stel­len wir Ihnen zwei Kos­ten­trei­ber vor und erklä­ren Ihnen, war­um – außer dem End­ver­brau­cher, der das bezah­len muss – kei­ner der Betei­lig­ten Prot­ago­nis­ten ein wirt­schaft­li­ches Inter­es­se dar­an hat, das zu ändern. Dar­über hin­aus ler­nen Sie sinn­vol­le Abhil­fe­maß­nah­men ken­nen und erfah­ren, war­um es auch damit nicht vor­an geht. 

Las­sen Sie uns zunächst gemein­sam einen Blick auf die betei­lig­ten Prot­ago­nis­ten und die Abläu­fe im deut­schen Strom­markt wer­fen.

Die Protagonisten und ihr Zusammenwirken

Zum einen sind da die Strom­erzeu­ger, also die Betrei­ber von Kraft­wer­ken oder Anla­gen zu Erzeu­gung erneu­er­ba­rer Ener­gien.
Im Jahr 2017 speis­ten 712 Groß­an­la­gen (Nenn­leis­tung über 10 Mega­watt) in das deut­sche Strom­netz ein. Die instal­lier­te Gesamt­leis­tung betrug 100,0 Giga­watt (GW). Durch den Aus­bau der erneu­er­ba­ren Ener­gien beträgt die Nenn­leis­tung inzwi­schen ca. 210 GW – mit wach­sen­der Ten­denz.

Über das Über­tra­gungs­netz gelangt der Strom zu den Ver­brau­chern. Das Über­tra­gungs­netz in Deutsch­land ist in vier geo­gra­fi­sche Regel­zo­nen auf­ge­teilt. Jeder Regel­zo­ne ist ein bestimm­ter Über­tra­gungs­netz­be­trei­ber (ÜNB) zuge­teilt. Die­ser ist für die Netz­sta­bi­li­tät in sei­ner Regel­zo­ne ver­ant­wort­lich.
Der Ablauf dabei ist fol­gen­der:

• Auf dem Strom­markt wer­den Prei­se durch Ange­bot und Nach­fra­ge bestimmt. Die­se sind bei­spiels­wei­se vom Kli­ma, der Jah­res­zeit, dem Ver­brauchs­ver­hal­ten und den ange­bo­te­nen Kapa­zi­tä­ten abhän­gig.
• Auf Basis der zu erwar­ten­den Prei­se und ande­rer Kri­te­ri­en erfolgt ab einer Kraft­werks­leis­tung von 10 MW ein soge­nann­ter Dis­patch durch den Kraft­werks­be­trei­ber: er legt die ver­füg­ba­re Kraft­werks­leis­tung in räum­li­cher, zeit­li­cher und gra­du­el­ler (Teillast/​Vollast) Hin­sicht fest. Dies wird in einem Fahr­plan fest­ge­hal­ten.
• Alle teil­neh­men­den Kraft­werks­be­trei­ber sind ver­pflich­tet, die­sen Fahr­plan täg­lich (bis 14.30 Uhr) mit den von ihnen am Fol­ge­tag zu pro­du­zier­ten Strom­men­gen bei dem ÃœNB anzu­mel­den, in des­sen Regel­zo­ne sich die jewei­li­gen Kraft­wer­ke befin­den.
• Aus der Sum­me aller Fahr­plä­ne in allen vier Regel­zo­nen ergibt sich der bun­des­deut­sche Dis­patch für den Fol­ge­tag – anders gesagt: die Ein­satz­pla­nung für alle deut­schen Kraft­wer­ke.

Veränderte Nutzung des Übertragungsnetzes

Ergibt die Aus­wer­tung die­ses Dis­patch, dass Eng­päs­se dro­hen oder kommt es tat­säch­lich kurz­fris­tig zu Über­las­tun­gen, for­dern die ÜNB von den Kraft­werks­be­trei­bern die Ände­rung ihrer Fahr­plä­ne – den Redis­patch.
Ziel ist es dabei, die Netz- und Sys­tem­sta­bi­li­tät – und damit die hohe Ver­sor­gungs­si­cher­heit der Ver­brau­cher – zu erhal­ten sowie Netz­un­ter­bre­chun­gen abzu­wen­den.

Aber wodurch enste­hen sol­che Über­las­tun­gen? Zum einen gera­ten die Lei­tun­gen durch zu viel ein­ge­speis­te Kraft­werks­leis­tung an die Gren­zen ihrer tech­ni­schen Leis­tungs­fä­hig­keit.
Eine Her­aus­for­de­rung für das Über­tra­gungs­netz stel­len auch die zahl­rei­chen Pho­to­vol­ta­ik- (PV) und Wind­ener­gie­an­la­gen (WEA) dar. Die­se ste­hen regel­mä­ßig an Orten, wo sie beson­ders wirt­schaft­lich sind. Das ist in vie­len Fäl­len aber nicht der Ort, an dem die erzeug­te Ener­gie benö­tigt wird.

Unter Redis­patch ver­steht man Ein­grif­fe in die Erzeu­gungs­leis­tung von kon­ven­tio­nel­len Kraft­wer­ken durch den ÜNB, um Lei­tungs­ab­schnit­te vor einer Über­las­tung zu schüt­zen.

Droht an einer bestimm­ten Stel­le im Netz ein Eng­pass, wer­den Kraft­wer­ke dies­seits des Eng­pas­ses ange­wie­sen, ihre Ein­spei­sung zu dros­seln, wäh­rend Anla­gen jen­seits des Eng­pas­ses ihre Ein­spei­se­leis­tung erhö­hen müs­sen.

Ein Redispatch-Vorgang kostet Geld!

Bei einem Redis­patch-Vor­gang fal­len Kos­ten an. Die­se erge­ben sich

• im Fal­le des Hoch­fah­rens eines Kraft­werks:  durch die Anfahrts­kos­ten der Anla­ge
• im Fal­le der Leis­tungs­dros­se­lung: durch Ent­schä­di­gungs­leis­tun­gen, die an den Kraft­werks­be­trei­ber zu zah­len sind

Die­se Kos­ten wer­den zwar zunächst durch den anfor­dern­den ÜNB begli­chen, am Ende aber auf die durch alle Netz­nut­zer zu zah­len­den Netz­ent­gel­te umge­legt.

Eine wei­te­re markt­be­zo­ge­ne Redis­patch-Maß­nah­me des kurz­fris­ti­gen Eng­pass­ma­nage­ments ist das Coun­ter­tra­ding. Hier­bei kauft, bezie­hungs­wei­se ver­kauft der Über­tra­gungs­netz­be­trei­ber am kurz­fris­ti­gen Intra­day-Markt Strom. Im Ver­hält­nis zu den Redis­patch-Kos­ten ist der Anteil der beim Coun­ter­tra­ding ent­ste­hen­den Kos­ten aller­dings gering.

In der neben­ste­hen­den Gra­fik ist die Kos­ten­ent­wick­lung der Redis­patch-Maß­nah­men in den Jah­ren ab 2007 dar­ge­stellt. Es liegt auf der Hand, das eine Kor­re­la­ti­on zwi­schen den gestie­ge­nen Kos­ten der Redis­patch-Maß­nah­men und dem Aus­bau der erneu­er­ba­ren Ener­gien besteht. Aber was kann man dage­gen tun?

Optimierung des vorhandenen Netzes

Da die Redis­patch-Maß­nah­men durch Eng­päs­se in den Über­tra­gungs­we­gen ent­ste­hen, müs­sen offen­sicht­lich die­se Eng­päs­se besei­tigt wer­den.
Eine Hand­lungs­ebe­ne stellt dabei die Opti­mie­rung des vor­han­de­nen Net­zes dar. Zu ent­spre­chen­den Maß­nah­men gehört etwa ein wit­te­rungs­ab­hän­gi­ger Frei­lei­tungs­be­trieb: bei Wind und bei nied­ri­ger Umge­bungs­tem­pe­ra­tur (die meis­ten Eng­päs­se bestehen in den Win­ter­mo­na­ten) kann eine erhöh­te Über­tra­gungs­fä­hig­keit gegen­über Norm­wer­ten aus­ge­nutzt wer­den wer­den.
Eben­falls dazu gehört auch die Span­nungs­um­stel­lung von 220 auf 380 kV sowie die Nut­zung von neu­en Lei­ter­sei­len, die höhe­re Strö­me und Tem­pe­ra­tu­ren aus­hal­ten.

Eine ande­re Alter­na­ti­ve stellt der Netz­aus­bau dar. Die­ser erfolgt bereits. So wur­de etwa im Sep­tem­ber 2017 das Netz­aus­bau­pro­jekt „Thü­rin­ger Strom­brü­cke“ voll­stän­dig in Betrieb genom­men. Die Über­las­tung der zuvor hoch belas­te­ten Lei­tung „Remp­ten­dorf-Red­witz“ sank in der Fol­ge auf nur noch rund 18 Stun­den. Im vier­ten Quar­tal 2015 lag sie noch bei rund 1836 Stun­den.
Aus­führ­li­che Infor­ma­tio­nen zu geplan­ten und geneh­mig­ten Aus­bau­vor­ha­ben erhal­ten Sie, wenn Sie auf die neben­ste­hen­de Kar­te kli­cken.

Aller­dings geht der Aus­bau nur lang­sam vor­an: Laut Bun­des­netz­agen­tur sind von erfor­der­li­chen 7.700 Kilo­me­tern im deut­schen Über­tra­gungs­netz aktu­ell 1.100 Kilo­me­ter gebaut – vor einem Jahr waren es 950. Wei­te­re Ein­zel­hei­ten ent­hält die­ser Bei­trag des ZDF.

Netzausbau: Das Für und Wider

Ande­rer­seits stellt sich die Fra­ge, ob der spe­zi­fi­zier­te Bedarf über­haupt benö­tigt wird: in einem intel­li­gen­ten, dezen­tra­len Netz könn­te man benach­bar­te Erzeu­ger zuschal­ten oder den Bedarf aus dezen­tra­len Ener­gie­spei­chern decken.
Beson­ders unter Beschuss steht hier der Sued­Link, eine Hoch­span­nungs­gleich­strom­lei­tung (HGÜ) von der Nord­see (Bruns­brüt­tel) bis Heil­bronn. Kri­ti­ker bemän­geln, dass die­se nur wegen dem wei­te­ren Betrieb gro­ßer Koh­le­kraft­wer­ke sowie der opti­ma­len Nut­zung von Off­shore-WEA dient – und damit den Inter­es­sen der gro­ßen Kon­zer­ne.
Befür­wor­ter wei­sen dar­auf hin, das auch bei einer Dun­kel­flau­te in einem Teil des Lan­des die­ser mit Ener­gie ver­sorgt wer­den muss und des­halb gro­ße Men­gen Strom quer durch das Land geschickt wer­den müs­sen.

Nach Auf­fas­sung des Autors erscheint in jedem Fall eine kapa­zi­täts­be­zo­ge­ne Betei­li­gung der Strom­erzeu­ger an den Netz­ent­gel­ten sinn­voll: Schließ­lich zah­len Spe­di­tio­nen, die Waren über euro­päi­sche Auto­bah­nen beför­dern, auch eine Maut für die Stra­ßen­be­nut­zung.

Negative Preise für Strom

Nega­ti­ve Prei­se für Strom – gibt's das? Die Ant­wort lau­tet: Ja! Aber war­um ist das so?

Wind und Son­ne las­sen sich bekann­ter­ma­ßen nicht regeln. Das gilt somit auch für den damit erzeug­ten Strom.
Kraft­wer­ke las­sen sich aber eben­falls nicht in Sekun­den oder auch nur Minu­ten im not­wen­di­gen Umfang her­un­ter­fah­ren. Bei älte­ren Koh­le­kraft­wer­ken kann die­ser Vor­gang Tage, mit­un­ter Wochen brau­chen. So ent­ste­hen unter gewis­sen Umstän­den Über­ka­pa­zi­tä­ten.
Die­ses "Zuviel" an Strom kann – Stand heu­te – nicht gespei­chert wer­den. Um eine Netz­über­las­tung zu ver­mei­den, müs­sen die die Über­gangs­netz­be­trei­ber die­sen Strom also ver­ram­schen. Das dadurch ent­ste­hen­de Über­an­ge­bot an der Strom­bör­se drückt natür­lich die Prei­se, mit­un­ter eben auch ins Nega­ti­ve.

Die Zeche zahlt am Ende der Ver­brau­cher: Die anfal­len­den Kos­ten wer­den über die EEG-Umla­ge abge­rech­net.

Lösungsansätze

Sucht man nach aktu­ell ver­füg­ba­ren Lösun­gen, erge­ben sich eini­ge Optio­nen.
Die Opti­mie­rung der Über­tra­gungs­we­ge wur­de in die­sem Bei­trag ja bereits umfas­send erläu­tert.

Dezentrale Stromspeicher

Ein wei­te­rer Ansatz sind dezen­tra­le Strom­spei­cher. Ent­spre­chen­de Tech­no­lo­gien sind ver­füg­bar und auch schon im prak­ti­schen Ein­satz (teilw. seit meh­ren Jahr­zehn­ten!). Die fol­gen­de Gra­fik ver­mit­telt einen Über­blick über die zum Ein­satz kom­men­den Tech­no­lo­gien.

 

Nach­fol­gend ein paar Erläu­te­run­gen zu ver­schie­de­nen in der Gra­fik erwähn­ten Tech­no­lo­gien.

Batterien

In die­sem Bereich haben sich vor allem Lithi­um-Ionen-Bat­te­rien durch­ge­setzt. Die größ­te aktu­ell in Betrieb befind­li­che Bat­te­rie ist die Horns­da­le Power Reser­ve (AUS) mit eine Kapa­zi­tät von 129 MWh und eine Leis­tung von 100 MW.

Thermische Speicher: Flüssigsalzbatterien

Hier­bei wird über­schüs­si­ge Ener­gie dazu genutzt, Salz zu schmel­zen. Wenn es beim Erkal­ten kris­tal­li­siert, gibt es die Ener­gie wie­der ab.

Thermische Speicher: Vulkangestein

Einen neu­en Weg geht Sie­mens Game­sa: Im Juni 2019 hat in Ham­burg ein neu­ar­ti­ger Ener­gie­spei­cher auf Basis von Vul­kan­ge­stein den Betrieb auf­ge­nom­men. Der Wär­me­spei­cher im Stadt­teil Alten­wer­der fasst rund 1.000 Ton­nen des Gesteins als Spei­cher­me­di­um. Die Demons­tra­ti­ons­an­la­ge kann bis zu 130 MWh ther­mi­sche Ener­gie für rund eine Woche spei­chern.

(V-)RFB-Speicher

Redox-Flow-Bat­te­rien basie­ren auf einem flüs­si­gen elek­tro­che­mi­schen Spei­cher. Die­ser besteht aus einem Elek­tro­lyt (häu­fig Vana­di­um), der in Tanks in unter­schied­li­chen Oxi­da­ti­ons­stu­fen gespei­chert wird. Der Strom wird ähn­lich wie bei der Brenn­stoff­zel­le an einer Mem­bran pro­du­ziert. Die Grö­ße der Mem­bran bestimmt die Leis­tung (kW), die Ener­gie (kWh) hängt von der Tank­grö­ße ab, also der Men­ge der ein­ge­setz­ten Flüs­sig­keit.

Ent­spre­chen­de Bat­te­rien sind bereits im kom­er­zi­el­len Ein­satz, bei­spiels­wei­se in einem Pro­jekt in Chi­na (aktu­ell: 3MW /​ 12MWh, End­aus­bau: 10MW /​ 40MWh).

Druckluftspeicher

Wie der Name ver­mu­ten lässt, wird hier­bei Druck­luft als Ener­gie­spei­cher ver­wen­det. Sie die­nen zur Netz­re­ge­lung wie bei­spiels­wei­se der Bereit­stel­lung von Regel­leis­tung: Wenn mehr Strom pro­du­ziert als ver­braucht wird, wird mit der über­schüs­si­gen Ener­gie Luft unter Druck in einen Spei­cher gepumpt; bei Strom­be­darf wird mit der Druck­luft in einer Gas­tur­bi­ne Strom pro­du­ziert.

Power-to‑X

Mit die­sem Begriff wer­den ver­schie­de­ne Tech­no­lo­gien zur Spei­che­rung bzw. ander­wei­ti­gen Nut­zung von Strom­über­schüs­sen in Zei­ten eines Über­an­ge­bo­tes varia­bler erneu­er­ba­rer Ener­gien wie Solar­ener­gie, Wind­ener­gie und Was­ser­kraft bezeich­net. Eben­falls üblich sind die Bezeich­nun­gen P2X bzw. PtX.

Beson­ders inter­es­sant ist dabei die Umwand­lung in Was­ser­stoff (H2) im Elek­tro­ly­se­ver­fah­ren: Der Was­ser­stoff kann direkt in Brenn­stoff­zel­len oder Gas­tur­bi­nen ver­wen­det wer­den. Alter­na­tiv ist die anschlie­ßen­de Umwand­lung in Methan, Metha­nol, Ethan oder Pro­pan mög­lich. Die bei der Elek­tro­ly­se ent­ste­hen­de Abwär­me kann in loka­len Wär­me­ver­sor­gungs­net­zen genutzt wer­den.

Bei Power-to‑X besteht ein typi­sches Hen­ne-Ei-Pro­blem: die Kos­ten sind hoch, weil kei­ner inves­tiert. Weil die Kos­ten hoch sind, inves­tiert kei­ner.

Demand Side Management

Hier­bei wird die Strom­nach­fra­ge auf der Ver­brau­cher­sei­te fle­xi­bi­li­siert, indem der Strom­ver­brauch teil­wei­se zeit­lich ver­la­gert wird.
Neben gro­ßen und ener­gie­in­ten­si­ven Unter­neh­men wer­den zuneh­mend auch Haus­hal­te mit Pho­to­vol­ta­ik-Bat­te­rie­sys­te­men, elek­tri­sche Heiz- und Warm­was­ser­sys­te­me in Ver­bin­dung mit ther­mi­schen Spei­chern sowie Elek­tro­fahr­zeu­ge zum Demand Side Manage­ment her­an­ge­zo­gen, um poten­zi­el­le Eng­päs­se zu ver­mei­den.

Großspeicher in Deutschland

Auf der fol­gen­den Kar­te sind die in Betrieb befind­li­chen, bezie­hungs­wei­se geplan­ten Groß­spei­cher in Deutsch­land dar­ge­stellt.

Warum werden nicht mehr dezentrale Großspeicher gebaut?

Groß­spei­cher wer­den hier­zu­lan­de lei­der in vie­ler­lei Hin­sicht benach­tei­ligt: Auch expli­zit netz­dien­li­che Bat­te­rien wer­den immer noch als Letzt­ver­brau­cher, nicht als Ele­men­te eines dezen­tra­len, smar­ten Net­zes ein­ge­stuft. Das bedeu­tet, das beim Laden des Spei­chers für den bezo­ge­nen Strom EEG-Umla­ge gezahlt wer­den muss! Und selbst wenn sie Aus­nah­me­re­ge­lun­gen erhal­ten, müs­sen Bat­te­rien, die nicht durch kon­ven­tio­nel­le Kraft­wer­ke besi­chert sind, viel höhe­re Sicher­heits­puf­fer vor­wie­sen als Bat­te­rien im kon­ti­nen­tal­eu­ro­päi­schen Aus­land. Unterm Strich fehlt also ganz ein­fach der wirt­schaft­li­che Anreiz.
Neue Rah­men­be­din­gun­gen sind daher ele­men­tar für eine erfolg­rei­che Inte­gra­ti­on von Spei­chern. Dazu gehört ins­be­son­de­re die regu­la­to­ri­sche Ver­an­ke­rung von Spei­chern außer­halb des Erneu­er­ba­re-Ener­gien-Geset­zes.

Fazit

• Kos­ten für ver­meid­ba­re Redis­patch-Maß­nah­men und nega­ti­ve Prei­se an der Strom­bör­se sind nur zwei Bei­spie­le der zahl­rei­chen Ursa­chen für die ver­gleichs­wei­se hohen Strom­prei­se in Deutsch­land.
• Die­se Maß­nah­men wer­den unter ande­rem durch die man­geln­de Fle­xi­bi­li­tät kon­ven­tio­nel­ler Kraft­wer­ke ver­ur­sacht.
• Auch eine Opti­mie­rung des Strom­net­zes wür­de die Anzahl die­ser Ein­grif­fe erheb­lich redu­zie­ren. Wegen den wider­sprüch­li­chen Signa­le aus der Bevöl­ke­rung und den sich dar­aus erge­ben­den lan­gen Pla­nungs- und Geneh­mi­gungs­ver­fah­ren kommt der Netz­aus­bau aber nur schlep­pend vor­an.
• Ein wei­te­rer Lösungs­an­satz ist der Bau dezen­tra­ler Groß­spei­cher. Aus­ge­reif­te Tech­no­lo­gien exis­tie­ren zwar, die­se sind jedoch (noch) teu­er. Auch auf­grund der von der Poli­tik vor­ge­ge­be­nen Rah­men­be­din­gun­gen ist ein wirt­schaft­li­cher Betrieb sol­cher Groß­spei­cher zur Zeit kaum mög­lich.

Quellen

Baden-Würt­tem­ber­gi­scher Genos­sen­schafts­ver­band e.V.: Pro­su­mer-Ener­gie­han­dels­platt­form als Ener­gie­ver­sor­ger von mor­gen

Umwelt­bun­des­amt: Kon­ven­tio­nel­le Kraft­wer­ke und erneu­er­ba­re Ener­gien

Bun­des­wirt­schafts­mi­nis­te­ri­um: Akti­ons­plan Strom­netz

Bun­des­ver­band der Bür­ger­initia­ti­ven gegen Sued­Link: JA zur Ener­gie­wen­de, NEIN zur Strom­au­to­bahn Sued­Link

Deut­sche-Ener­gie-Agen­tur: "Power to X: Tech­no­lo­gien" (PDF)

Spek­trum der Wis­sen­schaft: Strom im Tank

Horns­da­le Power Reser­ve (Web­site, engl.)

pv maga­zi­ne: "Tanz auf dem Vul­kan: Sie­mens Game­sa nimmt neu­ar­ti­gen elek­tro­ther­mi­schen Ener­gie­spei­cher in Ham­burg in Betrieb"

Ener­gy Sto­rage News: First pha­se of China’s big­gest flow bat­te­ry put into ope­ra­ti­on by VRB Ener­gy