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Energiewende : So kann man dem Blackout vorbeugen

Wasserdampf entweicht aus den Kühltürmen des Kohlekraftwerks Mehrum im Landkreis Peine. Bild: dpa

Die Erfahrung aus Texas lehrt: In Dunkelflauten und extremen Phasen herrscht am Strommarkt Chaos. Was es braucht, damit nach dem Atom- und Kohleausstieg nicht die Lichter ausgehen.

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          Das Kohlekraftwerk Heyden 4 hätte eigentlich in diesen Tagen vom Netz gehen sollen. Erfolgreich hatte sich sein Betreiber Uniper um Entschädigungen beworben. Aber die Bundesnetzagentur legte gegen die Stilllegung ein Veto ein, weil sonst Engpässe in der Stromversorgung drohten. Da­mit in wind- und sonnenarmen Stunden nicht die Lichter ausgehen, bleibt Heyden 4 nun noch eine Weile Reservekraftwerk. Wie eine ganze Reihe weiterer Kohlemeiler nimmt es also nicht mehr am Strommarkt teil, sondern steht bereit, auf Befehl der Netzbetreiber in kritischen Phasen zu liefern.

          Niklas Záboji
          Wirtschaftskorrespondent in Paris

          Diese separat regulierte Back-up-Bevorratung kostet viel Geld. Der Verbraucher zahlt dafür über die Netzentgelte. Das mag widersinnig erscheinen, denn einerseits fördert die Politik den Vormarsch der erneuerbaren Energien, andererseits si­chert sie ihn durch besonders klimaschädliche Kohlekraftwerke ab. Sind neben Solarzellen und Windrädern nicht auch Speicher mittlerweile so günstig, dass die Nahezu-Vollversorgung mit Ökostrom nur noch ei­ne Frage der Zeit ist? Wird nicht vermehrt das Ausland für den hiesigen Markt produzieren, etwa durch die deutlich ertragreichere Windkraft aus Dänemark oder Wasserkraft aus Norwegen? Und sind die in den verbleibenden Dunkelflauten hohen Preise am Strommarkt nicht Anreiz genug für Marktteilnehmer, in leicht hoch- und runterfahrbare Gaskraftwerke zu investieren? Diese könnten mit einem immer höheren Anteil an „grünem“ Wasserstoff betrieben werden, also nicht zwangsläufig zu stranded assets werden.

          Jein, sagen Fachleute, die sich mit dem optimalen Design von Märkten beschäftigen. Zu ihnen gehören die Kölner Verhaltensökonomen Axel Ockenfels und Peter Cramton sowie Steven Stoft aus Berkeley. Zusammen haben sie vor einigen Jahren ein viel zitiertes Papier geschrieben und darin die Vorteile eines Kapazitätsmarkts dargelegt. In einem solchen werden Kraftwerksbetreiber nach wettbewerblichen Spielregeln für die Fähigkeit und Bereitschaft vergütet, auch in Stresssituationen zuverlässig Strom zu erzeugen - statt, wie in Deutschland derzeit, nur für die tatsächlich produzierte Elektrizität und ansonsten wie Heyden 4 in einem selbst für Fachleute schwer durchschaubaren Geflecht aus Netz­reserve und Kapazitätsreserve, Sicherheitsbereitschaft und sogenannten besonderen netztechnischen Betriebsmitteln, die allesamt außerhalb des Markts stehen.

          Kaum jemand baue neue Gaskraftwerke

          Ein Grund sei Marktversagen: „In normalen Zeiten, wenn die Versorgungslage gut ist, ist der Strompreis zu gering, um für Versorgungssicherheit in Krisenzeiten zu sorgen“, sagt Ökonom Ockenfels. Nur wenn die Stromerzeugung zur Deckung der traditionell unflexiblen Nachfrage kaum noch ausreicht, erreiche der Preis ein Ni­veau, das den Betrieb auch des letzten benötigten Gaskraftwerks wirtschaftlich macht.

          Doch werde der Strompreis in diesen sehr seltenen Extremsituationen durch regulatorische Eingriffe und strategisches Verhalten der Marktteilnehmer oft „massiv verzerrt“, sagt er. Der Preis bilde die Knappheit nicht vernünftig ab. Wenn die Not am größten ist und wegen Kraftwerksmangel gar der Strom ausfällt, stellt sich am Markt überhaupt kein Preis mehr ein. Unter diesen Bedingungen unterhält aus freien Stücken kaum jemand ein Kraftwerk nur für kritische Phasen. So droht, dass in Dunkelflauten und generell in Extrem­si­tuationen zu wenig Erzeugungskapazitäten zur Verfügung stehen. Das war im letzten Winter in Texas zu sehen.

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