Das Problem ist hier, dass die Strategie da auch nicht ganz klar ist. Die Mitteilung des BMWK spricht von Phasen, wenn Wind und PV die Nachfrage nicht decken können. Das ließt sich nach saisonalem Ausgleich.
Andererseits wird der systemdienliche Aspekt der Flexibilität genannt. Beispielsweise im Kontext von den passenden Standorten. Das klingt dann wiederum nach dem, was die ÜNB wollen. Konventionelle Kraftwerksleitung, mit der sie die Netze stabil halten können. Das muss dann nicht mal ein Einspringen bei mangelndem EE Dargebot sein.
Solange der angekündigte Kapazitätsmechanismus unklar ist und wie er in das bestehende Strommarktdesign eingebaut wird bzw. dieses verändert ist es schwer das ganze final zu bewerten. Positiv gesehen gibt es nun endlich einen konkreten Fahrplan für die nächsten Schritte. Negativ gesehen ist es nur ein weiteres, ungenaues Update der schon gemachten Ankündigungen.
MarkusS
33
Also dass die Kraftwerke am Ende gar nicht als Backup sondern für Spitzenlast oder saisonalen Ausgleich verwendet werden hielte ich tatsächlich auch für möglich. Wenn es so käme hätte es in der Tat auch einen Vorteil, wenn sie H2-ready wären. Was dann allerdings mit den eingestrichenen Subventionen passieren würde ist die Frage, denn die gehen ja vom Backup Szenario aus.
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MarkusS
34
Ja, das ist richtig beobachtet. Das Optimum für den geringsten Speicherbedarf bekommt man bei besonders viel Windkraftausbau. Wir viel Speicher ich dann anschaffe ist eine wirtschaftliche Optimierungsaufgabe, bei der ich die Kosten von Windkraft-Überkapazitäten gegenüber denen von Wasserstoff-Kraftwerken, Infrastruktur, Speicherung und Elektrolyseuren abwäge. Studien die ich bisher dazu gelesen habe gehen schon noch von einem signifikanten Bedarf an Gaskraftwerken aus.
Auch das ist richtig, allerdings darfst du nicht vergessen, dass die notwendige Speicherkapazität von der Schwankungsamplitude multipliziert mit der Schwankungslänge abhängt. Und letztere ist saisonal halt sehr lang.
Einen gewissen Gamble wird man machen müssen, weil kaum jemand vorhersagen kann, wie die Energiewende verläuft. In der Praxis wird man ein paar Gaskraftwerke bauen, aber nicht so viele wie prognostiziert. Dann balanciert man das Risiko dass es nicht genug sind gegenüber dem, dass es zu viele sind aus.
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Ingfu
35
Genau so ist es. Saisonale Schwankungen werden wir mit Speichern kaum ausgleichen können - müssen wir aber auch gar nicht, wenn wir genügend Windkraft sowie europäische Leitungen haben. Überbrücken müssen wir maximal wenige Tage im Winter.
Und dafür können entweder Erdgaskraftwerke genutzt werden oder welche für Wasserstoff. Was davon günstiger ist, muss kalkuliert werden… Wenn wir sowieso eine Wasserstoffinfrastruktur haben, könnte es trotz der hohen Verluste und Kosten bei der Erzeugung insgesamt günstiger sein.
Meine Vermutung ist aber auch, dass wir eher weniger Kraftwerke benötigen, wenn wir möglichst viel Intelligenz in das Stromsystem stecken. Dunkelflauten können ja schon einige Zeit vorher mit Wettermodellen prognostiziert werden. Wenn dann die E-Autos das Signal bekommen, vorher zu laden, verringert das die benötigte Leistung, wenn der Strom knapp wird.
Ich bin mir gar nicht so sicher, dass das Geld für die Backup-Kraftwerke (16 Mrd. €) den KTF in den nächsten Jahren zusätzlich belastet. Denn ursprünglich wurde mit weitaus mehr Kraftwerken (24 GW Leistung statt jetzt 10 GW) geplant.
Ich konnte aber keine Antwort drauf finden, ob vorher im KTF schon Geld dafür verplant war (hab auch nicht viel recherchiert, nur Artikel zur aktuellen Ankündigung der Kraftwerksstrategie gelesen). Schau gern im Thread „Wo bleibt das Klimageld?“ vorbei.
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peteM
37
Exakt. Die Kosten setzen sich hier grob aus Investitionskosten, Brennstoffkosten und ggf. Kosten für CO2 Entfernung, Speicherung etc. zusammen.
Für Kraftwerke, die viele Volllaststunden haben würde eine CO2 Entfernung und Speicherung sehr teuer, deshalb lohnt es sich hier voraussichtlich auf Wasserstoff zu gehen. Je geringer die Volllaststunden werden, desto mehr schlagen allerdings die höheren Investitionskosten zu buche. Sobald wir also unter wenige hundert Stunden pro Jahr kommen, die das Kraftwerk läuft, kann das Erdgaskraftwerk aufgrund seiner geringeren Investitionskosten wieder im Vorteil sein.
peteM
38
Das habe ich mir auch nochmal quantitativ angeguckt. Für die Gestehungskosten H2 vs. Erdgas habe ich die Tabelle 3 dieser Quelle [1] verwendet. Für ein Erdgaskraftwerk gibt die Quelle bei einer jährlichen Vollaststundenzahl von 1600h Gestehungskosten von 153€/MWh_el an. Für ein H2-Kraftwerk sind es 536€. Reduziert man jetzt die Vollasstundenzahl beim Erdgaskraftwerk auf 10h, so kommt man (aufgrund des jetzt gigantischen Fixkosten-Anteils) auf ca. 5.300 €/MWh_el. Dass diese Zahl nicht unrealistisch ist, zeigt der Vergleich mit der Agora Quelle [2], wo davon gesprochen wird, dass sich die Kraftwerke erst ab 10.000 €/MWh_el rechnen. Vmtl. wurde hier mit noch weniger als 10 Volllaststunde gerechnet (die Rede war ja im Text von <10h/Jahr). In jedem Fall bin ich daher vmtl. noch optimistisch unterwegs, was die Kosten angeht. Macht man jetzt jedenfalls dieselbe Rechnung für das H2-Kraftwerk kommt man auf mehr als 13.800€/MWh_el (einfach, weil die Investitionskosten so viel höher sind). Sprich: Für die MWh_el zahlen wir beim Wasserstoffkraftwerk ganze 8.500€ mehr.
Was würde es nun kosten, das Erdgaskraftwerk klimaneutral zu machen? Kohlenstoff direkt aus der Luft zu filtern kostet gemäß Wikipedia [3] bis zu 1000 $ pro Tonne CO2. Damit rechnen wir mal konservativ. CCS wäre noch günstiger. Das wären dann für Erdgas 480 € pro MWh_el. Selbst das wäre noch mehr als Faktor 10 günstiger als auf Wasserstoff umzusteigen. Nochmal zur Erklärung: diese teuren Maßnahmen der CO2-Abscheidung lohnen sich hier nur, weil die MWh_el so enorm teuer ist.
Das ist meine Rechnung – wie gesagt die Größenordnung halte ich aufgrund des Vergleichs mit den Agora Research Daten für plausibel. Vor dem Hintergrund der Ergebnisse stellt sich mir aber schon nochmal die Frage, warum ihr @vieuxrenard und @phillipbanse der Meinung seid, Wasserstoff sei auch für die Reservekraftwerke eine gute Idee. Was sind die zugrunde liegenden Annahmen? Mit dem Geld könnte ich die Erdgaskraftwerke ohne Probleme klimaneutral machen und hätte sogar noch jede Menge Geld übrig, um andere Klimaschutzprojekte zu fördern. Und das selbst noch, wenn die Reservekraftwerke zehn mal so lange laufen würden, wie angenommen – scheint mir also sehr robust gegenüber den von euch erwähnten Unsicherheiten.
[1]
[2]
[3]
Direct Air Capture – Wikipedia.
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Man kann CCS &Co nicht als reguläre Kompensation gebrauchen. Es ist noch nicht ausgereift, risikoreich und teuer und wird zum Ausleich unvermeidbarer Emissionen benötigt. Oder?
MarkusS
40
Nachdem ich mir die Zahlen noch einmal angeguckt habe, gäbe es noch zwei weitere Aussagen aus der Lage, wo ich zu einem anderen Ergebnis kommen würde:
- CCS ist keine Option für die Backup-Kraftwerke.
CCS ist in der Tat vmtl. zu teuer für konventionelle Gaskraftwerke, die mehrere hundert oder sogar tausende Stunden im Jahr bei Stromgestehungskosten von 100-200€/MWh laufen. Bei diesen Backup-Kraftwerken ist die Kostenrechnung ja aber eine ganz andere. Die laufen ja voraussichtlich nicht mal 10h im Jahr und selbst bei 100h im Jahr wäre CCS noch eine Option. Es wäre zumindest billiger als in eine viel teurere H2-Gasturbine zu investieren.
- Unternehmen können für die Backup-Kraftwerke schlecht kalkulieren u.a. weil die Gaspreis-Entwicklung unabsehbar ist.
Eher eine Kleinigkeit: das stimmt zwar theoretisch, aber auch hier spielt der Gaspreis bei Stromgestehungskosten von ~5.000-10.000€/MWh praktisch keine Rolle. Relevant sind eigentlich nur die Investitionssumme und die Volllaststunden der Kraftwerken.
Habe dazu ein paar Rechnungen gemacht und Quellen rausgesucht. Die kann ich gerne darstellen und teilen. Würde mir die Mühe aber nur machen, wenn tatsächlich Interesse daran besteht, sich dieses Thema nochmal anzugucken.
Edit: die Rechnung hat @peteM eigentlich schon geliefert
MarkusS
41
So ist auch mein Verständnis. Können wir uns im Thread dann vielleicht auf folgendes einigen:
Falls die Kraftwerke als Reserve (<100 Volllaststunden pro Jahr) genutzt würden (was nach meinem Verständnis überall so kommuniziert wurde und ja auch das Subventionsmodell nötig macht) dann ist sowohl aus ökonomischer Perspektive als auch aus ökologischer Perspektive ein Erdgaskraftwerk sinnvoller.
Sollten die Kraftwerke aber am Ende doch nicht als Backup sondern für den regulären Betrieb (Spitzenlast, saisonaler Ausgleich) genutzt werden (>>100 Volllaststunden pro Jahr), dann wäre der Betrieb mit Wasserstoff vmtl. sinnvoller.
Da am Ende aber niemand genau vorhersagen kann was bei der Energiewende passiert ist es durchaus auch möglich, dass letzteres Szenario eintritt.
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Ich kann alles nachvollziehen, was ihr hier ausgeführt und vorgerechnet habt. Nehme deinen Beitrag daher mal als vorläufiges Fazit des Threads.
Gerade da verbleibt mMn eine derzeit nicht zu klärende Unsicherheit. Habe die LdN nicht nochmal nachgehört. Aber in der PM des BMWK wird für mich gar nicht so deutlich, dass es ausschließlich um eine Reserve gehe. Konkrete Zahlen, zB zu Volllaststunden, werden schon gar nicht genannt. Habe dazu auch in den Medienberichten nichts finden können.
Daher noch deutlich zu vage kommuniziert, um es abschließend bewerten zu können, oder? Würde das gedanklich auf Wiedervorlage stellen (daher wär’s super, wenn der Thread offenliebe), wenn die eigentliche Strategie öffentlich wird. Wäre neugierig, was ihr dann dazu sagen könnt.
peteM
43
CCS ist definitiv nicht risikofrei. Ob man diese Risiken akzeptiert ist daher auch fair zu diskutieren. Im Podcast hatte ich es so verstanden, dass CCS an sich schon eine Option ist, für fossile Kraftwerke aber aufgrund der fehlenden Wirtschaftlichkeit ausscheidet.
Ich persönlich würde hier auch einen anderen Weg wählen und statt CO2 Speicherung aus dem Abgas (oder der Luft) wieder synthetisches Methan gewinnen. Das ist auch ein teurer und ineffizienter Prozess, der sich im regulären Betrieb nicht lohnen würde. Aber in einem Business Case wo Brennstoffkosten praktisch egal sind, käme auch sowas in Frage.
Methan ist ein noch stärker wirkendes Gas. Wie wird sichergestellt, dass es nicht entweicht?
Aus meiner Sicht wäre am sinnvollsten, die Erneuerbaren, den Ausgleich von Flauten untereinander in Europa, (Batterie)Speicherung zur Überbrückung und vor allem den smarten Verbrauch zu fördern. Persönlich rechne ich mit einer starken Entwicklung der Erneuerbaren ab einer Art „positiven Kipppunkt“. Wenn dann noch eine klügere Nutzung dazukommt, werden gar nicht so viele Kraftwerke mehr notwendig sein.
peteM
45
Das ist ein Problem beim Pipeline Transport, wenn man lange Transportwege dicht bekommen muss. Da muss es in der Klimabilanz berücksichtigt werden. Bei der Synthesegas-Herstellung ist das Volumen dass man dicht kriegen muss ja hingegen sehr begrenzt.
So ist es. 10GW ist ja aber schon sehr wenig und die erzeugte Strommenge noch geringer. Wie gesagt etwa 0,01% des Strombedarfs. Halt nur sehr teure 0,01%.
MarkusS
46
Zunächst zum Szenario in der Lage. Da wurden die Kraftwerke mit dem Szenario Dunkelflaute und wenige Laufstunden im Jahr beschrieben. Das wäre für mich eindeutig Reserve.
Das BMWK hat das in der Tat nicht so eindeutig kommuniziert. Vielleicht haben die also in der Tat noch im Hinterkopf, dass man die Kraftwerke auch konventionell einsetzen könnte. Das erklärt dann auch die (grundsätzliche) Bestrebung zu mehr H2.
Das Szenario Dunkelflaute ist wiederum von Agora Research gut beschrieben (siehe Quelle von Pete). Da findet man dann auch Angaben zu Volllaststunden und Strompreis.
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MarkusS
47
Aus energietechnischer Sicht ist das (glaube ich auch Konsens im Thread) eine gute Idee. Wenn man den Aspekt der Versorgungssicherheit ernst nimmt, muss man allerdings einschränkend hinzufügen, dass dieser europäische Ausgleich die Wahrscheinlichkeit reduzieren kann, dass wir die Backup-Kraftwerke brauchen, sie aber nicht ersetzt. Vorm Hintergrund politischer und geopolitischer Unwägbarkeiten können wir es uns schlicht nicht leisten, davon auszugehen, dass dieser europäische Ausgleich immer zuverlässig funktioniert.
Ein Szenario wäre z B. ein Anschlag auf wichtige europäische Stromtrassen, die man ja praktisch nicht effektiv schützen kann. Wäre fatal wenn sowas zu mehrtägigen Blackouts in großen Teilen Europas führen würde.
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Es muss nicht mal das Szenario Anschlag oder so sein. Es ist einfach Konsens, dass auch im europäischen Verbundnetz eine signifikante Leistung an konventionellen Kraftwerken stehen wird. Diese laufen langfristig mit klimaneutralen Energieträgern, eben Wasserstoff. Alles andere ist klar ein Teil der Lösung, aber es werden nicht wenige Kraftwerke sein. Es klingt hier ab und an so, dass man auf die konventionelle Technologie fast verzichten können wird.
Aktuell sind in der EU knapp 1000 GW Leistung installiert (EU-27: installed power capacity by type | Statista). Bei den Langfristszenarien sind es über 140 GW in allen Szenarien. Das ist verglichen zu heute kein kleiner Teil, sondern eine relevante Menge. Auch die Agora Studie zur Klimaneutralität in 2045 kommt zu einem nennenswerten Anteil an gasbefeuerter Kraftwerkstechnologie in Deutschland (https://www.agora-verkehrswende.de/fileadmin/Projekte/2021/KNDE_2045_Langfassung/Klimaneutrales_Deutschland_2045_Langfassung.pdf).
Bei Betrachtung der beispielhaften Wochen im Winter ist zu sehen, dass es eben nicht nur der kurze Einsatz von von wenigen Stunden im Jahr ist, sondern diese Kraftwerke auch wesentlich mehr laufen. Hinzu kommt, dass Wasserstoff wohl auch in der Fernwärme im Winter eingesetzt wird. Auch hier ist es dann sinnvoll dies, wenn möglich über KWK auch im Stromsystem zu nutzen.
Hinzu kommt, dass der Bedarf an H2 im Stromsektor (oder auch anderen konventionellen Technologien) zwar deutlich gesenkt werden kann. Das geht aber mit einem massiv höheren Ausbau an der Leistung erneuerbarer Energien einher (https://epub.wupperinst.org/frontdoor/deliver/index/docId/7606/file/7606_CO2-neutral_2035.pdf). Die Studie ist aus 2020 und die darin verglichenen Analysen noch etwas älter, aber die prinzipielle Aussage gilt weiterhin. Es macht einen signifikanten Unterschied, wenn man sich anschaut wie mühsam schon die aktuellen Ausbaupfade für Wind und PV erkämpft werden müssen. Das ist bitte nicht falsch zu verstehen, Batterien, EE und Flexibilität sind klar ein Baustein aber können es nicht alleine lösen bzw. gehen eben mit diesem Trade off einher.
Aber deshalb finde ich es, neben dem Angehen der Kraftwerksleistung, viel relevanter, dass sich die Ministerien wohl nun um die entsprechenden Marktmechanismen kümmern wollen. Da bin ich gespannt, was erreicht wird, um die Anreize zu setzen, dass die notwendigen Kraftwerke auch ohne Greifen in den KFT langfristige entstehen können. Persönlich hätte ich gesagt, dass das am Markt in seiner jetzigen Form eigentlich hätte gehen sollen. Die letzten Jahre mit den Eingriffen in die Energiepreise und dem Ablehnen von sehr hohen Preisen (was ich aus politischen Grünen verstehen kann) haben dann aber doch gezeigt, dass das vorhandene Potenzial nicht gehoben werden wird.
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Wenn man sich die Stellungnahmen zu der Strategie anschaut. Dann ist das doch auch klar damit verbunden. Es geht vielen nicht nur um die paar Stunden. Es geht z.B. den Netzbetreibenden um die Systemführung. Bei TransnetBW wird in Bezug auf die Strategie klar auf den Redispatch und sinnvolle Standorte verwiesen (Wichtiger Schritt bei der Kraftwerksstrategie, aber noch offene Fragen - 01-03 - 2024 - Presseinformationen - Newsroom - TransnetBW). Klickt man in dem kurzen Zitat auf den Link, dann bekommt man einen Eindruck wo sie die Standorte sehen. Klar ist das auch eine Form der Reserve, aber eben nicht nur sehr wenige Stunden im Jahr. Glaube im Handelsblatt wurde Herr Kapferer von 50Hertz mit einer ähnlich gelagerten Stellungnahme zitiert.
Der BDEW verweist u.a. auch auf die noch gewünschte Einbindung der KWK (BDEW zur Kraftwerksstrategie | BDEW). Auch wieder etwas, wo es dann nicht nur um die hier diskutierten wenigen Stunden im Jahr geht. Da ist dann klar, dass es im Winter (hoffentlich wollen sie es nur in der Fernwärme und nicht dezentral) deutlich höhere Benutzungsstunden gibt.
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MarkusS
50
Würde in allen Punkten zustimmen. Und damit kann man den ganzen Knoten eigentlich lösen:
Mir ging es um den Widerspruch zweier Aussage-Cluster:
- Es geht um Backup-Kraftwerke, sie werden für das Szenario Dunkelflaute gebraucht, sie laufen nur wenige Stunden im Jahr (unabhängig davon WIE wenige Stunden).
- Es wäre sinnvoller gewesen diese als H2-Kraftwerke auszuführen, andernfalls ist das ein Problem für die Klimaziele, die Firmen können die Kosten wegen dem Gaspreis nicht planen, CCS lohnt sich wirtschaftlich für diese Kraftwerke nicht.
Die Auflösung liegt halt darin, dass Aussage-Cluster 1 nicht richtig in der Medienlandschaft angekommen ist. Es geht eben nicht nur um Backup-Kraftwerke, nicht nur um Dunkelflauten, sondern z.B. auch um den saisonalen Lastausgleich. Und damit laufen die Kraftwerke ggf. nicht 10h sondern 1000h im Jahr. Glaube das ist als Info essentiell und damit macht dann auch Aussage-Cluster 2 wieder Sinn.
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peteM
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Ja, das könnte sein, aber so richtig eindeutig habe ich das weder aus den Mitteilungen vom BMWK noch aus der Presse entnehmen können. Und in der Lage hörte es sich nach Reserve-Only an. Würde es vielleicht Sinn machen das Thema in der Lage nochmal aufzunehmen und etwas Licht ins Dunkel zu bringen? Wäre einfach interessant was sich die Bundesregierung da beim Thema Gaskraftwerke eigentlich vorstellt.
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