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Thema Wind und Wende

01. Sep. 17

Stromspeicher werden in einem großem Maßstab erst ab einem Ökostromanteil von etwa 60 Prozent gebraucht, meint Christian Redl von Agora Energiewende.

„Pumpspeicher durchlaufen eine Durststrecke“

Der Dauerbetrieb alter Kohle- und Kernkraftwerke erschwert den Betrieb flexibler Technologien wie Pumpspeicher und Batterien, sagt Energieexperte Christian Redl. Langfristig seien die Aussichten besser

Sie sollen die schwankende Erzeugung erneuerbarer Energien ausgleichen, doch trotz des steigenden Anteils von Ökostrom im Netz rentiert sich der Betrieb von Pumpspeichern derzeit kaum. Die langfristigen Aussichten seien aber nicht schlecht, erklärt Christian Redl von der Stiftung Agora Energiewende im Gespräch mit Energie-Winde. Die Anlagen leiden aktuell unter dem Überangebot und niedrigen Preisen auf dem Strommarkt. Für ihren wirtschaftlichen Betrieb habe die Politik aber die entscheidende Weiche gestellt.

Herr Redl, wie schätzen Sie die wirtschaftliche Situation für Pumpspeicher ein?

Christian Redl: Allgemeine Aussagen dazu sind schwierig. Die Kostenstruktur von Pumpspeichern ist sehr spezifisch und hängt vom jeweiligen Kraftwerk ab, von seinem Alter, der Größe und dem Standort. Es macht auch einen Unterschied, ob man bestehende Anlagen oder Neubauten betrachtet. Bei Bestandsanlagen ist die Kostenstruktur meines Erachtens ganz gut, auf der Erlösseite gibt es derzeit aber Probleme. Ich kann mir vorstellen, dass es im aktuellen Marktumfeld in gewissen Situationen schwierig ist, Pumpspeicher rentabel zu betreiben. Neubauten machen aktuell ökonomisch keinen Sinn.

„Alte Kohlekraftwerke sind ein großes Hemmnis für Pumpspeicher“ Christian Redl

Was sind die Ursachen für diese Probleme?

Redl: Wir haben im europäischen Stromsystem seit mehreren Jahren niedrige Strompreise. Das liegt vor allem an den niedrigen Kohle- und Gaspreisen, am niedrigen CO2-Preis und an dem steigenden Anteil erneuerbarer Energien mit Grenzkosten nahe Null. Außerdem gibt es signifikante Überkapazitäten im europäischen Stromsystem. Dabei handelt es sich in der Regel um unflexible, alte, abgeschriebene und sehr billige Kohle- und Kernkraftwerke. Sie sind ein großes Hemmnis für alle Flexibilitätsoptionen wie Pumpspeicher, Batterien, flexible Verbraucher oder Gaskraftwerke, die allesamt mit dem Ausgleich von Angebot und Nachfrage Geld verdienen und auf die Volatilität der Preise angewiesen sind. Folglich gibt es auch ein Überangebot an billiger Flexibilität. Das macht es für viele Technologien schwierig, die in der Energiewende eine wichtige Rolle spielen.

Wie kann die Politik den Pumpspeichern helfen?

Redl: Ich möchte die Frage gern etwas verallgemeinern. Der zentrale Punkt für die Bereitstellung von Flexibilität war die Entscheidung der Bundesregierung, den Strommarkt weiterzuentwickeln. Die Politik hat dabei ganz klar das Signal gesendet, dass der Markt flexibilisiert werden soll und dass sie eine hohe Volatilität der Preise zulassen will, anstatt sie zu glätten. Wichtig war die Betonung, dass sich die Preise nach Angebot und Nachfrage bilden sollen. Das ist für flexible Technologien natürlich ganz entscheidend, nur so können sie sich am Markt behaupten. In der nächsten Legislaturperiode wird es auch darauf ankommen, das System der Abgaben und Umlagen im Energiesektor zu reformieren. Damit die ganze Kette von Preisen und Preiskomponenten variabler wird.

Stromspeicher werden in einem großem Maßstab erst ab einem Ökostromanteil von etwa 60 Prozent gebraucht, meint Christian Redl von Agora Energiewende.

Wie ist der mittel- bis langfristige Ausblick für Pumpspeicher?

Redl: Momentan sind Pumpspeicher in der Durststrecke. Die Aussichten sind für alle Flexibilitätsoptionen aber nicht schlecht. Im weiteren Verlauf der Energiewende wird die Volatilität der Strompreise natürlich deutlich zunehmen. Das Ausmaß hängt unter anderem davon ab, ob Länder wie Deutschland den Kohleausstieg beschließen. Wenn die Volatilität steigt, gehe ich davon aus, dass alle flexiblen Technologien, die jetzt im System sind, auch drinbleiben und ihren Platz behalten werden. Da gibt es eigentlich keine allzu große Konkurrenz für bestehende Flexibilitätsoptionen. Die spannende Frage ist die bezüglich des Neubaus. Unsere Einschätzung ist, dass wir diesen im großen Maße frühestens ab 2030 brauchen werden, ab einem Ökostromanteil von rund 60 Prozent. Bis dahin wird es trotzdem neue Speicher geben, aber nicht deshalb, weil sie für das Stromsystem notwendig sind. Das werden eher Batterien von Elektroautos oder Wärmepumpen sein, mit dem Ziel, den Verkehrs- und Wärmesektor zu dekarbonisieren.

Sehen sie Potenzial für den Neubau von Pumpspeichern?

Redl: Das technische Potenzial ist in allen Ländern noch groß. Vor allem ist es möglich, vorhandene Pumpspeicher zu erweitern und zu flexibilisieren. Die müssen nicht unbedingt größer werden. Man könnte zum Beispiel mehr Pumpen oder größere Turbinen einbauen und so ihre kurzfristige Leistung steigern. Und es gibt sicher auch noch Potenzial für Neubauten. Die entscheidende Frage ist jedoch, wie groß das wirtschaftliche Potenzial ist. Wie werden sich Pumpspeicher im Wettbewerb mit anderen Flexibilitätsoptionen behaupten? Pumpspeicher sind eine ausgereifte, etablierte Technologie. Da gibt es kaum noch Kostensenkungspotenzial, während etwa die Batteriekosten dynamisch sinken werden.

Die Fragen stellte Steven Hanke

Volker Kühn
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