Dunkelflaute

aus Wikipedia, der freien Enzyklopädie
Wechseln zu: Navigation, Suche

Dunkelflaute bezeichnet in der Energiewirtschaft den Zustand, dass Windenergie- und Photovoltaik-Anlagen in einer Region wegen Flaute oder Schwachwind und zugleich auftretender Dunkelheit insgesamt keine oder nur geringe Mengen elektrischer Energie produzieren. Die Dunkelflaute ist vor allem für Energiesysteme bedeutsam, die zu einem großen Teil oder ausschließlich auf den fluktuierenden erneuerbaren Energien basieren, da auch während ungünstiger Produktionsbedingungen die Energieversorgungssicherheit gewahrt sein muss. Geeignete Maßnahmen zum Überbrücken von Dunkelflauten sind zum Beispiel das Vorhalten konventioneller Kraftwerke sowie grundlastfähiger erneuerbarer Energien wie Biomassekraftwerke, Geothermiekraftwerke und Solarthermiekraftwerke mit Wärmespeicher, der Ausbau der Stromnetze zur weiträumigen Vernetzung von Regionen mit unterschiedlichen Wetterbedingungen, die Sektorenkopplung, der Einsatz von Energiespeichern sowie die Flexibilisierung von Verbrauchern, beispielsweise mit Smart Grids.

Begriff[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

In einer Studie aus dem Jahr 2017 wird der Begriff kalte Dunkelflaute eingeführt. Dies bezeichnet eine Situation, in welcher zum einen wegen Flaute und Dunkelheit wegen Strom aus Wind- und Solarenergie erzeugt wird, aber aufgrund kalter klimatischer Bedingungen eine besonders hohe Stromnachfrage vorhanden ist.[1]

Hintergrund[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Hauptartikel: Energiewende

Die Windenergie und die Photovoltaik gelten als die weltweit wichtigsten Quellen für eine größtenteils oder vollständige Versorgung mit Erneuerbaren Energien, welche mit einer Energiewende angestrebt wird.[2][3] Dies gilt insbesondere für Deutschland, wo nur Windenergie und die Photovoltaik das Potential haben, ausreichend Energie bereitzustellen. Andere erneuerbare Energie wie Wasserkraft oder Biomasse sind hingegen bereits weitgehend ausgebaut, sodass hier nur noch geringe Möglichkeiten für einen weiteren Ausbau bestehen.[4] Da die genannten Erzeuger in ihrer Stromproduktion wetterabhängig sind, müssen Maßnahmen getroffen werden, um jederzeit die Versorgungssicherheit gewährleisten zu können, auch wenn wetterbedingt nur geringe Erträge erwirtschaftet werden.

Aktuell geht man nicht davon aus, dass es ein Kapazitätsproblem im Kraftwerkspark gibt. In Deutschland müssen die konventionellen Kraftwerke selbst bei einer Dunkelflaute nicht die gesamte verfügbare Leistung einspeisen, um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Gegenwärtig ist Deutschland sogar bei Dunkelflauten in der Lage, Strom in die Nachbarländer zu exportieren. Deswegen sind Blackouts nicht zu befürchten. Im Oktober 2014 wurden die europaweiten Überkapazitäten mit mindestens 100 GW angegeben, wovon etwa 60 GW in dem für Deutschland maßgeblichen Netzgebiet liegen. Es wird daher auf Jahre mit Überkapazitäten im Strommarkt gerechnet. Für Deutschland selbst wurden die Überkapazitäten im Zeitraum 2014–2017 auf circa 10 GW beziffert.[5]

Um dafür zu sorgen, dass immer genügend Kraftwerke zur Verfügung zu stehen, wurde in Deutschland die Reservekraftwerksverordnung beschlossen. Dies Verordnung räumt der Bundesnetzagentur das Recht ein, die Stilllegung für die Systemsicherheit relevanter Kraftwerke zu verbieten und ggf. in der Zukunft auch für die Versorgungssicherheit notwendige Kraftwerke neu zu bauen.[6]

Fluktuation der Wind- und Solarstromeinspeisung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Vor allem im Spätherbst und im Winter treten Dunkelflauten auf. Dies liegt an der der kurzen Tageslänge, dem niedrigen Sonnenstand und dem oft trüben Winterwetter. Außerdem können schneebedeckte PV-Anlagen auch bei strahlender Sonne keinen Strom produzieren. Obwohl der Wind in der kalten Jahreszeit meist öfter und stärker weht als im Sommer, gibt es auch im Herbst und Winter immer wieder Flauten. Im Frühling und Sommer treten Dunkelflauten fast nur in der Dämmerung und in der Nacht auf, wenn der Strombedarf relativ gering ist.

Auf geographisch recht kleine Räume wie z.B. Deutschland bezogen, d.h. ohne weiträumigen Austausch, pendelt die Erzeugung von Windenergie zwischen sehr hohen Einspeiseleistungen während stürmischen Tagen und sehr niedrigen Werten bei Flauten. Die Einspeisung der Photovoltaik liefert nachts überhaupt keinen Strom. In einer Publikation von Agora Energiewende sind die Minima und Maxima für das Jahr 2015 aufgeschlüsselt. Demnach war der 3. November 2015 der Tag, an dem am wenigsten Strom aus Erneuerbaren Energien erzeugt wurde. Um 14 Uhr speisten Windkraftanlagen in Deutschland insgesamt nur eine Leistung von ca. 0,2 Gigawatt ein – der niedrigste Wert des Jahres. Um 17 Uhr, als die Photovoltaik kaum mehr Energie lieferte, erreichte die Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien (neben Wind und Sonne auch Biogas und Wasserkraft) eine Gesamtleistung von 7,3 Gigawatt (davon 0,5 GW Windstrom), und damit nur einen Anteil von weniger als zehn Prozent an der gesamten Stromproduktion. Die Maximalwerte wurden am 21. Dezember 2015 erreicht. An diesem Tag speisten Windkraftanlagen eine durchschnittliche Leistung von 36,7 GW ein; dies entsprach 91,5 Prozent ihrer installierten Nennleistung von 40,6 GW. Am 21. April 2015 leisteten die Photovoltaik-Anlagen in Deutschland in der Mittagsspitze maximal 28,5 GW. Das waren 73 Prozent der installierten Leistung von etwa 39 GW.[7]

Tagesaktuelle Einspeisedaten (für Deutschland) sind für die Jahre ab 2011 im Internet frei zugänglich.[8][9]

Problemlösungsmöglichkeiten[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Da Klimaschutzmaßnahmen in der Zukunft einen Verzicht auf konventionelle Kraftwerke notwendig machen und diese somit langfristig nicht mehr zum Ausgleich zur Verfügung stehen, müssen in einem erneuerbaren Energiesystem Alternativen für die Absicherung der Versorgungssicherheit zur Verfügung stehen. Es existieren zahlreiche Möglichkeiten, die variable Erzeugung an den Bedarf anzupassen. Hierzu zählen unter anderem: die Zusammenschaltung geographisch weit verteilter variabler Erzeuger, die Absicherung variabler durch grundlastfähige erneuerbare Energien (z. B. Windenergie durch Biomasse), die Nutzung intelligenter Energiesysteme, die Überdimensionierung von Wandlern, die Energiespeicherung bei Erzeugern oder Verbrauchern und der Einsatz von Vehicle-to-Grid-Speicherung.[10] Diese einzelnen Möglichkeiten haben jeweils unterschiedliche Vor- und Nachteile, sodass diese zukünftig am zweckdienlichsten miteinander kombiniert eingesetzt werden sollten. Wird das Energiesystem entsprechend ausgelegt, so stellt das Vorkommen von Dunkelflauten kein Hindernis für eine 100 % regenerative Energieversorgung dar, auch wenn diese zu einem großen Teil oder ausschließlich auf fluktuierenden erneuerbaren Energien basiert.[11][12][13]

Flexibilisierung von Erzeuger und Verbraucher[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Um Nachfragespitzen zu glätten, gibt es die Möglichkeiten der Flexibilisierung der Verbraucher, beispielsweise mit intelligenten Stromnetzen. Wichtig sind in diesem Kontext vor allem Lastverschiebungen. Auch wenn diese nur im Bereich von Stunden bis wenigen Tagen möglich sind, gelten sie als hervorragende Möglichkeit um in einem erneuerbaren Energiesystem die Nachfrage dem Angebot anzupassen, weshalb sie bevorzugt eingesetzt werden sollten. Ihr großer Vorteil liegt in ihrer großen Energieeffizienz, da sie die im Gegensatz zu Speicherkraftwerken sehr verlustarm oder gar verlustfrei eingesetzt werden können.[14] Ihre Funktionsweise erzielt die gleichen Effekte wie der Einsatz eines Speicherkraftwerkes: Die Lasterhöhung (Zuschalten der Last bei Stromüberschüssen beispielsweise per Power-to-Heat) entspricht der Ladung eines Speichers, die spätere Lastminderung der Speicherentladung. Daher fungiert Lastverschiebung als „virtueller Speicher“.[15]

Netzausbau[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Die Seekabel-Projekte NordLink, NorGer und NorNed (hier nicht eingezeichnet) dienen sowohl dem Netzausbau als auch der Netzanbindung von Langzeitspeichern in Skandinavien.

Vorteilhaft ist eine großräumige Vernetzung über mehrere Wetterzonen hinweg. Durch wechselseitigen Stromtransport über Staatsgrenzen hinweg können Ausgleichseffekte genutzt werden, die sowohl die Versorgungssicherheit erhöhen als auch den Speicherbedarf reduzieren.[16] Da die Kosten für den Netzausbau deutlich günstiger sind als die Kosten für die Energiespeicherung, gilt ein transnationaler Netzausbau als wichtiger Faktor für ein kostengünstiges erneuerbares Energiesystem.[17] Es wird angemerkt, dass es „technisch illusorisch (sei), Versorgungssicherheit durch nationale Autonomie gewährleisten zu wollen“.[18] Eine Schlüsseltechnologie für die Verknüpfung weit entfernter Regionen ist die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung, die eine verlustarme Stromübertragung über weite Entfernungen möglich macht. Zwar können Speicherkraftwerke ebenfalls die variable Einspeisung glätten, allerdings sind diese teurer als HGÜ-Verbindungen.[19]

Darüber hinaus ermöglicht der Netzausbau auch eine bessere Verknüpfung von Produktions- und Verbrauchszentren mit Speichern, beispielsweise Pumpspeicherkraftwerken in den Alpen oder Skandinavien. Dort könnten dann Überschüsse, die während Zeiten hoher Wind- oder Solarstromproduktion auftreten, eingespeichert werden und während Zeiten niedriger Produktion und entsprechender Nachfrage wieder ausgespeichert werden. Hohe Speicherkapazitäten bieten insbesondere norwegische und schwedische Pumpspeicher mit 84 bzw. 34 TWh Kapazität. Eine entsprechender Leitungskapazität vorausgesetzt könnten diese eine Energiespeicherung in Deutschland laut Sachverständigenrat für Umweltfragen fast völlig überflüssig machen.[20] Mit NordLink und NorGer befinden sich mit Stand 2016 zwei Seekabel mit einer Übertragungskapazität von jeweils 1,4 GW in Bau bzw. Planung.

Langzeitspeicher[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Für vollständig erneuerbare Energiesysteme sind Langzeitspeicher von Bedeutung. Als Langfristspeicher kommt vor allem Speicherung in Form von synthetischen aus erneuerbaren Energien gewonnenen Gasen in Frage, das heißt Wasserstoff oder Methan.[21] Inklusive der 2013 in Planung befindlichen Kavernen- und Porenspeicher liegt die Speicherkapazität des deutschen Erdgasnetzes bei ca. 332 TWh. Der Erdgasverbrauch lag 2011 bei 760 TWh, könnte aber durch mehr Power-to-Gas-Anlagen weiter ansteigen. Dennoch wäre das Erdgasnetz inklusive der geplanten Speicher ausreichend dimensioniert für eine sichere Vollversorgung auf Basis erneuerbarer Energien.[22] Mit Power-to-Gas ist es möglich, dass derzeit mit fossilem Erdgas befeuerte Gaskraftwerke langfristig mit synthetischem Methan oder Wasserstoff weiterbetrieben werden können; alternativ ist auch ein Betrieb mit raffiniertem Biogas möglich.[23] Da dieser Weg durch den recht geringen Wirkungsgrad der Energiekette Strom – Wasserstoff/Methan – Strom mit recht hohen Energieverlusten behaftet ist, was wiederum zu einem Mehrbedarf an Windkraft- und Photovoltaikanlagen führt, sollte ein zukünftiges Energiesystem so ausgelegt sein, dass nur ein geringer Langfristspeicherbedarf besteht.[24]

Literatur[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

  • Patrick Graichen, Mara Marthe Kleiner und Christoph Podewils: Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2015. Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen sowie Ausblick auf 2016. Hrsg.: Agora Energiewende. Januar 2016 (agora-energiewende.de [PDF]).

Weblinks[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Einzelnachweise[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

  1. Kalte Dunkelflaute: Robustheit des Stromsystems bei Extremwetter. 29. Juni 2017; abgerufen am 30. Juni 2017 (PDF).
  2. Sarah Becker et al.: Features of a fully renewable US electricity system: Optimized mixes of wind and solar PV and transmission grid extensions. In: Energy 72, (2014), 443–458, S. 443, doi:10.1016/j.energy.2014.05.067.
  3. Mark Z. Jacobson, Mark A. Delucchi: Providing all global energy with wind, water, and solar power, Part I: Technologies, energy resources, quantities and areas of infrastructure, and materials. In: Energy Policy 39, (2011), 1154–1169, doi:10.1016/j.enpol.2010.11.040.
  4. Matthias Günther: Energieeffizienz durch Erneuerbare Energien. Möglichkeiten, Potenziale, Systeme. Wiesbaden 2015, S. 134.
  5. Ein Strommarkt für die Energiewende. In: Website des Bundeswirtschaftsministeriums. Oktober 2014, S. 34; abgerufen am 29. Oktober 2016 (PDF).
  6. Thomas Unnerstall: Faktencheck Energiewende. Konzept, Umsetzung, Kosten – Antworten auf die 10 wichtigsten Fragen. Berlin Heidelberg 2016, S.148.
  7. Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2015. Internetseite von Agora Energiewende. Abgerufen am 13. Januar 2017.
  8. Energy Charts. Fraunhofer ISE; abgerufen am 15. November 2016.
  9. EEX Transparency (deutsch). European Energy Exchange; abgerufen am 15. November 2016 (Stundenaktuelle Informationen zur Einspeisung von Strom in Deutschland (Anteil von PV- und Windstrom und aus sonstigen „konventionellen“ Quellen)).
  10. Nicola Armaroli, Vincenzo Balzani: Towards an electricity-powered world. In: Energy and Environmental Science 4, (2011), 3193-3222, S. 3217, doi:10.1039/c1ee01249e.
  11. Mark Z. Jacobson et al.: Low-cost solution to the grid reliability problem with 100% penetration of intermittent wind, water, and solar for all purposes. In: Proceedings of the National Academy of Sciences 112, No. 49, (2015), 15060–15065, doi:10.1073/pnas.1510028112.
  12. Brian Vad Mathiesen et al.: Smart Energy Systems for coherent 100% renewable energy and transport solutions. In: Applied Energy 145, (2015), 139–154, doi:10.1016/j.apenergy.2015.01.075.
  13. Dmitrii Bogdanov, Christian Breyer: North-East Asian Super Grid for 100% renewable energy supply: Optimal mix of energy technologies for electricity, gas and heat supply options. In: Energy Conversion and Management 110, (2016), 176–190, doi:10.1016/j.enconman.2016.01.019.
  14. Matthias Günther, Energieeffizienz durch Erneuerbare Energien. Möglichkeiten, Potenziale, Systeme, Wiesbaden 2015, S. 141.
  15. Nele Friedrichsen, Verbrauchssteuerung, in: Martin Wietschel, Sandra Ullrich, Peter Markewitz, Friedrich Schulte, Fabio Genoese (Hrsg.), Energietechnologien der Zukunft. Erzeugung, Speicherung, Effizienz und Netze, Wiesbaden 2015, S. 417–446, S. 418.
  16. Volker Quaschning: Regenerative Energiesysteme. Technologie – Berechnung – Simulation. 8. aktualisierte Auflage. München 2013, S. 49.
  17. Vgl. D.P. Schlachtberger et al.: The benefits of cooperation in a highly renewable European electricity network. In: Energy. Band 134, 2017, S. 469–481, doi:10.1016/j.energy.2017.06.004.
  18. Keine Angst vor der Dunkelflaute. avenir-suisse.ch, 2. Oktober 2016; abgerufen am 19. Oktober 2016.
  19. Alexander MacDonald et al.: Future cost-competitive electricity systems and their impact on US CO2 emissions. In: Nature Climate Change 6, (2016), 526–531, doi:10.1038/nclimate2921.
  20. Vgl. Michael Sterner, Ingo Stadler: Energiespeicher – Bedarf, Technologien, Integration. Springer, Berlin 2014, S. 108.
  21. Volker Quaschning: Regenerative Energiesysteme. Technologie – Berechnung – Simulation. 8. aktualisierte Auflage. München 2013, S. 51.
  22. Volker Quaschning: Erneuerbare Energien und Klimaschutz. München 2013, S. 332.
  23. Holger Rogall: 100%-Versorgung mit erneuerbaren Energien. Bedingungen für eine globale, nationale und kommunale Umsetzung. Marburg 2014, S. 98.
  24. Günther Brauner: Energiesysteme: regenerativ und dezentral. Strategien für die Energiewende. Wiesbaden 2016, S. 89.