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Panorama

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Die deutsche Energiewirtschaft als Labor

Text: Im Energy 2.0-Interview: Dr. Bernhard Fischer, CEO Eon Erzeugung Foto: Eon
Die Rolle der fossilen Kraftwerke im Energiemarkt der Zukunft verändert sich dramatisch. Dringend gefordert ist mehr Flexibilität. Wie reagieren Betreiber darauf? Unseren Fragen stellte sich Dr. Bernhard Fischer, bei Eon für die weltweite Energieerzeugung verantwortlich.

Energy 2.0: Sie haben vor mehr als 30 Jahren Ihr erstes Praktikum in einem Heizkraftwerk in Hannover gemacht. Haben Sie damals, in einer ganz anderen Energiewelt, etwas gelernt, das Sie heute noch verwenden können?

Dr. Bernhard Fischer: Neben der Faszination ist das Verständnis dafür geblieben, wie man ein Kraftwerk betreibt. Das übernehmen heute zwar teilweise Computer-Steuerungen, aber die Logik ist grundsätzlich dieselbe.

Seither hat der Markt sich dramatisch verändert. Welche Rolle spielen die fossilen Kraftwerke nach dem Jahr 2020 noch?

Wir sehen weltweit eine schrittweise Veränderung des Energiemixes durch die Erneuerbaren. Das sehe ich als natürlichen Prozess, mit dem man gut zurechtkommen kann, wenn man sich allmählich anpasst. Nicht nur global gesehen, sondern auch in Deutschland wird man noch einige Dekaden fossile Kraftwerke benötigen, denn ohne Absicherung der schwankenden Erzeugung aus erneuerbaren Energien wird der Umbau der Energiesysteme nicht gelingen.

Ist Deutschland das Labor, in dem das ausprobiert wird, was auf den Rest der Welt zukommt?

Wir haben die deutsche Energiewirtschaft ein Stück weit zum Labor gemacht. Zunächst mit der starken Subvention der erneuerbaren Energie. Jetzt nehmen wir zusätzlich die Kernenergie raus. Das macht es so besonders spannend, zumal die Erneuerbaren ja den Einspeisevorrang haben. Für Deutschland heißt das, dass wir einerseits mit den fossilen Kraftwerken eine hohe Flexibilität hinbekommen müssen, andererseits müssen wir eine stabile Grundlastversorgung auch dann sicherstellen, wenn die Erneuerbaren über längere Zeiträume nicht zur Verfügung stehen. Das ist ein Spagat.

Wie bewältigen Sie die Forderung nach höherer Flexibilität?

Zunächst müssen wir den Bestand dahin überprüfen, inwieweit er denn in der Lage ist, die zukünftigen Aufgaben zu bewältigen. Man kann einiges tun, beispielsweise Mindestlasten absenken oder Leistungsänderungsgradienten erhöhen.

Wieviel Flexibilität gewinnen Sie dadurch?

Mehr als man gemeinhin glaubt. Kohlekraftwerke sind auf fünf Prozent Laständerung in der Minute ausgelegt, das haben wir in der Vergangenheit nie ausgeschöpft. Jetzt bringen wir sie teilweise an diese Grenzen. Mit unseren Gaskraftwerken ist noch deutlich mehr drin, mit einer modernen Anlage wie Irsching schaffen wir zehn Prozent pro Minute.

Wie weit können Sie den Betriebsbereich spreizen?

Die übliche Mindestlast eines Steinkohle-Kraftwerks liegt bei etwa 40 bis 45 Prozent. Das ist aber eine betriebswirtschaftliche Grenze. Das fahren wir heute voll aus, teilweise fahren wir auch weiter runter. Technisch liegt die Grenze bei rund 25 Prozent, darunter wird irgendwann die Verbrennung instabil.

Die Studien zu künftigen Kraftwerkskapazitäten kommen zu sehr unterschiedlichen Aussagen. Brauchen wir nun neue fossile Kraftwerke oder nicht?

Das hängt immer von der zu betrachtenden Bilanzierungsregion ab. Betrachtet man die Kapazitäten innerhalb der Bilanzhülle Deutschland, dann kann man momentan zu dem Schluss kommen, dass einschließlich der einigermaßen gesicherten Zubauten bis 2020 keine Kapazitätslücke besteht.

Aber warum rufen Politiker dann laut nach neuen Gaskraftwerken?

Wenn man die Bilanzhülle anders setzt, beispielsweise Bayern betrachtet, dann stellt man fest, dass man den in Norddeutschland vorhandenen Strom nicht in den Süden transportieren kann. Dass man die Leitungen in kürzester Zeit so stark ausbauen kann, ist wohl illusorisch. Daher denke ich, dass der Abgang an Erzeugungskapazität durch die Abschaltung von Kraftwerken in Bayern eine gewisse Kompensation erfordert. Allerdings darf man auch nicht den Fehler machen, die Bilanzhülle zu eng zu setzen. Denn unsere Nachbarländer bauen auch Kapazität zu.

Wie sollen sich neue Gaskraftwerke rechnen, wenn sie in einem künftigen Energiesystem nur noch auf 1500 bis 2000 Volllaststunden kommen?

Unter den jetzigen Marktvoraussetzungen sind Neubauten nicht finanzierbar. Man könnte darauf reagieren, indem man in den kurzen Betriebszeiten besonders hohe Strompreise vergütet bekommt. Das könnte allerdings zu dramatischen Veränderungen im Strommarkt führen, da die Preise im Extremfall auf Tausende Euro je Megawattstunde steigen würden.

Das heißt, Sie plädieren für Kapazitätsmärkte?

Wir denken selbstverständlich auch über solche Modelle nach. Wobei man allerdings hier aufpassen muss. Seit dem Ende des letzten Jahrhunderts haben wir einen liberalisierten Strommarkt aufgebaut, bei dem Erzeugungskapazitäten im Wettbewerb zueinander stehen. Wenn jetzt wieder Kapazitäten vergütet würden, womöglich regional begrenzt, dann verlassen wir diesen Weg wieder. Daher würde ich dafür plädieren, solche Regelungen nicht zu kleinräumig zu erlassen, sondern europaweit, damit auch auf diesem Sektor Wettbewerb ermöglicht wird.

Sind kapitalintensive große GuD-Kraftwerke wie Irsching für ein flexibles System zu groß? Braucht es vielleicht viel kleinere Anlagen, eventuell sogar auf Basis von Gasmotoren?

Die Frage nach dem Optimum in der Struktur ist berechtigt. Ich würde allerdings nicht so weit gehen, Verbrennungsmotoren mit ihrer eingeschränkten Effizienz zu verwenden. Da ist dann eher die Verwendung von Open-Cycle-Gasturbinen ein Thema. Im englischen Markt bauen wir GuD-Anlagen so um, dass wir sie mit und ohne Dampfprozess betreiben können.

Wie wichtig ist denn der Spitzenwirkungsgrad für sehr flexibel betriebene Anlagen noch?

Bei dem Spagat zwischen Flexibilität und Grundlastfähigkeit bleibt die Effizienz schon ein Thema. Aber ob es dann wirklich um 60 Prozent und mehr geht, da mache ich ein Fragezeichen. Aus energiewirtschaftlicher Sicht ist grundsätzlich richtig, dass die Bedeutung von Effizienz abnimmt für Anlagen, die zunehmend in der Spitzenlast betrieben werden.

Leidet nicht auch die Attraktivität der Kraft-Wärme-Kopplung unter der geforderten Flexibilität?

Das hängt vom Verhältnis der auszukoppelnden Wärme zur Stromerzeugung ab. Es kann sein, dass Sie eine hohe Flexibilität gerade dadurch erreichen, dass Sie ein Wärmesystem an der Anlage hängen haben. Da das Wärmesystem relativ träge ist, können Sie sich kurzfristige Leistungsspitzen auf der Stromseite holen.

In Deutschland wird, auch des Wirkungsgrads wegen, intensiv an 700-Grad-Kraftwerken geforscht. Hat die Technologie noch Zukunft oder sollte man die Förderung besser einsparen?

Momentan sind 700-Grad-Kraftwerke, an deren Vorentwicklung wir intensiv mitgearbeitet haben, nicht wirtschaftlich, auch international nicht. Das liegt aber auch daran, dass wir noch nicht ausreichend Erfahrung mit den Nickelbasislegierungen haben. Aber Kohle ist als Energieträger weltweit ziemlich gleichmäßig verfügbar und risikolos zur Stromerzeugung nutzbar. Daher wird sie auch genutzt werden. Dabei wird es immer das Bestreben geben, die Primärenergie optimal auszunutzen. Also sollten wir diese Technologie weiter entwickeln.

Ist nicht zu befürchten, dass sich der Technologie- und Know-how-Abfluss, den wir bei der Kerntechnik beobachten konnten, bei der fossilen Kraftwerktechnik wiederholt?

Das ist leider so! Der Erfahrungsrückfluss ist notwendig, um immer noch besser zu werden. Man kann versuchen, am Ball zu bleiben, indem man neue Technologien in Pilotprojekten testet. Tendenziell wird aber das Produkt in den Regionen weiterentwickelt werden, wo dann auch die Kraftwerke gebaut werden.

Energy 2.0: Sie haben vor mehr als 30 Jahren Ihr erstes Praktikum in einem Heizkraftwerk in Hannover gemacht. Haben Sie damals, in einer ganz anderen Energiewelt, etwas gelernt, das Sie heute noch verwenden können?

Dr. Bernhard Fischer: Neben der Faszination ist das Verständnis dafür geblieben, wie man ein Kraftwerk betreibt. Das übernehmen heute zwar teilweise Computer-Steuerungen, aber die Logik ist grundsätzlich dieselbe.

Seither hat der Markt sich dramatisch verändert. Welche Rolle spielen die fossilen Kraftwerke nach dem Jahr 2020 noch?

Wir sehen weltweit eine schrittweise Veränderung des Energiemixes durch die Erneuerbaren. Das sehe ich als natürlichen Prozess, mit dem man gut zurechtkommen kann, wenn man sich allmählich anpasst. Nicht nur global gesehen, sondern auch in Deutschland wird man noch einige Dekaden fossile Kraftwerke benötigen, denn ohne Absicherung der schwankenden Erzeugung aus erneuerbaren Energien wird der Umbau der Energiesysteme nicht gelingen.

Ist Deutschland das Labor, in dem das ausprobiert wird, was auf den Rest der Welt zukommt?

Wir haben die deutsche Energiewirtschaft ein Stück weit zum Labor gemacht. Zunächst mit der starken Subvention der erneuerbaren Energie. Jetzt nehmen wir zusätzlich die Kernenergie raus. Das macht es so besonders spannend, zumal die Erneuerbaren ja den Einspeisevorrang haben. Für Deutschland heißt das, dass wir einerseits mit den fossilen Kraftwerken eine hohe Flexibilität hinbekommen müssen, andererseits müssen wir eine stabile Grundlastversorgung auch dann sicherstellen, wenn die Erneuerbaren über längere Zeiträume nicht zur Verfügung stehen. Das ist ein Spagat.

Wie bewältigen Sie die Forderung nach höherer Flexibilität?

Zunächst müssen wir den Bestand dahin überprüfen, inwieweit er denn in der Lage ist, die zukünftigen Aufgaben zu bewältigen. Man kann einiges tun, beispielsweise Mindestlasten absenken oder Leistungsänderungsgradienten erhöhen.

Wieviel Flexibilität gewinnen Sie dadurch?

Mehr als man gemeinhin glaubt. Kohlekraftwerke sind auf fünf Prozent Laständerung in der Minute ausgelegt, das haben wir in der Vergangenheit nie ausgeschöpft. Jetzt bringen wir sie teilweise an diese Grenzen. Mit unseren Gaskraftwerken ist noch deutlich mehr drin, mit einer modernen Anlage wie Irsching schaffen wir zehn Prozent pro Minute.

Wie weit können Sie den Betriebsbereich spreizen?

Die übliche Mindestlast eines Steinkohle-Kraftwerks liegt bei etwa 40 bis 45 Prozent. Das ist aber eine betriebswirtschaftliche Grenze. Das fahren wir heute voll aus, teilweise fahren wir auch weiter runter. Technisch liegt die Grenze bei rund 25 Prozent, darunter wird irgendwann die Verbrennung instabil.

Die Studien zu künftigen Kraftwerkskapazitäten kommen zu sehr unterschiedlichen Aussagen. Brauchen wir nun neue fossile Kraftwerke oder nicht?

Das hängt immer von der zu betrachtenden Bilanzierungsregion ab. Betrachtet man die Kapazitäten innerhalb der Bilanzhülle Deutschland, dann kann man momentan zu dem Schluss kommen, dass einschließlich der einigermaßen gesicherten Zubauten bis 2020 keine Kapazitätslücke besteht.

Aber warum rufen Politiker dann laut nach neuen Gaskraftwerken?

Wenn man die Bilanzhülle anders setzt, beispielsweise Bayern betrachtet, dann stellt man fest, dass man den in Norddeutschland vorhandenen Strom nicht in den Süden transportieren kann. Dass man die Leitungen in kürzester Zeit so stark ausbauen kann, ist wohl illusorisch. Daher denke ich, dass der Abgang an Erzeugungskapazität durch die Abschaltung von Kraftwerken in Bayern eine gewisse Kompensation erfordert. Allerdings darf man auch nicht den Fehler machen, die Bilanzhülle zu eng zu setzen. Denn unsere Nachbarländer bauen auch Kapazität zu.

Wie sollen sich neue Gaskraftwerke rechnen, wenn sie in einem künftigen Energiesystem nur noch auf 1500 bis 2000 Volllaststunden kommen?

Unter den jetzigen Marktvoraussetzungen sind Neubauten nicht finanzierbar. Man könnte darauf reagieren, indem man in den kurzen Betriebszeiten besonders hohe Strompreise vergütet bekommt. Das könnte allerdings zu dramatischen Veränderungen im Strommarkt führen, da die Preise im Extremfall auf Tausende Euro je Megawattstunde steigen würden.

Das heißt, Sie plädieren für Kapazitätsmärkte?

Wir denken selbstverständlich auch über solche Modelle nach. Wobei man allerdings hier aufpassen muss. Seit dem Ende des letzten Jahrhunderts haben wir einen liberalisierten Strommarkt aufgebaut, bei dem Erzeugungskapazitäten im Wettbewerb zueinander stehen. Wenn jetzt wieder Kapazitäten vergütet würden, womöglich regional begrenzt, dann verlassen wir diesen Weg wieder. Daher würde ich dafür plädieren, solche Regelungen nicht zu kleinräumig zu erlassen, sondern europaweit, damit auch auf diesem Sektor Wettbewerb ermöglicht wird.

Sind kapitalintensive große GuD-Kraftwerke wie Irsching für ein flexibles System zu groß? Braucht es vielleicht viel kleinere Anlagen, eventuell sogar auf Basis von Gasmotoren?

Die Frage nach dem Optimum in der Struktur ist berechtigt. Ich würde allerdings nicht so weit gehen, Verbrennungsmotoren mit ihrer eingeschränkten Effizienz zu verwenden. Da ist dann eher die Verwendung von Open-Cycle-Gasturbinen ein Thema. Im englischen Markt bauen wir GuD-Anlagen so um, dass wir sie mit und ohne Dampfprozess betreiben können.

Wie wichtig ist denn der Spitzenwirkungsgrad für sehr flexibel betriebene Anlagen noch?

Bei dem Spagat zwischen Flexibilität und Grundlastfähigkeit bleibt die Effizienz schon ein Thema. Aber ob es dann wirklich um 60 Prozent und mehr geht, da mache ich ein Fragezeichen. Aus energiewirtschaftlicher Sicht ist grundsätzlich richtig, dass die Bedeutung von Effizienz abnimmt für Anlagen, die zunehmend in der Spitzenlast betrieben werden.

Leidet nicht auch die Attraktivität der Kraft-Wärme-Kopplung unter der geforderten Flexibilität?

Das hängt vom Verhältnis der auszukoppelnden Wärme zur Stromerzeugung ab. Es kann sein, dass Sie eine hohe Flexibilität gerade dadurch erreichen, dass Sie ein Wärmesystem an der Anlage hängen haben. Da das Wärmesystem relativ träge ist, können Sie sich kurzfristige Leistungsspitzen auf der Stromseite holen.

In Deutschland wird, ebenfalls des Wirkungsgrades wegen, intensiv an 700-Grad-Kraftwerken geforscht. Hat diese Technologie noch Zukunft oder sollte man die Förderung besser einsparen?

Momentan sind 700-Grad-Kraftwerke, an deren Vorentwicklung wir intensiv mitgearbeitet haben, nicht wirtschaftlich, auch international nicht. Das liegt aber auch daran, dass wir noch nicht ausreichend Erfahrung mit den Nickelbasislegierungen haben. Aber Kohle ist als Energieträger weltweit ziemlich gleichmäßig verfügbar und risikolos zur Stromerzeugung nutzbar. Daher wird sie auch genutzt werden. Dabei wird es immer das Bestreben geben, die Primärenergie optimal auszunutzen. Also sollten wir diese Technologie weiter entwickeln.

Kann das funktionieren: Eine Technologie in Deutschland zu entwickeln, die hier gar nicht eingesetzt wird, in der Hoffnung, dass sie sich dann auf dem Weltmarkt verkauft?

Ich denke eher nicht. Die Entwicklung einer solchen Technologie bis hin zur Praxistauglichkeit geht immer einher mit einem Erfahrungsrückfluss vom Betreiber zum Anbieter. Das funktioniert über große Distanzen relativ schlecht.

Ist nicht zu befürchten, dass sich der Technologie- und Know-how-Abfluss, den wir bei der Kerntechnik beobachten konnten, bei der fossilen Kraftwerktechnik wiederholt?

Das ist leider so! Der Erfahrungsrückfluss ist notwendig, um immer noch besser zu werden. Man kann versuchen, am Ball zu bleiben, indem man neue Technologien in Pilotprojekten testet. Tendenziell wird aber das Produkt in den Regionen weiterentwickelt werden, wo dann auch die Kraftwerke gebaut werden.

Sie haben sich persönlich intensiv für CCS eingesetzt. Ist das Thema angesichts der Rahmenbedingungen nicht mittlerweile gestorben?

Gestorben nicht, aber in Deutschland momentan bewusstlos. Auch hier gilt: Wenn Kohle weiterhin Anwendung findet - und davon bin ich überzeugt - und wenn Klimaschutz weiterhin eine hohe Bedeutung hat, dann wird das Thema CCS wieder auf der Tagesordnung erscheinen. Darauf sollten wir vorbereitet sein. Unsere Aufgabe besteht darin zu zeigen, dass CCS funktioniert. Deswegen verfolgen wir unsere Pilotprojekte weiter. In Verbindung mit dem von uns in Maasvlakte (in der Nähe von Rotterdam) gebauten Kohlekraftwerk konzipieren wir eine Demonstrationsanlage mit rund 200 Megawatt. Dieses Projekt könnte beweisen, dass eine großtechnische Umsetzung möglich ist.

Wo soll das Kohlendioxid in diesem Fall gespeichert werden?

In ausgebeuteten Erdgasfeldern in der Nordsee. �?hnlich wie bei der 700-Grad-Technologie wird am Ende der Marktpreis darüber entscheiden, ob sich die Technologie durchsetzt. Bei einem CO2-Preis von 40 Euro pro Tonne können solche Projekte attraktiv werden.

Wenn die Volllaststunden deutlich sinken, dann müsste dieser Schwellwert allerdings steigen.

Das stimmt. Für einen Kraftwerkstyp, der nur auf 2.000 Vollaststunden kommt, wäre CCS nicht realisierbar. Der Spagat, den wir meistern müssen, wird aber dazu führen, dass es auch zukünftig Kraftwerke mit einer deutliche höheren Auslastung gibt, die sich für CCS eignen. Das sind dann andere Kraftwerke als die sehr flexiblen Spitzlastkraftwerke, denn CCS schränkt - wie alle kombinierten Prozesse - auch die Flexibilität wieder etwas ein.

Es wird also auch künftig innerhalb der fossilen Kraftwerke verschiedene Typen geben?

Das Portfolio wird weiterhin breit sein. Auf der einen Seite stehen Anlagen unter der Überschrift „Sicherung der Energieversorgung“, das werden sehr moderne und sehr effiziente Kraftwerke sein. Auf der anderen Seite stehen flexible Anlagen, Gaskraftwerke, Open Cycle wie GuD, und vielleicht auch ältere Kohlekraftwerke, die so ausgereizt werden, dass sie maximale Leistungsänderungsgeschwindigkeiten ermöglichen. Diesen Spagat werden wir hinbekommen müssen.

Das Gespräch führte Johannes Winterhagen, Energy 2.0.

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