Dunkelflaute
Dunkelflaute bezeichnet in der Energiewirtschaft den Zustand, dass Windenergie- und Photovoltaikanlagen in einer Region wegen Flaute oder Schwachwind und zugleich auftretender Dunkelheit, insbesondere in den Wintermonaten, insgesamt keine oder nur geringe Mengen elektrischer Energie produzieren. Die Dunkelflaute ist vor allem bedeutsam, wenn sie über einen längeren Zeitraum hinweg auftritt und Energiesysteme beeinflusst, die zu einem großen Teil oder ausschließlich auf fluktuierenden erneuerbaren Energien basieren, und steht thematisch im Zusammenhang mit der Energieversorgungssicherheit. 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
Als Dunkelflaute werden mehrere Tage anhaltende Phasen geringer Wind- und Solarstromeinspeisung bezeichnet, die nicht mehr alleine durch Einsatz von Kurzfristspeichern und Lastmanagement ausgeglichen werden können. Problematisch sind insbesondere sogenannte „kalte Dunkelflauten“, als Situationen im Winter, wenn zum einen wegen Flaute und Dunkelheit wenig Strom aus Wind- und Solarenergie erzeugt wird, aber aufgrund kalter klimatischer Bedingungen eine besonders hohe Stromnachfrage vorhanden ist.[1]
Häufigkeit des Auftretens
Eine zweiwöchige Dunkelflaute tritt in Deutschland im Schnitt alle zwei Jahre einmal auf.[1] Der Zeitraum vom 16. bis 25. Januar 2017 wird häufig als Beispiel für eine solche Dunkelflaute genannt. Im Jahr 2018 trat keine längere Dunkelflaute auf.[2]
Laut dem Deutschen Wetterdienst gab es in Deutschland von 1995 bis 2005 im Schnitt zweimal im Jahr Situationen, in denen großräumige Flauten und sonnenarme Zeiten über 48 Stunden gemeinsam auftraten. Bei einer Betrachtung auf europäischer Ebene reduziert sich die Auftretenshäufigkeit auf 0,2 Situationen pro Jahr.[3][4]
Hintergrund
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.[5][6] Dies gilt insbesondere für Deutschland, wo nur Windenergie und 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.[7] 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.
Heutzutage nimmt man nicht an, 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 kann Deutschland sogar bei Dunkelflauten Strom in die Nachbarländer 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 von 2014 bis 2017 auf circa 10 GW beziffert.[8]
Um dafür zu sorgen, dass immer genügend Kraftwerke zur Verfügung stehen, wurde in Deutschland die Reservekraftwerksverordnung beschlossen. Diese 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.[9]
Fluktuation der Wind- und Solarstromeinspeisung
Vor allem im Spätherbst und im Winter treten Dunkelflauten auf. Dies liegt an 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.
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 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 Photovoltaikanlagen in Deutschland in der Mittagsspitze maximal 28,5 GW. Das waren 73 Prozent der installierten Leistung von etwa 39 GW.[10]
Tagesaktuelle Einspeisedaten (für Deutschland) sind für die Jahre ab 2011 im Internet frei zugänglich.[11][12]
Problemlösungsmöglichkeiten
Überbrückt werden können Dunkelflauten durch verschiedene Maßnahmen: Hierzu zählen unter anderem der Einsatz grundlastfähiger erneuerbarer Energien wie Biomasse oder Geothermie, der Ausbau der Stromnetze, um Regionen mit verschiedenen Wetterregimen weiträumig zu vernetzen, die Nutzung der Sektorenkopplung sowie von Energiespeichern, und die Absicherung mit konventionellen Kraftwerken.[13] 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.[14] 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.[15][16][17]
Flexibilisierung von Erzeuger und Verbraucher
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.[18] 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“.[19]
Zusätzliche Flexibilität kann erreicht werden, indem Biomasse, die bisher vor allem im Grundlastbetrieb verstromt wird, gezielt zum Füllen von Bedarfslücken in Dunkelflauten eingesetzt wird.[20]
Offshore-Windkraft
Neben der gegenseitigen Ergänzung von Photovoltaikanlagen und Onshore-Windkraft lässt sich die Versorgungssicherheit durch erneuerbare Energien durch Nutzung von Offshore-Windkraft wesentlich steigern. Laut einer Studie des Deutschen Wetterdienstes treten bei Nutzung aller drei Erzeugungsformen noch zweimal pro Jahr günstige Bedingungen für eine Dunkelflaute auf, verglichen mit dreizehn mal pro Jahr wenn nur Photovoltaik und Onshore-Windkraft genutzt werden. Als eine Dunkelflaute begünstigender Zeitraum wurde dabei eine Periode von mindestens 48 Stunden betrachtet.[3]
Anders als Onshore-Windkraft und Photovoltaik wird Offshore-Windkraft erst seit 2015 in Deutschland verstärkt ausgebaut. Im November 2019 waren in Deutschland Offshore-Windkraftanlagen mit einer Gesamtleistung von 7,6 GW installiert. Weitere 4,3 GW befinden sich im Bau oder in Planung (siehe: Liste der Offshore-Windparks).
Netzausbau
Da Dunkelflauten in benachbarten Staaten nur bedingt korreliert sind, lässt sich mit einem über Landesgrenzen hinweg gut ausgebautem Stromnetz und dem Pooling von Windkraft- und Solaranlagen das Auftreten von Dunkelflauten deutlich minimieren.[21] Vorteilhaft ist insbesondere eine großräumige Vernetzung über mehrere Wetterzonen. Durch wechselseitigen Stromtransport über Staatsgrenzen hinweg können Ausgleichseffekte genutzt werden, die sowohl die Versorgungssicherheit erhöhen als auch den Speicherbedarf reduzieren.[22] 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.[23] Es wird angemerkt, dass es „technisch illusorisch (sei), Versorgungssicherheit durch nationale Autonomie gewährleisten zu wollen“.[24] Eine Schlüsseltechnologie für die Verknüpfung weit entfernter Regionen ist die Hochspannungs-Gleichstrom-Übertragung (HGÜ), die eine verlustarme Stromübertragung über weite Entfernungen möglich macht. Zwar können Speicherkraftwerke ebenfalls die variable Einspeisung glätten, allerdings sind diese teurer als HGÜ-Verbindungen.[25]
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 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 entsprechende Leitungskapazität vorausgesetzt könnten diese eine Energiespeicherung in Deutschland laut Sachverständigenrat für Umweltfragen fast völlig überflüssig machen.[26]
In Norwegen, wo die Energie fast nur aus Wasserkraft gewonnen wird, könnte überschüssiger Strom aus Deutschland sogar direkt endverbraucht werden, während gleichzeitig norwegische Wasserkraftwerke temporär abgeschaltet werden. Das eingesparte Wasser stünde für eine spätere Verstromung und den Export nach Deutschland zur Verfügung.
Langzeitspeicher
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.[27] 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. Falls langfristig verstärkt Power-to-Gas-Anlagen zur saisonalen Langfristspeicherung eingesetzt würden, könnte der Gasverbrauch weiter ansteigen. Dennoch wäre das Erdgasnetz inklusive der geplanten Speicher ausreichend für eine sichere Vollversorgung auf Basis erneuerbarer Energien dimensioniert.[28] 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.[29] Für den Fall, dass die gesamte benötigte Jahreshöchstlast in Deutschland in Höhe von 85 GW vollständig mit grundlastfähigen Gasturbinenkraftwerken abgesichert würde, würden sich die Stromkosten um ca. 0,5 ct/kWh erhöhen.[30] 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.[31]
Literatur
- 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
- Was ist die Dunkelflaute? Next Kraftwerke, 6. Oktober 2020, abgerufen am 28. Dezember 2020.
Einzelnachweise
- Kalte Dunkelflaute: Robustheit des Stromsystems bei Extremwetter. (PDF) 29. Juni 2017, abgerufen am 30. Juni 2017.
- Dr. Patrick Graichen, Frank Peter, Dr. Alice Sakhel, Christoph Podewils, Thorsten Lenck, Fabian Hein: Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2018. Rückblick auf die wesentlichen Entwicklungen sowie Ausblick auf 2019. Hrsg.: Agora Energiewende. 2019, S. 61.
- Deutscher Wetterdienst: Wetterbedingte Risiken der Stromproduktion aus erneuerbaren Energien durch kombinierten Einsatz von Windkraft und Photovoltaik reduzieren. Deutscher Wetterdienst, 6. März 2018, S. 1, abgerufen am 30. November 2019.
- Kaspar, F., Borsche, M., Pfeifroth, U., Trentmann, J., Drücke, J., Becker, P.: A climatological assessment of balancing effects and shortfall risks of photovoltaics and wind energy in Germany and Europe, Adv. Sci. Res., 16, 119–128, 2019; DOI:10.5194/asr-16-119-2019
- 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.
- 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.
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- Thomas Unnerstall: Faktencheck Energiewende. Konzept, Umsetzung, Kosten – Antworten auf die 10 wichtigsten Fragen. Springer 2016, S. 148.
- Die Energiewende im Stromsektor: Stand der Dinge 2015 (Memento vom 26. August 2016 im Internet Archive). Internetseite von Agora Energiewende. Abgerufen am 13. Januar 2017.
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- Volker Quaschning: Regenerative Energiesysteme. Technologie – Berechnung – Simulation. 8. aktualisierte Auflage. München 2013, S. 51.
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