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08.07.2024

Setzt die Kraftwerksstrategie erfolgversprechende Akzente?

     

  • Wirtschaftsministerium hat erste detaillierte Zahlen zur Kraftwerksstrategie vorgelegt
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  • nach Genehmigung durch die EU dürfen in Deutschland nun 12,5 Gigawatt an unterschiedlichen Kraftwerkstypen ausgeschrieben werden
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  • Experten: Geplante Kraftwerke sind erster Schritt für den Kohleausstieg, Details zum wichtigen Kapazitätsmarkt bleiben jedoch weiter unklar
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Das Bundeswirtschaftsministerium hat am Freitag in einer Pressemitteilung [I] erste detaillierte Zahlen zur Kraftwerksstrategie veröffentlicht. Im Laufe des Wochenendes wurden aus BMWK-Kreisen dann weitere Informationen bekannt. Die Kraftwerksstrategie setzt den Rahmen für Back-up-Kraftwerke, die zukünftig einspringen sollen, wenn Wind- und PV-Anlagen weniger Strom erzeugen als verbraucht wird, Stromspeicher leer sind und kein Strom importiert werden kann.

Insgesamt sollen im Rahmen eines Kraftwerkssicherheitsgesetzes nun eine Kapazität von 10,5 Gigawatt neuer Kraftwerke und 2 Gigawatt Modernisierungen ausgeschrieben werden. Hinzu kommen Langzeitspeicher mit einer Leistung von 500 Megawatt.

Die Kraftwerkskapazität soll sich auf verschiedene Kraftwerkstypen aufteilen: Es sollen 5 Gigawatt neue H2-ready-Gaskraftwerke und 2 Gigawatt an H2-ready-Modernisierungen bereits bestehender Gaskraftwerke ausgeschrieben werden. Diese Kraftwerke werden zunächst weiter mit Erdgas betrieben, spätestens acht Jahre nach ihrem Neubau oder der Modernisierung sollen sie auf Wasserstoff umstellen. Hinzu kommen Kraftwerke mit einer Leistung von 500 Megawatt, die sofort mit Wasserstoff laufen sollen und neue Gaskraftwerke mit einer Leistung von 5 Gigawatt, die eine Brücke in den noch nicht näher beschriebenen Kapazitätsmarkt bilden sollen. Auf einem Kapazitätsmarkt verkaufen Kraftwerksbetreiber die Startbereitschaft ihrer Kraftwerke: Sie halten eine bestimmte Leistung vor, die sie dann liefern können, wenn Windkraft- oder Solarstrom-Anlagen zu wenig Strom erzeugen. Weitere Informationen dazu, wie der Kapazitätsmarkt ausgestaltet wird, sollen im Sommer folgen.

Szenarien wie der Data Report des SMC zur Kraftwerksstrategie [II] zeigen, dass erneuerbare Energien 2030 – übers Jahr betrachtet – je nach Annahme etwas mehr oder weniger als die Hälfte aller Stunden ohne Unterstützung den Stromverbrauch decken können. Wie viel Back-up-Leistung in den übrigen Stunden dann tatsächlich gebraucht wird, hängt von vielen weiteren Faktoren ab – beispielsweise von existierenden Stromspeichern oder der Größenordnung, in der sich der Stromverbrauch dem vorhandenen Strom anpassen kann. Weil auch die Back-up-Kraftwerke klimaneutralen Strom erzeugen sollen, müssen in den kommenden Jahren neue Kraftwerke gebaut werden, die entweder sofort oder zu einem späteren Zeitpunkt mit Wasserstoff betrieben werden können. Dafür gibt die Kraftwerksstrategie nun den Rahmen vor. Gelingt der Ausbau nicht rechtzeitig, müssten die Kohlekraftwerke den Back-up übernehmen. Das geht prinzipiell, sie sind aber eigentlich nicht dafür gebaut.

Wir haben daher Forschende verschiedener Disziplinen gefragt, wie die Strategie auf Basis der vorliegenden Informationen eingeordnet werden kann.

Übersicht

  • Prof. Dr. Christian Rehtanz, Institutsleiter, Institut für Energiesysteme, Energieeffizienz und Energiewirtschaft (ie3), Technische Universität Dortmund
  • PD Dr. Patrick Jochem, Abteilungsleitung Energiesystemanalyse, Institut für Vernetzte Energiesysteme, Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e. V. (DLR), Stuttgart
  • Prof. Dr. Michael Sterner, Leiter der Forschungsstelle Energienetze und Energiespeicher FENES, Ostbayerische Technische Hochschule Regensburg
  • Dr. Jochen Linßen, Abteilungsleitung „Technikbewertung und vernetze Infrastrukturen“, Institut für techno-ökonomische Systemanalyse (IEK-3), Forschungszentrum Jülich GmbH (FZJ), Jülich

Statements

Prof. Dr. Christian Rehtanz

Institutsleiter, Institut für Energiesysteme, Energieeffizienz und Energiewirtschaft (ie3), Technische Universität Dortmund

Einschätzung der Annahmen

„Die Zahlen des Kraftwerkssicherheitsgesetzes, welche noch keine umfassende Kraftwerksstrategie darstellen, sind ein erster politisch festgelegter Schritt. Die zu fördernden Gaskraftwerke dienen als Ersatz für Kohlekraftwerke, die aus dem Markt genommen werden sollen. Somit korrelieren beide Arten von Kraftwerken. Das heutige Gesamtvolumen der Kohlekraftwerke soll nicht vollständig durch die neuen zehn Gigawatt der staatlich geförderten Gaskraftwerke ersetzt werden, sondern nur ein erster Teil. Die hier geplanten Gaskraftwerke sind somit ein erster Schritt, um alternative Kapazitäten zur Kohle zu aufzubauen und diese aus dem Markt zu drängen.“

„Wichtiger wäre jedoch ein technologieneutraler Kapazitätsmarkt, der zwar erwähnt ist, dessen konkrete Ausgestaltung jedoch unbekannt ist und dessen Implementierung auf die nächste Legislaturperiode verschoben wurde. Erst dadurch könnten sich unterschiedliche Kapazitäten im Wettbewerb etablieren. Hierzu gehört neben der sicherlich notwendigen Kraftwerkskapazität auch die Flexibilität von Verbrauchern und Speichern, die durch Digitalisierung und Steuerung erschlossen werden kann, sowie die Einbindung kleinerer Erzeuger und insbesondere auch Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen, die aktuell gesondert über das Erneuerbare-Energien-Gesetz behandelt werden.“

Stabilität des Stromnetzes

„Die geplanten Kraftwerke im Süden tragen zur Systemsicherheit bei und werden auch in bestimmten Situationen das Redispatch-Volumen verringern (man spricht von Redispatch, wenn die Stromnetze nicht genügend Strom transportieren können, um beispielsweise große Mengen erzeugten Windstrom aus Norddeutschland zur verbrauchenden Industrie nach Süddeutschland zu bringen und in der Konsequenz Kraftwerke vor dem Engpass abgeregelt und nach dem Engpass hochgefahren werden müssen; Anm. d. Red.). Der Übertragungsnetzausbau selbst, der die erneuerbaren Energien großräumig ausgleicht, ist jedoch trotzdem erforderlich.“

„Der Monitoringbericht der Bundesnetzagentur zur Versorgungssicherheit [1] geht von sehr optimistischen Annahmen aus – zum Beispiel, dass neue Verbraucher und Speicher flexibel am Markt auf Signale regieren. Die Umsetzung der hierzu notwendigen Digitalisierung hinkt jedoch seit langem hinterher und die dementsprechenden Marktmechanismen wären Teil eines noch zu erarbeitenden Kapazitätsmechanismus. Ebenso sieht es mit von der EU geforderten, aber bislang nicht umgesetzten Regeln für Energy-Communities aus, die ebenfalls zum Gesamtsystem beitragen könnten.“

Rolle für den Kohleausstieg

„Wie im ersten Absatz argumentiert, sind die hier geförderten Gaskraftwerke ein Schritt, der jedoch für den gesamten Kohleausstieg nicht ausreicht. Es muss zwingend ein Kapazitätsmechanismus geschaffen werden, der dann jenseits des staatlichen Förderungseingriffs wieder gesunde Marktmechanismen etabliert. Dieses hat man lange vor sich hergeschoben und tut es offenkundig immer noch. Somit ist das Kraftwerkssicherheitsgesetz noch keine langfristige Kraftwerksstrategie. Die Implementierung eines Kapazitätsmechanismus ist aber im Gegensatz zu der reinen Förderung im Kraftwerkssicherheitsgesetz eine grundlegende Marktgestaltung, die sehr gründlich und wohlüberlegt sein will, damit keine unerwarteten Fehlanreize entstehen. Ich hoffe, dass die Sorgfalt hier angemessen waltet.“

Auf die Frage, welche Folgen es hätte, wenn die Kraftwerksstrategie nicht bis 2030 umgesetzt werden kann:
„Der geplante Gaskraftwerksausbau korreliert eins zu eins mit dem Kohleausstieg. Je weniger Gaskraftwerke gebaut werden, desto weniger können wir aus der Kohle aussteigen. Somit wäre die Folge nur ein verzögerter Kohleausstieg.“

Förderliche oder hinderliche Rahmenbedingungen

„Die unbekannte wirtschaftlich-technische Größe ist der Umstieg auf grünen Wasserstoff. Wann, woher und zu welchen Preisen große Mengen Wasserstoff verfügbar sind, ist gänzlich unbekannt. Hier geht das Kraftwerkssicherheitsgesetz eine Wette auf die Zukunft ein. Die Etablierung eines technologieneutralen Kapazitätsmarktes, der alle Flexibilitäten umfasst ist unerlässlich. Last-, Speicher- und Einspeiseflexibilitäten inklusive Kraft-Wärme-Kopplung müssen sich durch geeignete Digitalisierung und Bündelung an diesem Markt treffen. Erst dadurch ergibt sich eine Strategie für die Entwicklung des Energiesystems.“

PD Dr. Patrick Jochem

Abteilungsleitung Energiesystemanalyse, Institut für Vernetzte Energiesysteme, Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt e. V. (DLR), Stuttgart

Einschätzung der Annahmen

„Die Kraftwerksstrategie erscheint auf den ersten Blick sinnvoll, da sie Investitionssicherheit gibt und gleichzeitig auf die richtigen Technologien setzt. Hinsichtlich der benötigten Gesamtleistung haben wir aus heutiger Sicht noch eine hohe Unsicherheit, da unklar ist, inwiefern andere Flexibilitäten im Jahr 2030 bereits genutzt werden können – beispielsweise kontrolliertes Laden von Elektrofahrzeugen sowie die Einbindung von industriebasierten Demand-Response-Maßnahmen und stationären Batteriespeichern.“

Stabilität des Stromnetzes

„Eine Garantie kann aus heutiger Sicht nicht gegeben werden. Die 10,5 beziehungsweise 12,5 Gigawatt erscheinen sinnvoll gewählt zu sein, da sie sich eher am unteren Rand der benötigten Flexibilitäten befinden und somit als ‚No-Regret‘-Maßnahme interpretiert werden können. Das ist sehr lobenswert und ermöglicht weitere, mögliche Nachbesserungen ohne bereits zu einer Überinvestition und damit zu ‚Sunk Costs‘ zu führen. Kommen also weitere Flexibilitäten erst verzögert in den Markt – beispielsweise Nachfrageflexibilitäten der Industrie sowie im Wärme- oder Verkehrssektor – müsste in den kommenden Jahren nochmal nachgebessert werden. Ebenso könnten verminderte Austauschkapazitäten mit unseren europäischen Nachbarn eine Erhöhung der Kapazitäten notwendig machen. Vermutlich kommt der Bundesnetzagentur und den Netzbetreibern eine größere Verantwortung zu, um eine ‚stabile‘ Transformation in der nächsten Dekade sicherzustellen. Hierfür sollten die Entwicklungen der Flexibilitäten und der noch verfügbaren steuerbaren Kraftwerke im europäischen Kontext detailliert beobachtet werden.“

Rolle für den Kohleausstieg

„Ein vollständiges Ersetzen der noch mehr als 30 Gigawatt installierten Kohlekraftwerke ist auch durch diese Maßnahme noch extrem ambitioniert. Dennoch hilft diese Maßnahme, Kohlekraftwerke früher aus dem Markt zu nehmen und damit die Gesamtemissionen zu senken. Die Kraftwerksstrategie ist nur eine Maßnahme von mehreren, um einen vorgezogenen Kohleausstieg zu realisieren. Es müssten noch weitere Maßnahmen erfolgen – zum Beispiel eine Reduzierung der Zertifikatemengen im EU-Emissionshandelssystem (EU-ETS), um den CO2-Preis zu steigern.“

Auf die Frage, welche Folgen es hätte, wenn die Kraftwerksstrategie nicht bis 2030 umgesetzt werden kann:
„Da der Betrieb von H2-Ready-Gaskraftwerken mit Wasserstoff teuer ist, bin ich recht zuversichtlich, dass sich genug Unternehmen mit passenden Geboten einbringen werden, um die Zuschüsse für 800 Vollbenutzungsstunden pro Jahr nutzen zu können und damit erste Erfahrungen mit den Wasserstoff-Kraftwerken zu sammeln. Aber natürlich ist das noch vorbehaltlich der genauen Ausgestaltung der Ausschreibung. Auch ohne die Ausschreibung würde es bis 2030 vermutlich zum Neubau von Gaskraftwerken – in deutlich geringerem Maße – kommen, da die Stunden hoher Strompreise auf den Spotmärkten allein bereits einen Ansporn für diese Kraftwerke darstellen. Dennoch ist die Ausschreibung wichtig, um die Investitionssicherheit und die Netzstabilität zu steigern.“

Förderliche oder hinderliche Rahmenbedingungen

„Es wird ja bereits von einer Weiterentwicklung des Kapazitätsmarktes – auch für ‚erneuerbare Kraftwerke‘ gesprochen. Diese Investitionssicherheit in Wind- und Solartechnologien und gegebenenfalls auch in Flexibilitätskapazitäten ist von außerordentlicher Wichtigkeit für eine weitere effiziente Dekarbonisierung des Energiesektors. Ein erhöhter CO2-Preis, der sich insbesondere durch verschärfende Maßnahmen im EU-ETS ergeben wird, ist sicherlich ein passender Begleiter. Ebenso erscheint – neben zahlreichen weiteren Maßnahmen – eine gezielte Forcierung von Anreizen zur Nachfrageflexibilisierung geeignet, da sie ebenfalls einen erheblichen Beitrag zur Entspannung des Stromsystems leisten würde. Hier sind insbesondere die weitere Stärkung dynamischer Tarife, die Neuordnung der Abgaben und die Subventionierung von Flexibilitätstechnologien zu nennen. Da diese Maßnahmen – bei einem eher unrealistischen, schnellen Ausbau der Flexibilitäten im Stromsystem – zu einer geringeren Investitionsbereitschaft in Gaskraftwerke führen könnten, sollten beide Maßnahmen von Zeit zu Zeit evaluiert und in ein geeignetes Gleichgewicht gebracht werden. Dennoch erscheint unter diesen Aspekten die Leistungsklasse von 10,5 bis 12,5 Gigawatt gut gewählt, um durch die Kraftwerksstrategie keine ‚Stranded Investments‘ anzureizen.“

Prof. Dr. Michael Sterner

Leiter der Forschungsstelle Energienetze und Energiespeicher FENES, Ostbayerische Technische Hochschule Regensburg

Einschätzung der Annahmen

„Das Kraftwerkssicherheitsgesetz ist ein guter Schritt in der Absicherung gegen die Dunkelflaute, reicht aber nicht aus: Durch den zusätzlichen Strombedarf von Wärmepumpen, E-Autos und Elektrolyseuren für grünen Wasserstoff erhöht sich der Leistungsbedarf in der Dunkelflaute trotz vorhandener Gaskraftwerke auf bis zu 50 Gigawatt. Zudem wird mit dem Gesetz primär blauer Wasserstoff gefördert, da viele Experten davon ausgehen, dass dieser früher und günstiger als grüner Wasserstoff verfügbar sein wird. Daher wäre der Titel ‚blaues Licht für das Kraftwerkssicherungsgesetz‘ (statt grünes Licht) für die Schlagzeile der Pressemitteilung passender gewesen.“

„In Zeiten knapper Kassen stellt sich die Frage, warum das BMWK das Gesetz nicht technologieoffen ausgestaltet und nicht günstigere Optionen wie die Überbauung von Biogasanlagen oder die Integration von Wasserstoff über Power-to-Gas (Synthetic Natural Gas, SNG) nutzt oder auch Ammoniak und SNG als Wasserstoffderivate zulässt – gerade, um die Risiken des verzögerten Aufbaus der Wasserstoffinfrastruktur abzufedern und die Kosten im Zaum zu halten. Strom aus Reservekraftwerken auf Basis von Wasserstoff ist doppelt so teuer wie auf Basis von Biogas und langwieriger und riskanter in der Umsetzung. Dies zeigt die Studie eines Kollegen, die sich gerade im Prozess der Veröffentlichung befindet. Zudem werden die Wasserstoffkraftwerke in ihren Einsatzzeiten den Strompreis an der Börse bestimmen, was einen deutlichen Strompreisanstieg zur Folge hat. Das wird zwar durch die Förderung der Differenzkosten zwischen Erdgas und Wasserstoff für 800 Vollbenutzungsstunden im Jahr ausgeglichen, aber die Kosten fallen dennoch in den Staatskassen zu Buche.“

Rolle von grünem und blauem Wasserstoff

„Besonders zu kritisieren ist, dass sowohl der Einsatz von grünem als auch blauem Wasserstoff gefördert wird. Blauer Wasserstoff erfordert die dauerhafte Speicherung von CO2, die aus heutiger Sicht über 1000 Jahre nicht sichergestellt werden kann. Blauer Wasserstoff verstetigt die Nutzung von fossilem Erdgas und ist klimaschädlicher als grüner Wasserstoff oder andere grüne Gase. Er kann daher kaum mit der Begründung des Klimaschutzes legitimiert und über den Klima- und Transformationsfonds gefördert werden. Daher ist es nicht verständlich, warum blauer Wasserstoff gefördert wird, aber grüne Gase wie Biogas, Biomethan oder SNG nicht. In der Stromversorgung käme das einer Förderung von Braunkohle mit CO2-Abscheidung und -Speicherung (Carbon Capture and Storage, CCS) als ‚blauem Strom‘ gleich – bei zeitgleichem Ausschluss von grünem Strom aus Biogas.“

Rolle von Biogas und synthetischem Gas

„Durch die Erhöhung der Generatorleistung an Biogasanlagen kann bei gleichem Biogasaufkommen deren Leistung auf 12 Gigawatt bis 2030 und 24 Gigawatt bis 2040 erhöht werden. Damit kann ein wesentlicher Teil der Dunkelflaute im Kohleausstieg abgesichert werden. Die EEG-Förderung ist hierfür jedoch nicht ausreichend. Das Potenzial von Biogas lässt sich über Power-to-Gas – also SNG aus grünem Wasserstoff – mengenmäßig nochmals verdoppeln und kann über die bestehende Infrastruktur samt Gasspeichern (290 Terrawattstunden) und Gaskraftwerken (36 Gigawatt) genutzt werden.“

„In der ersten europäischen Auktion für grünen Wasserstoff hat genau so ein SNG-Projekt mit biogenem CO2 die geringsten Differenz- und damit Förderkosten. Das zeigt, dass grüne Gase wie SNG eine ausgereifte und kosteneffiziente Technologie sind. Ähnliches ist mit Ammoniak zu erwarten. In der weiteren Ausgestaltung des Gesetzes, insbesondere hinsichtlich der Langzeitspeicher, sollte daher der Fokus mehr auf grünen Wasserstoffderivaten wie SNG (Biomethan) und Ammoniak liegen. Die 2030er-Ziele der Klimaneutralität samt Kohleausstieg können so kostengünstiger, sicherer und schneller erreicht werden als über blauen Wasserstoff.“

Rolle für den Kohleausstieg

„Die Erwägung, die aus BMWK-Kreisen bekannt wurde, den eventuellen zeitlichen Verzug der reinen Wasserstofflösung – samt neu zu errichtenden Wasserstoffnetzen, -speichern und -kraftwerken – durch eine Reservehaltung von 14 Gigawatt Kohlekraftwerken abzufedern, ist aus meiner Sicht abzulehnen. Denn gerade der geweitete Blick auf die technologische Vielfalt an verfügbaren Lösungen und auf das Erreichen der Klimaschutzziele in den anderen stromgekoppelten Sektoren wie Gebäude und Verkehr (Wärmepumpen, E-Mobilität) ist bei der Planung zu berücksichtigen.“

Dr. Jochen Linßen

Abteilungsleitung „Technikbewertung und vernetze Infrastrukturen“, Institut für techno-ökonomische Systemanalyse (IEK-3), Forschungszentrum Jülich GmbH (FZJ), Jülich

Einschätzung der Annahmen

„Für die Erreichung der Treibhausgasneutralität im Jahr 2045 sind bereits 2030 wichtige infrastrukturelle Maßnahmen im Bereich Strom und Gaswirtschaft notwendig. Wie den derzeitig existierenden Energieszenarien (zum Beispiel [2] [3] [4]) entnommen werden kann, ist eine Umstellung des Kraftwerksparks insbesondere mit Blick auf die Beherrschung der kalten Dunkelflaute bereits bis 2030 notwendig.“

„Die beiden Säulen im Kraftwerkssicherheitsgesetz (KWSG) sind vor diesem Hintergrund bezüglich Kapazität und auch Zeitschiene der Inbetriebnahme angemessen. Demonstrationsanlagen und Analysen [5] zeigen, dass eine Umstellung von Erdgas-Kraftwerken auf Wasserstoff oder Wasserstoffderivate möglich ist. Bezüglich der Kosten kann angemerkt werden, dass sich die erwartete Betriebsstundenzahl mit den Trends in den genannten Energieszenarien deckt. Die Platzierung der H2-Ready- und Wasserstoff-Sprinter-Kraftwerke erfordert eine dezidierte Betrachtung des Aufbaus von Wasserstoff-Infrastrukturkomponenten – insbesondere der Pipelines und Kavernenspeicher.“

„Da dieser Aufbau maßgeblich durch die Umstellung von bestehenden Erdgas-Infrastrukturen (Kostenersparnis und realisierbare Zeitschiene) erfolgen wird, ist auch die Entwicklung der Erdgasversorgung in den Blick zu nehmen. Es muss eine integrierte Betrachtung von Strom, Erdgas und Wasserstoff bei der Standortwahl der Kraftwerke und die Umstellung sowie der Ausbau der Infrastruktur erfolgen.“

Stabilität des Stromnetzes

„Wichtig ist das Zusammenspiel von EE-Erzeugung, flexiblen Verbrauchern (Ausschöpfung bestehender Potenziale in Industrie, Gewerbe, Handel und Dienstleistungen, Haushalten sowie dem Potenzial neuer Stromverbraucher im Bereich Wärme, Elektrolyse und Elektromobilität), Kurzzeitspeicherung für Tagesgänge und Langzeitspeicherung für Dunkelflauten sowie das Zusammenspiel im europäischen Stromnetz. In einem EE-dominierten Energiesystem tritt der im alten System wichtige Zeitpunkt der Jahreshöchstlast und damit einhergehenden gesicherten Leistung zunehmend in den Hintergrund. Es gilt eine möglichst effiziente Nutzung der EE-Stromerzeugungspotenziale zu gewährleisten und dementsprechend die Flexibilität der steuerbaren Erzeugung und des Verbrauchs deutlich zu erhöhen.“

Rolle für den Kohleausstieg

„Der Umstieg auf Erdgas ohne Umstellungsoption auf Wasserstoff ist mit Blick auf das Ziel der Treibhausgasneutralität in nur 20 Jahren bis zum Jahr 2045 nicht zielführend. Der mit dem KWSG getriggerte Ausbau von H2-Ready- und H2-Kraftwerken ist daher ein wichtiger Beitrag zum Kohleausstieg und zur Erhaltung der Versorgungssicherheit. Dies muss weiter begleitet werden mit den im Osterpaket gesetzten Zielen beim EE-Ausbau.“

„Der Biomasse und deren Nutzung wird bei der steuerbaren Erzeugung zukünftig eine wichtigere Rolle zu kommen. Die Biomasse-Potenziale sollten dennoch sorgsam gewählt werden, um Nachhaltigkeit zu gewährleisten.“

Auf die Frage, welche Folgen es hätte, wenn die Kraftwerksstrategie nicht bis 2030 umgesetzt werden kann:
„Die Kraftwerksstrategie mit dem Umbau in Richtung Wasserstoff und Langzeitspeicherung durch geologische Speicherung ist bei aktuellen Szenarien ([2] [3] [4]) ein wichtiges Kernelement beim Umbau in Richtung Treibhausgasneutralität. Bei der Absicherung von Dunkelflauten und der Dekarbonisierung der Industrie ist Wasserstoff eine ‚No-Regret‘-Maßnahme. Das Risiko einer Missachtung der Klimaschutzziele würde zu signifikanten negativen Auswirkungen des Klimawandels auf Lebensräume führen – national und global.“

Förderliche oder hinderliche Rahmenbedingungen

„Wichtig bei der Kraftwerksstrategie ist die integrierte und abgestimmte Planung von Strom, Erdgas und Wasserstoff-Infrastrukturen. Diese Planung umfasst Erzeugung, Import, Transport, Verteilung und Nutzung von Strom, Erdgas und Wasserstoff.“

„Dieser Ansatz ist bisher nur unzureichend – zum Beispiel nicht in Entwicklungsplänen –berücksichtigt worden und sollte ebenfalls noch Einzug in das KWSG erhalten.“

Angaben zu möglichen Interessenkonflikten

Prof. Dr. Christian Rehtanz: „Ich bin Mitglied im Beirat der RWE AG.“

PD Dr. Patrick Jochem: „Ich bin derzeit mit keinem Kraftwerksbetreiber (der potenziell hiervon profitieren könnte) finanziell in irgendeiner Weise verbunden.“

Prof. Dr. Michael Sterner: „Ich bin Mitglied im Nationalen Wasserstoffrat. Diese Tätigkeit ist ehrenamtlich. Ich sehe daher keinen Interessenkonflikt.“

Dr. Jochen Linßen: „Ich bestätige, dass es keine Interessenkonflikte bei mir gibt.“

Literaturstellen, die von den Expertinnen und Experten zitiert wurden

[1] Bundesnetzagentur (2023): Versorgungssicherheit Strom – Stand und Entwicklung der Versorgungssicherheit im Bereich der Versorgung mit Elektrizität. Bericht.

[2] Langfristszenarien. Wissenschaftliche Analysen zur Dekarbonisierung Deutschlands. Webseite des Projekts.
Ein Projekt vom Fraunhofer-Institut für System- und Innovationsforschung zusammen mit Consentec Gmbh, ifeu – Institut für Energie- und Umweltforschung Heidelberg GmbH und dem Lehrstuhl für Energie- und Ressourcenmanagement an der TU Berlin.

[3] Ariadne. Webseite des Projekts.
Ein Projekt von 27 Forschungseinrichtungen, in dem Optionen zur Gestaltung der Energiewende erforscht werden.

[4] Forschungszentrum Jülich: Energieperspektiven 2023. Meldung zur Präsentation des Projekts.

[5] Freitag A et al. (2024): A techno-economic analysis of future hydrogen reconversion technologies. International Journal of Hydrogen Energy. DOI: 10.1016/j.ijhydene.2024.06.164.

Literaturstellen, die vom SMC zitiert wurden

[I] Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz (05.07.2024): Auf dem Weg zur klimaneutralen Stromerzeugung: Grünes Licht für Kraftwerkssicherheitsgesetz. Pressemitteilung.

[II] Science Media Center (2023): Das erneuerbare Energiesystem – Ausblick auf die Kraftwerksstrategie. Data Report. Stand: 20.10.2023.