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Europa benötigt trotz seltener Dunkelflauten Reservekraftwerke
Stromlücke im Winter: Ein europäisches Netto-Null-Stromsystem kann in langen Phasen mit wenig Wind und Sonne trotz Batterien an Grenzen stoßen. Eine Modellstudie mit 80 Wetterjahren zeigt, dass selten genutzte Reservekraftwerke solche Spitzen auffangen könnten. Genau diese geringe Nutzung macht ihre Finanzierung jedoch schwierig, während nach der verwendeten Kostenmetrik etwa ein Drittel der jährlichen Stromkosten auf wenige Stressphasen entfällt.
Kongens Lyngby (Dänemark). Wind- und Solarstrom sind vom Wetter abhängig. Schwankt ihre Erzeugung nur für einige Stunden, können Stromnetze, Speicher und andere flexible Quellen die Unterschiede meist ausgleichen. Schwieriger wird es, wenn im Winter tagelang wenig Wind weht, die Sonne kaum Strom liefert und zugleich der Verbrauch steigt. Dann kann aus einer gewöhnlichen Schwankung ein Stresstest für das gesamte Stromsystem werden.
Forscher der Technical University of Denmark (DTU) um Aleksander Grochowicz haben nun untersucht, welche Wetterlagen ein weitgehend erneuerbares europäisches Stromsystem besonders stark belasten würden. Das Team nutzte das offene Energiesystemmodell PyPSA-Eur mit 90 räumlichen Knoten und stündlicher Auflösung. In das Modell flossen Wetterdaten aus 80 Jahren zwischen 1941 und 2021 ein. Für jedes Wetterjahr wurde ein kostenoptimiertes europäisches Netto-Null-Stromsystem berechnet.
Um kritische Phasen aufzuspüren, betrachteten die Forscher sogenannte systembestimmende Ereignisse. Dafür nutzten sie Schattenpreise aus dem Optimierungsmodell. Diese Kennwerte zeigen vereinfacht, wann zusätzliche Erzeugungs-, Speicher- oder Netzkapazität für das Modell besonders wertvoll wird. Sie sind dabei nicht mit tatsächlichen Börsenstrompreisen gleichzusetzen.
Die Analyse identifizierte 41 solcher Stressereignisse. Sie liegen zwischen November und Februar und treten im Modell im Mittel ungefähr alle zwei Jahre auf. Insgesamt betreffen sie nur rund ein Prozent aller untersuchten Stunden. Dennoch entfällt nach der verwendeten Kostenmetrik etwa ein Drittel der jährlichen Stromkosten auf solche Phasen. Während der Ereignisse sinkt der Anteil der Windkraft an der europäischen Erzeugung von rund 50 Prozent auf etwa 15 bis 30 Prozent. Gleichzeitig kann die Nettolast, also der Verbrauch abzüglich der Wind- und Solarstromerzeugung, auf bis zu 540 Gigawatt steigen.
„Wir verwenden häufig den deutschen Begriff Dunkelflaute, um diese Flauten zu beschreiben. Unter diesen Bedingungen fehlen uns vor allem Leistungskapazitäten, und wir haben Energie zur Verfügung, können sie aber nicht abrufen“, sagt Aleksander Grochowicz.
Besonders kritisch sind Kombinationen aus niedrigen Temperaturen und schwachem Wind. Das Modell zeigt zudem, dass der meteorologische Auslöser räumlich begrenzt sein kann, die Folgen im stark vernetzten europäischen Stromsystem aber weit darüber hinausreichen. Flexible Kraftwerke und Speicher werden dann über große Teile des Kontinents gleichzeitig stärker beansprucht.
Im Modell stehen zunächst rund 300 Gigawatt bereits vorhandener regelbarer Leistung aus Kernenergie, Biomasse, Wasserkraft und Pumpspeichern zur Verfügung. Zusätzlich werden je nach Wetterjahr 100 bis 230 Gigawatt Batterieleistung aufgebaut. Diese Speicher können tägliche Schwankungen wirksam abfedern und während kritischer Spitzen hohe Leistungen bereitstellen. Für mehrtägige Engpässe reicht ihre gespeicherte Energie jedoch nicht immer aus.
Deshalb baut das kostenoptimierte Modell für besonders schwierige Wetterjahre zusätzliche Reservekapazitäten auf. Im Basisszenario sind dies Brennstoffzellen mit Wasserstoffspeichern. Vergleichbare Aufgaben könnten nach Einschätzung der Autoren auch Wasserstoffturbinen oder andere flexibel einsetzbare Kraftwerke übernehmen. Das Auffällige ist ihre geringe Nutzung: Die Reserveanlagen erreichen im Mittel nur etwa vier Prozent Auslastung und laufen lediglich während weniger besonders kritischer Winterphasen mit hoher Leistung.
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