Europas Stromsystem setzt auf erneuerbare Energien und Speichertechnologien
Janez Grošelj von Alfi Renewables erwartet, dass Europas Stromversorgung künftig auf einer Kombination aus Solarkraftwerken mit Speichern, Windkraftanlagen, eigenständigen Batteriespeichern, bestehenden Kernkraftwerken und Wasserkraftwerken beruht.
Das nichtfossile Segment, also erneuerbare Energien und Kernkraft, kann nach einigen Schätzungen 90 bis 92 Prozent des europäischen Strombedarfs decken, sagt Grošelj, Direktor von Alfi Renewables. Den verbleibenden Anteil sollen Gaskraftwerke liefern, die künftig auch synthetisches Gas einsetzen könnten.
Investitionen in der Region
Alfi Renewables investiert intensiv in Projekte für erneuerbare Energien. Das Unternehmen konzentriert sich vor allem auf Märkte, die dem Ausbau erneuerbarer Energien offen gegenüberstehen. Vor Kurzem startete Alfi Renewables eine Investition von 120 Millionen Euro in ein Solarkraftwerk mit Speicher in Rumänien.
Es handelt sich um die bislang größte Solar-Investition des Unternehmens. Geplant sind Photovoltaikanlagen mit einer Leistung von 126 Megawatt sowie ein Batteriespeicher mit 90 Megawatt. Alle Projekte werden ohne Subventionen und für den Markt umgesetzt. Das Unternehmen zielt dabei auf größere Anlagen mit 50 bis 150 Megawatt.
Vor dem Projekt in Rumänien errichtete Alfi Renewables den Windpark Krivača in Serbien mit einer installierten Leistung von 100 Megawatt. Zudem baute das Unternehmen im serbischen Aleksinac ein Solarkraftwerk mit 16 Megawatt Leistung.
Nach Einschätzung von Grošelj benötigen größere Solarkraftwerke mit einer Leistung von mehr als einigen Megawatt schon seit Längerem keine Subventionen mehr. Die Wirtschaftlichkeit hängt heute vor allem von den Anschlusskosten und den Kosten für die Flächenpacht ab.
Kosten für das gesamte Energiesystem
Entscheidend ist jedoch nicht allein die Investition in Solarkraftwerke und Batteriespeicher. Für die Bewertung der tatsächlichen Kosten muss das gesamte Energiesystem betrachtet werden. Werden auch Investitionen in die Netze berücksichtigt, verändert sich die Rechnung deutlich. Grošelj verweist dabei auf den Indikator SLCOE, also die systemischen nivellierten Stromkosten.
Dieser Ansatz erweitert den klassischen LCOE-Indikator, die levelised cost of energy oder nivellierten Stromgestehungskosten. Während LCOE lediglich die Bau- und Betriebskosten eines einzelnen Kraftwerks misst und daraus den Preis einer Megawattstunde Strom aus dieser Anlage ableitet, erfasst SLCOE auch die Kosten, die ein Energieträger im gesamten System verursacht.
Dazu zählen Ausgleichskosten, die entstehen, da Sonne und Wind nicht jederzeit Strom liefern. Das Energiesystem benötigt deshalb Reservequellen wie Gaskraftwerke oder Batteriespeicher. Diese Absicherung verursacht zusätzliche Kosten.
Hinzu kommen Flexibilitätskosten. Sie entstehen, wenn konventionelle Kraftwerke ihre Leistung kurzfristig verändern müssen, um Schwankungen bei erneuerbaren Energien auszugleichen. Der Vergleich der SLCOE ist daher zentral, sagt Grošelj. Der klassische LCOE begünstige erneuerbare Energien, da er Kosten ausblende, die in Zeiten ohne Sonneneinstrahlung oder ausreichenden Wind entstehen.
Was der Vergleich zeigt
„Hybride Systeme, also Solar- oder Windkraftwerke in Verbindung mit Batteriespeichern, sind zum neuen Standard geworden. Eine Investition in reine Photovoltaik ist auf dem Papier zwar die günstigste Stromquelle. Die Systemkosten steigen jedoch schnell, wenn der Anteil erneuerbarer Energien im Netz zunimmt“, sagt Grošelj.
Batteriespeicher erhöhen zwar die Anfangsinvestition, senken aber die Kosten für den Netzausgleich erheblich. Nach Einschätzung von Grošelj sind hybride Systeme im Jahr 2026 bereits vollständig wettbewerbsfähig mit Gas.
Ein neues Kernkraftwerk wie JEK 2, etwa mit einem AP1000- oder EPR-Reaktor, verursacht wegen der teuren Bauphase hohe Anfangskosten. Zugleich fallen die zusätzlichen Systemkosten gering aus, da Kernkraftwerke stetig produzieren und den Bedarf an neuen Stromleitungen verringern können, etwa für die Übertragung von Strom aus weit entfernten Windparks.
Über lange Zeiträume von 60 Jahren und mehr zählen die systemischen Kosten der Kernenergie häufig zu den stabilsten, erklärt Grošelj. Gas gilt dagegen heute vor allem als Reserve-Technologie. Die Systemkosten von Gaskraftwerken hängen in diesem Jahr stark vom Erdgaspreis und von den Kosten der Emissionszertifikate ab.
Die niedrigsten Systemkosten
Bei CO2-Zertifikaten von mehr als 100 Euro je Tonne wird Gas nach Grošeljs Einschätzung zur teuersten Option. Eine Ausnahme sieht er nur dort, wo kostspielige Technologien zur CO2-Abscheidung eingesetzt werden.
„Bei den niedrigsten Systemkosten setzen sich heute hybride Projekte aus Windkraft oder Photovoltaik in Verbindung mit Batteriespeichern an Standorten mit hoher Ausbeute durch“, sagt Grošelj. Seine Berechnungen beruhen auf aktuellen Berichten, Studien und Prognosen, die im Energiesektor als Referenz gelten.
Der Bericht Levelized Cost of Energy + des Unternehmens Lazard gilt als wichtiger Maßstab für den Kostenvergleich verschiedener Energiequellen. Er bestätigt laut Grošelj, dass hybride Systeme aus Solarstrom und Speichern in vielen Regionen günstiger werden als der Betrieb bereits bestehender Gaskraftwerke.
Die Studie „Levelized Cost of Electricity“ des Fraunhofer ISE kommt zu dem Ergebnis, dass hybride Photovoltaiksysteme konventionelle Energiequellen aus Kostensicht überholt haben. Zugleich verweist die Studie auf hohe Kosten für den Systemausgleich, wenn der Windanteil sehr groß wird. Die SLCOE Study der Aalborg University, die diese Kennzahl eingeführt und verbreitet hat, stellt fest, dass Kernenergie auf Systemebene wettbewerbsfähig bleibt, sofern die gesamte Netzstabilität berücksichtigt wird.
Das Konzept Energetik 2.0
Das Konzept einer neuen Energiewirtschaft, das manche als Energetik 2.0 bezeichnen, wird in Europa nach Einschätzung von Grošelj auf einer breiten Mischung beruhen. Dazu zählen Solarkraftwerke mit Speichern, Windkraftwerke, eigenständige Speicher, bestehende Kernkraftwerke und Wasserkraftwerke.
„Beim LCOE liegen Photovoltaik mit Speichern und Windenergie in Europa inzwischen unter 80 Euro je Megawattstunde. Das ist deutlich weniger als die Kosten neuer Kern- oder Gaskraftwerke. Der LCOE von Windkraftanlagen an Land bewegt sich zwischen 40 und 70 Euro je Megawattstunde“, sagt Grošelj.
Kostensteigernd wirken dabei vor allem höhere Zinsen sowie langwierige Planungs- und Genehmigungsverfahren. Bei hybriden Systemen aus Solarmodulen und Vier-Stunden-Batterien liegen die Kosten nach Grošeljs Angaben zwischen 55 und 85 Euro je Megawattstunde, abhängig von der Sonneneinstrahlung.
Im Jahr 2025 seien die Kosten für Speicher um etwa 27 Prozent gesunken. Dadurch hätten sich hybride Systeme weiter verbilligt. Der Abwärtstrend setze sich offenbar fort, sagt Grošelj.
Die wichtigsten Hürden für Investitionen
Die größten Investitionshürden unterscheiden sich je nach Technologie. Bei der Windkraft sind es vor allem Standort- und Genehmigungsverfahren. Bei neuen Kernkraftwerken ist die extrem hohe Anfangsinvestition das zentrale Problem.
Bei Gaskraftwerken belasten Importabhängigkeit und schwankende Gaspreise die Wirtschaftlichkeit. Bei Kohlekraftwerken kommen hohe Kosten für Emissionszertifikate hinzu.
Diese Faktoren verändern die Bewertung einzelner Technologien. Nicht allein die reinen Erzeugungskosten entscheiden über ihre Rolle im Stromsystem, sondern auch ihr Beitrag zu Versorgungssicherheit, Flexibilität und Netzstabilität.
Energiesystem als flexible Mischung
„Auf den Märkten, in denen wir investieren, etwa in Rumänien, ist das Bewusstsein stark ausgeprägt, dass Zeit und Geschwindigkeit bei der Integration möglichst vieler hybrider Systeme entscheidend sind. Deshalb wurde die Gesetzgebung angepasst, um privates Kapital anzuziehen, das nun in erheblichem Umfang investiert“, sagt Grošelj.
Mit dem Rückgang der Batteriekosten habe die Hybridisierung von Projekten die Position erneuerbarer Energien grundlegend verändert. Das gelte vor allem für Solarkraftwerke, zunehmend aber auch für Windkraftwerke.
Reine Solarkraftwerke waren bisher stark von sinkenden Marktpreisen in Zeiten hoher Einspeisung betroffen. Dieses Phänomen wird häufig als duck curve bezeichnet. Bei hybriden Projekten lässt sich das Produktionsprofil dagegen besser an den Verbrauch anpassen. Dadurch folgt die Stromerzeugung stärker der Logik des Absatzmarktes.
„Das gesamte Energiesystem 2.0 muss als flexible Mischung verstanden werden. Wasserkraftwerke erreichen ihre höchsten Wasserstände in den regenreichen Phasen des frühen Frühjahrs und des späten Herbstes. Wind weht im Winter und nachts am stärksten. Die Sonne hat dagegen ein klares Tagesprofil, mit der höchsten Produktion vom späten Frühjahr bis zur Mitte des Herbstes“, sagt Grošelj.
In Verbindung mit Batteriesystemen könne die Produktion im Tagesverlauf besser an den Verbrauch angepasst werden. Als Beispiel nennt Grošelj Dänemark, wo im Vormonat der gesamte Stromverbrauch ausschließlich durch erneuerbare Energien gedeckt worden sei.
Sloweniens Energiemix in fünf Jahren
Wie wird sich nach seiner Einschätzung der Energiemix Sloweniens in den kommenden fünf Jahren entwickeln? Grošelj rechnet nicht mit einem grundlegenden Wandel, sofern die Verfahren für Standortplanung und Genehmigung nicht zumindest vorübergehend erleichtert werden.
„Leider wird sich der Energiemix nicht wesentlich vom heutigen unterscheiden, sofern die Standortverfahren nicht zumindest vorübergehend gelockert werden. In diesem Fall könnten mehrere Gigawatt Solarkraftwerke mit Speichern installiert werden“, sagt Grošelj.
Andernfalls werde in gut fünf Jahren ein Kraftwerksportfolio mit rund einem Gigawatt Leistung verfügbar sein. Dieses Portfolio baut Alfi Green derzeit in Rumänien, Kroatien und Serbien auf. Nach Grošeljs Einschätzung könnten auch heimische Energieunternehmen diese Kapazitäten erwerben.
