Stromnetze unter Druck: Wie Großbritannien die Energiewende stemmt

Moderne Stromnetze werden oft als die größten und komplexesten Maschinen der Welt beschrieben. Sie umfassen Dutzende oder sogar Hunderte von Generatoren, die im Tandem laufen, um Strom durch Tausende von Kilometern Kabel zu leiten und in Haushalte und Unternehmen zu speisen. In diesem weitläufigen und sich ständig verändernden Netzwerk müssen Angebot und Nachfrage nach Strom kontinuierlich aufeinander abgestimmt werden, damit Generatoren nicht den Takt verlieren und flächendeckende Stromausfälle ausgelöst werden – eine Aufgabe, die im Zeitalter kohlenstoffärmerer Elektrizität noch komplizierter wird.

Länder, die den Wandel hin zu erneuerbaren Energien anstreben, stehen vor der doppelten Herausforderung, die intermittierende Wind- und Solarenergie zu integrieren und mit einer steigenden Nachfrage beispielsweise durch Elektroautos und Wärmepumpen umzugehen. Das Ausmaß dieser Herausforderung wird durch Modellrechnungen des britischen Übertragungsnetzbetreibers deutlich: Demnach könnte die gesamte elektrische Erzeugungskapazität zwischen 2024 und 2050 um zwischen 206 und 245 Prozent steigen müssen, um sowohl die erwartete steigende Stromnachfrage als auch die Volatilität von Wind- und Solartechnologien zu bewältigen.

Während Ingenieure früher, um das System sekundengenau im Gleichgewicht zu halten, mit wenigen großen, träge laufenden Kohle- und Gaskraftwerken arbeiteten, müssen sie heute mit Hunderten von Windturbinen und Solarpanelen zurechtkommen, die über das Land verstreut sind und je nach Wetterlage oder Tageszeit anfällig für Lieferengpässe oder -überschüsse sind. Hinzu kommt als weitere Hochseilakrobatik die Verbreitung günstiger Dach-Solaranlagen, die für Netzbetreiber schwieriger zu überwachen und vorherzusagen sind. Dies bedeutet, dass der Stromfluss nun eine Einbahnstraße ist, die zwischen Kunden und dem Netz wechselseitig genutzt wird.

Elektrifizierung als doppelte Begründung

Neben dieser Veränderung der Herkunft von Strom soll das Netz zudem mit immer mehr Nachfrage belastet werden, da Regierungen die Menschen dazu ermutigen, Benzinautos und Gasheizkessel gegen Elektrofahrzeuge und Wärmepumpen zu tauschen. Die Begründung für diesen „Elektrifizierungs"-Shift ist zweifach: Zum einen sollen CO₂-Emissionen vermieden werden, die den Klimawandel verursachen, zum anderen die enormen Energiemengen, die verschwendet werden, wenn fossile Brennstoffe in Verbrennungsmotoren verbrannt werden.

Elektroautos sind laut International Energy Agency (IEA) etwa zwei- bis viermal effizienter als ihre fossil betriebenen Pendants, während Wärmepumpen etwa drei- bis fünfmal effizienter sind als Gasheizkessel. Diese Veränderungen bedeuten jedoch auch, dass Länder Wege entwickeln müssen, um Perioden mit zu viel oder zu wenig Sonne oder Wind zu überstehen, entweder durch Speicherung von Strom, Handel mit anderen Ländern oder indem sie Verbraucher dazu bringen, ihren Stromverbrauch an Zeiten anzupassen, die für das Netz am besten geeignet sind.

„Substanzielle Steigerungen der Flexibilität von Stromsystemen sind erforderlich, um eine sichere und kosteneffiziente Integration von Erzeugungs-, Last- und Speichertechnologien zu gewährleisten, die diese neue Ära charakterisieren", sagt die IEA. Wind- und Solarenergie unterscheiden sich neben ihrer Volatilität noch auf eine andere wichtige Weise von Öl-, Gas- und Kernkraftwerken. Die großen, schweren und schnell rotierenden Turbinen letzterer sind an die Frequenz des Netzes synchronisiert und speichern kinetische Energie, die als natürlicher Puffer bei Störungen an anderer Stelle im Netz wirken kann. Wind- und Solarfarmen hingegen verlassen sich auf ausgefeilte Ausrüstung wie Wechselrichter, um sich mit dem Rest des Systems zu verbinden, was sie potenziell anfälliger für Störungen macht.

Elektroautos als Puffer für das Netz

Wie könnten Stromnetze also mit diesen Herausforderungen umgehen? Sie erforschen eine Reihe von Taktiken, vom Einsatz der Batterien elektrischer Autos bis hin zu Methoden zur Energiespeicherung in Seen oder sogar in Druckluft. Wie viele Länder sieht Großbritannien seine wachsende Flotte an Elektroautos sowohl als Asset als auch als Belastung für das Netz – eine enorme Quelle der Nachfrage, die aber auch helfen kann, das Netzwerk auszugleichen, indem Strom bei Bedarf zurück ins Netz verkauft oder dann geladen wird, wenn er reichlich vorhanden ist.

Alex Schoch, Direktor für Flexibilität und Elektrifizierung bei Octopus Energy, dem größten britischen Haushaltsversorger, sagt, dass „Smart-Charging"-Vereinbarungen, bei denen das Auto des Besitzers automatisch zu Zeiten geladen wird, in denen Strom im Überfluss und günstig verfügbar ist, rasch Mainstream werden. „Die Elektrifizierung ist gut für die Geldbörse der Verbraucher", sagt er. Gleichzeitig seien 22 EV-Modelle, die dieses Jahr in Produktion sind, in der Lage, Strom zurück an das Netz zu verkaufen, so IEA-Zahlen, darunter 13 in Europa.

Es gibt Gründe, bezüglich der Aussichten für „bidirektionales Laden" vorsichtig zu sein, angefangen von Kosten und Kapazitäten der Stromnetze bis hin zu den Schwierigkeiten, technische Standards zu vereinbaren. Doch Schoch argumentiert, es sei nicht unrealistisch anzunehmen, dass bis 2030 zwei Millionen britische Autos Strom zurück an das Netz verkaufen könnten. Bei einer Exportrate von fünf Kilowatt pro Fahrzeug entspräche dies insgesamt mehreren Atomkraftwerken. „Was konstant unterschätzt wird, ist das Tempo der Verbraucherakzeptanz und das Tempo des Wandels", sagt Schoch. „Wenn man nicht wirklich vorausdenkt und fünf Schritte ahead schaut, wird man immer unvorbereitet erwischt."

Das intelligente Laden von Elektroautos ist Teil eines breiteren Pushs in Richtung „nachfrageseitiger Flexibilität", den der britische Übertragungsnetzbetreiber bis 2030 im Vergleich zu den Niveaus von 2024 etwa verfünffachen möchte. Dies ist eine hohe Anforderung, die eine weitaus größere Akzeptanz von zeitabhängigen Tarifen und Smart Metern erfordert, um Verbraucher dazu zu animieren, beispielsweise am Sonntag die Wäsche zu machen oder eine Wärmepumpe kurz vor der Heimkehr abzuschalten.

Die Ziele könnten auch dadurch unterstützt werden, dass große Nutzer wie Rechenzentren und Fabriken die frustrierend langen Wartezeiten, um einen größeren Anschluss an das Stromnetz zu erhalten, umgehen, indem sie die Menge des Stroms, den sie aus dem Netz beziehen, zu Zeiten senken, in denen die nationale Nachfrage am höchsten ist. „Wir sehen, dass sie [industrielle Nutzer] beginnen, Flexibilität als Weg zur Lösung dieses Problems zu betrachten", sagt Anna Moss, Leiterin der Marktflexibilität bei Cornwall Insight, der Beratungsagentur.

Batterien und neue Speichertechnologien

Der Fokus auf Verbraucher fällt zusammen mit den sinkenden Kosten für Lithium-Ionen-Batterien – bedingt durch massive Produktionskapazitäten in China –, was bedeutet, dass sie in weit größerem Maßstab gebaut werden und Strom über längere Zeiträume abgeben können. Weltweit sind Batterien laut IEA die am schnellsten wachsende Elektrotechnologie, während Batterien im Juni dieses Jahres den Großteil der geplanten Projekte stellten, die vorläufig in einem Wettbewerb der britischen Regulierungsbehörde Ofgem für „Langzeitspeicher" ausgewählt wurden – fähig, Strom für acht Stunden oder länger mit voller Leistung abzugeben.

Großbritannien hat derzeit fast acht Gigawatt an verfügbaren Batterien, die meisten davon können zwei Stunden lang mit voller Rate entladen werden, doch erwartet Aurora Energy Research, dass die installierte Batteriekapazität in den nächsten fünf Jahren mehr als verdoppelt wird und die Entladedauer zunehmen wird. „Große börsennotierte Portfolios rüsten ihre Dauer hoch", sagt Victor Yip, Senior Associate bei Aurora Energy Research.

Doch Großbritannien setzt auch auf andere Arten der Energiespeicherung. Dazu gehören Technologien, die Änderungen in Wasserflüssen oder Luftdruck nutzen, um eine elektrische Turbine anzutreiben. Ofgem hat vorläufig das erste neue Wasserkraftprojekt seit einer Generation unterstützt, einschließlich des vorgeschlagenen Coire Glas-Projekts von SSE Renewables neben dem Loch Lochy in Schottland, das in der Lage sein würde, 1,4 GW Strom für 32 Stunden am Stück zu liefern. Der Prozess ist ansprechend einfach: Wenn Strom günstiger ist, pumpt SSE Wasser aus einem Reservoir in ein höher gelegenes Reservoir, wo es bereitsteht, wieder abgelassen zu werden, wenn die Preise höher sind. Solche „Pumpspeicher"-Projekte funktionieren gut im Zusammenspiel mit intermittierenden Erneuerbaren, und SSE hat die Option, ihr hydroelektrisches Werk Sloy neben dem Loch Lomond auf dieselbe Weise umzurüsten.

Ofgem hat auch ein relativ kleines Projekt unterstützt, das von Storelectrics in Teesside, Nordostengland, geplant ist. Dieses würde Strom speichern, indem er zur Kompression von Luft verwendet wird, wobei die komprimierte Luft in einem Salzstock gespeichert und bei Bedarf freigegeben wird, um eine Turbine anzutreiben. Auf der anderen Seite des Landes baut Highview Power in Greater Manchester ein Kraftwerk, das Luft in komprimierter und gekühlter flüssiger Form speichern wird. Prozesse wie diese sind weniger effizient als moderne Lithium-Ionen-Batterien, aber ihre Entwicklung spiegelt das enorme Interesse wider, Strom über längere Zeiträume zu speichern.

Ofgem hat jetzt einen Wettbewerb für „ultra-langfristige" Speicherprojekte ausgeschrieben, die in der Lage sind, Strom für 100 Stunden oder mehr am Stück zu liefern. Dabei wird wahrscheinlich die Machbarkeit der Speicherung von Wasserstoff geprüft, der durch Elektrolyse mit überschüssigem Strom erzeugt wird, wenn es windig oder sonnig ist, und tief unter der Erde gelagert wird. Die Durchführung im großen Maßstab ist jedoch aufgrund der hohen Kosten der Wasserstoffherstellung und der schlechten Effizienz bei der Nutzung zur Stromspeicherung in Frage gestellt.

Interconnectors und die Grenzen des Handels

Neben der Speicherung von Strom verlässt sich Großbritannien stark auf ein wachsendes Netz riesiger Stromkabel, bekannt als Interconnectors, zum Kontinent, damit es anderen Ländern überschüssigen Strom verkaufen kann, wenn es in Großbritannien sehr sonnig und windig ist, und umgekehrt, wenn dies nicht der Fall ist. Da das Wetter und die Tageslichtstunden in Nachbarländern oft nicht allzu unterschiedlich sind, gibt es Grenzen für diesen Ansatz.

Dies zeigte sich bereits im Sommer, als der National Electricity System Operator (NESO) gezwungen war, Exporte in die Niederlande während einer Nacht mit niedrigem Wind und hohen Temperaturen im Juni abrupt zu stoppen, und Händler wiederholt aufforderte, keine Trades auf bestimmten Kabeln unter ähnlichen Bedingungen im Juli zu buchen. Doch die Kabel bieten weiterhin entscheidende Flexibilität, während Großbritannien auf ein neues Stromsystem umstellt. Im Jahr 2025 beliefen sich die Nettoimporte auf 29,7 Terawattstunden, was etwas mehr als 9 Prozent der gesamten Stromnachfrage entspricht, während NESO gesagt hat, dass das Land bis 2030 Nettoexporteur von Strom sein sollte.

Von dem enormen Anstieg der Stromerzeugung, den die Modellrechnungen von NESO nahelegen, müsste knapp ein Drittel entweder Speicher oder „dispatchable" sein – was bedeutet, dass es die Ausgabe auf Anfrage schnell erhöhen oder verringern kann, um Wind- und Solarkraft auszugleichen, wenn sich das Wetter ändert. Der enorme Bedarf an neuer Infrastruktur entsteht inmitten von Bedenken über hohe Stromrechnungen und Verzögerungen bei großen Stromkabelprojekten.

„Es werden gute Fortschritte gemacht, aber das Ausmaß der Herausforderung sollte nicht unterschätzt werden", sagt Sam Peacock, Managing Director für Regulierung und Politik bei SSE. „Großbritannien erhöht die erneuerbare Erzeugung rasch, und Investitionen in Speicher, Netze und Systemflexibilität müssen Schritt halten."

Für deutsche Anleger und Energieexperten ist die britische Entwicklung ein Lehrstück: Sie zeigt, wie eng der Ausbau erneuerbarer Energien mit dem Umbau der Netze, dem Aufbau von Speicherkapazitäten und der Schaffung flexibler Nachfragemechanismen verzahnt ist. Ohne diese drei Säulen droht der Wandel hin zu einer kohlenstoffärmeren Stromversorgung ins Stocken zu geraten.