No Country for Cold Men

Der folgende Beitrag ist eine leicht editierte Übersetzung des englischsprachigen Originals, das auf Euractiv.com veröffentlicht wurde. Der Hauptautor war Michael Hogan von RAP.

Die diesjährigen Winterstürme führten zu Bedingungen, die möglicherweise seit 100 Jahren nicht mehr erreicht wurden. So wurden an 50 Orten in 11 Staaten des Mittleren Westens der USA zwischen dem 11. und 16. Februar 2021 die niedrigsten jemals aufgezeichneten Temperaturen gemessen. Solche Bedingungen werden in Zukunft aufgrund des Klimawandels mit hoher Wahrscheinlichkeit häufiger auftreten. Nichtsdestotrotz sind bereits in den letzten 25 Jahren Ausnahmesituationen im US-amerikanischen Stromnetz mehrfach aufgetreten, diese waren jedoch größtenteils auf Wetterereignisse zurückzuführen, die deutlich besser vorhersehbar waren als die jüngste Kaltfront.

Infolge der Tiefsttemperaturen kletterte die texanische Stromnachfrage am 14. und 15.2.2021 auf einen Spitzenwert von über 74 Gigawatt – verglichen mit einer typischen Winterspitze von etwa 55 Gigawatt. Das "extreme" Planungsszenario des texanischen Systembetreibers ERCOT ging von 67,2 Gigawatt aus, basierend auf dem letzten "extremen" Winterereignis im Februar 2011. 74 Gigawatt sind im Winter also bis vor kurzem unvorstellbar im texanischen Winter gewesen – sie sind allerdings typisch für die Lastspitzen im Sommer, die von ERCOT zuverlässig abgedeckt werden. Entsprechend meldeten die Stromnetzagenturen (einschließlich der North American Electric Reliability Corporation – vergleichbar mit ACER) vor der Wintersaison 2020/2021 eine ausreichende Menge an verfügbaren Kraftwerken, um den "extremen" Planungsfall ERCOTs von 67,2 Gigawatt zu bedienen. Das Problem: Bereits ein Großteil dieser planmäßig vorgesehenen Kraftwerke war während der aktuellen Spitzenlastsituation nicht verfügbar.

Warum? Der Ausfall von Kraftwerken ist zwar der sichtbarste und dennoch am häufigsten falsch dargestellte Aspekt der texanischen Strommarkttragödie. Die relevante Grundlage ist der Versorgungssicherheitsplan, den ERCOT entwickelt hatte. Windkapazitäten machten nur einen kleinen Teil dieses Plans aus (2 Gigawatt im "extremen" Szenario). Und obwohl es vereinzelt auch Probleme mit eingefrorenen Windturbinen gab, betrug der Fehlbetrag von Windkraft gegenüber dem Planungswert im Durchschnitt nur etwa 2 bis 3 Gigawatt. In fast allen Stunden übertraf die tatsächliche Windstromerzeugung die Annahmen im "extremen Ausfalls“-Szenario von ERCOT sogar. Damit wird deutlich, dass die Ausfälle der vermeintlich zuverlässigen fossilen Kraftwerke das Problem waren. Der ERCOT-Ressourcenplan enthielt etwa 74 Gigawatt thermische Erzeugung (57,7 Gigawatt im "extremen" Szenario); am 15. Februar waren jedoch nur etwa 42 Gigawatt verfügbar. Die Stromerzeugung aus Kohle lag bei 60 Prozent der geplanten Kapazität. Eines der vier Kernkraftwerke des Bundesstaates ging nach wenigen Stunden vom Netz, vermutlich aufgrund eines unzureichenden Frostschutzes, und kehrte erst nach dem Ende der extremen Kälte zur vollen Leistung zurück. Gaskraftwerke machten 55 Gigawatt der geplanten Ressourcen aus, aber nur 31 Gigawatt waren am 15. Februar verfügbar (zum Vergleich: für einen solchen Rückgang müssten in Deutschland sämtliche Gaskraftwerke auf einmal ausfallen). Gaskraftwerke waren entsprechend für 80 Prozent des Fehlbetrags verantwortlich.

Unklar ist, wie viele Gaskraftwerke aufgrund eingefrorener Anlagen nicht verfügbar waren und welcher Ausfall auf Probleme bei der Brennstoffversorgung zurückzuführen ist. Jedenfalls war die eingefrorene Gasinfrastruktur ein wichtiger Faktor. Die nordamerikanische Gasproduktion fiel während des Wintersturms um 21 Prozent und die Produktion in Texas um 45 Prozent ab – zu einer Zeit, in der die Gaslieferungen an Endkundinnen und -kunden einen Rekordwert verzeichneten. Die Bohrlöcher, Pipelines und Aufbereitungsanlagen an der Golfküste und im Westen von Texas, die wesentlichen Lieferquellen für texanische Gaskraftwerke, sind auf solche klimatischen Extrembedingungen nicht vorbereitet, wenig reguliert und liegen außerhalb der Zuständigkeit von ERCOT oder der texanischen Regulierungsbehörden.

Zusätzlich zu den Stromausfällen, der Kälte in ihren Häusern und dem Leid das viele Menschen in und außerhalb von Texas ertragen mussten, gab es auch starke finanzielle Auswirkungen. Es gab etliche Medienberichte über Haushalte, die mit horrenden Stromrechnungen konfrontiert wurden. Allerdings sind die meisten texanischen Verbraucherinnen und Verbraucher durch längerfristige Lieferverträge abgesichert. Deutlich katastrophaler werden die Auswirkungen auf viele Stromversorger sein. Auch einige Kraftwerksbetreiber könnten vor dem Ruin stehen. Versorger, die ihre vertraglichen Lieferverpflichtungen teilweise oder ausschließlich durch Zukäufe am Kurzfristmarkt abdecken mussten, haben aufgrund der hohen Börsenstrompreise binnen weniger Tage Millionenverluste erlitten.

Welche Lehren müssen aus der texanischen Tragödie gezogen werden?

Ein Kapazitätsmarkt für ERCOT hätte die Tragödie ganz sicher nicht verhindert. Wie der Fall des PJM-Markts (im Osten der USA) während des Polarwirbels 2014 bereits gezeigt hat, hätte ein Kapazitätsmarkt die extremen Wetterereignisse ebenso wenig vorhersehen können wie die derzeitigen Regelungen in Texas. Warum nicht? Ein Kapazitätsmarkt kann zwar Lastabschaltungen unter einem Planungswert halten, würde aber Extremsituationen wie in Texas, also das gemeinsame Auftreten von überdurchschnittlich hohen Kraftwerksausfällen und unerwartet hohen Spitzenlasten, nicht abdecken. ERCOTs Ziel-Reservemarge von 13,75 Prozent hat ausgereicht um vergleichbare Sommerspitzen von 74 Gigawatt zuverlässig zu bedienen. Deutlich wird auch, dass Erneuerbare Energien kein Problem darstellten – die Variabilität von Windkraft war in den Versorgungssicherheitsstrategien realistisch eingeplant.

Folgende Lehren liefern die Ereignisse, welche auch über Texas hinaus gültig sind:

1) Texas rangiert unter den US-Bundesstaaten auf Platz 29 bei der Energieeffizienz. Hohe Energieeffizienzstandards und effiziente Heizsysteme reduzieren zum einen den Energiebedarf bei Extremereignissen und verlangsamen zum anderen die Geschwindigkeit, mit der Häuser unbewohnbar werden.

2) Texas kann Erfolge bei der Bereitstellung flexibler Nachfrage verzeichnen. Diese trägt in den Sommermonaten wesentlich zur Versorgungssicherheit bei. Aber das extreme Winterwetter hat die Grenzen eines Großteils der flexiblen Nachfrage – nämlich Klimaanlagen – aufgezeigt, bei kalten Temperaturen auf eine Angebotsverknappung zu reagieren. Flexibilität in der Stromnachfrage muss also nicht nur in den Sommer-, sondern auch in den Wintermonaten sichergestellt werden.

3) Der ERCOT-Markt ist darauf ausgelegt, dass gesicherte Reserven durch einen administrativen Knappheitspreismechanismus (die sogenannte Operating Reserve Demand Curve, ORDC) bezahlt werden. Dieser Mechanismus ist sehr effektiv bei der Mobilisierung von Maßnahmen und Investitionen zur Bewältigung extremer Lastbedingungen. Doch ab einem bestimmten Punkt sind die angebots- und nachfrageseitigen Maßnahmen, die durch Knappheitspreise gefördert werden sollen, weitgehend ausgeschöpft: Ab dann ist der Knappheitspreismechanismus nur noch schmerzhaft für die Versorger, ohne dass am Markt kurzfristig mehr Leistung zur Verfügung gestellt werden kann. Ein „Schutzschalter“ wie in Australien könnte die Funktionalität der ORDC erhalten und gleichzeitig ungewollte finanzielle Folgen vermeiden.

4) Genauso wie Kapazitätsmärkte auf eine genaue Bilanzierung zuverlässiger Kapazitäten angewiesen sind, gilt dies auch für den ERCOT-ORDC-Mechanismus; Regulierungsbehörden müssen klare Standards festlegen, was als zuverlässige Kapazität gilt (wie in diesem Vorschlag von der North American Electric Reliability Corporation). Darüber hinaus sollte die Versorgungssicherheitsplanung ihre Extremszenarien an die Auswirkungen des Klimawandels anpassen.

5) Grundsätzlich handelt es sich in Texas um eine Ausnahmesituation, in der viele unerwartete Faktoren zusammenkamen. Dafür sind Strommärkte – egal welchen Designs, ob liberalisiert oder nicht, ob mit Kapazitätsmarkt oder ohne – in der Regel nicht ausgelegt. Eine großzügigere Auslegung der Kapazitätsreserve ermöglicht eine kosteneffiziente Zusatzabsicherung über die in Texas implementierte ORDC hinaus. Das Überdimensionieren eines marktweiten Kapazitätsmechanismus wäre jedoch keine kosteneffiziente Lösung.

6) Die hohe Abhängigkeit von der Gaserzeugung in Stromsystemen wie in Texas erfordert entweder eine stärkere Regulierung der vorgelagerten Gasindustrie oder eine Diversifizierung durch Maßnahmen wie die Dual-Fuel-Fähigkeit von Kraftwerken mit Flüssigbrennstofflagerung vor Ort.

7) ERCOT ist elektrisch vom US-amerikanischen Stromnetz isoliert. Es lohnt sich, die Vorteile einer stärkeren Verknüpfung mit den östlichen und westlichen Verbundnetzen der USA zu untersuchen. Auch wenn für dieses spezielle Ereignis nicht klar ist, wie hilfreich eine stärkere Integration gewesen wäre, bei tendenziell ebenso hohen Belastungen von benachbarten Netzen. Mit einem Stromverbundsystem entstehen jedoch grundsätzlich vorteilhafte geographische Ausgleicheffekte. Europa profitiert stark von der Vernetzung. Für die Windenergie ergeben sich zum Beispiel Vorteile durch die Marktintegration von Ländern mit unterschiedlichen Wetterregimen: Die geographischen Ausgleichseffekte verringern den Flexibilitätsbedarf und erhöhen die Versorgungssicherheit.

Zur Person
Mike Hogan ist Senior Advisor bei RAP, wo er an Fragen des Strommarktdesigns, der Integration einer kohlenstoffarmen Versorgung, der Systemplanung und der Nachfragereduzierung arbeitet. Er teilt seine Zeit zwischen den RAP-Teams in den USA und Europa auf. Zuvor leitete er Programme zur Förderung der vollständigen Dekarbonisierung der europäischen Energieversorgung für die European Climate Foundation mit Sitz in Den Haag.