Hitze, Niedrigwasser und Überflutungen werden für Energieversorger vom Ausnahmefall zum Planungsfaktor. EnBW hat deshalb mehr als 2.000 Standorte bis zum Jahr 2100 untersucht und will die Ergebnisse in Kraftwerks- und Netzprojekte übersetzen. Für die deutsche Energiewirtschaft zeigt das Vorhaben, wie eng Versorgungssicherheit und Anpassung an ein verändertes Klima inzwischen zusammenhängen.
Die Untersuchung umfasst nach Unternehmensangaben 15 Risikokategorien und rund 45.000 Datenpunkte. Grundlage sind anerkannte IPCC-Szenarien, die mit der Empfindlichkeit einzelner Anlagen verknüpft werden. Das Unternehmen gibt an, die verwendete Methodik sei extern geprüft worden. Vereinfacht gesagt prüft die Klimamodellierung nicht nur, wo Hitze oder Hochwasser wahrscheinlicher werden, sondern auch, welche Technik an einem Standort besonders anfällig ist. Aus dieser Kombination entsteht eine Risikobewertung, die Investitionen priorisieren und Wartungspläne verändern kann. Die Klimaanpassung bei EnBW wird damit zu einer betriebswirtschaftlichen Aufgabe, weil Ausfälle, Leistungsbeschränkungen und kurzfristige Reparaturen erhebliche Kosten verursachen können.
Hitze trifft vor allem die empfindlichen Knoten der Stromnetze
Als besonders betroffen gelten Umspannwerke, die Strom zwischen verschiedenen Spannungsebenen übertragen und damit zu den zentralen Knoten des Netzes zählen. Steigende Außentemperaturen belasten Transformatoren, Schaltanlagen und die Steuerungstechnik und können die verfügbare Leistung einzelner Komponenten begrenzen. EnBW nennt keine Rangliste einzelner Standorte, kommt aber für das gesamte Portfolio zu dem Ergebnis, dass thermische Belastungen zunehmen. Für klimaresiliente Stromnetze reicht es deshalb nicht, nur neue Leitungen zu bauen. Auch Kühlung, Materialauswahl, Überwachung und die Auslegung technischer Komponenten müssen an höhere Temperaturspitzen angepasst werden.
An den neuen Standorten Schelklingen und Steinsfurth sollen Anlagen nach Angaben des Unternehmens für Temperaturen von bis zu 45 Grad Celsius ausgelegt sein. Separate Kühlkonzepte schützen dort die sogenannte Sekundärtechnik, also Steuerungs-, Mess- und Schutzsysteme, ohne die ein Umspannwerk nicht sicher betrieben werden kann. Hinzu kommen Kontrollen zur Flutvorsorge und Netzreserven, durch die bei einem Ausfall ein anderes Betriebsmittel übernehmen soll. Solche Redundanzen sind teuer, senken aber das Risiko größerer Unterbrechungen. Gerade für die Energienetze in Baden-Württemberg ist diese Vorsorge relevant, weil Industrie, Verkehr und Wärmeversorgung mit der Elektrifizierung stärker vom Stromsystem abhängig werden.
Kraftwerke müssen auch bei warmen Flüssen verfügbar bleiben
Der zweite Schwerpunkt liegt auf Kraftwerken, deren Betrieb häufig von Kühlwasser und damit von Pegelständen und Flusstemperaturen abhängt. Bei Hitze und Niedrigwasser können Umweltauflagen die Wasserentnahme begrenzen oder die Leistung reduzieren, damit Gewässer nicht zusätzlich erwärmt werden. EnBW verweist auf neue wasserstofffähige Gaskraftwerke, die mit Kreislaufkühlung arbeiten sollen. Dabei wird Kühlwasser weitgehend im System geführt, statt fortlaufend große Mengen aus einem Fluss zu entnehmen. Das mindert die Abhängigkeit vom aktuellen Wasserstand, beseitigt aber weder den Energiebedarf der Kühlung noch sämtliche Risiken extremer Wetterlagen.
Strategisch setzt der Konzern damit auf ein Zusammenspiel aus erneuerbaren Energien und steuerbaren Kraftwerken. Wind- und Solaranlagen sollen den größten Teil des Stroms liefern, während konventionelle Anlagen einspringen, wenn das Angebot wetterbedingt nicht ausreicht. Diese Logik ist für die deutsche Energiewirtschaft zentral, weil der Ausbau schwankender Erzeugung gleichzeitig flexible und verlässlich verfügbare Leistung erfordert. Wasserstofffähigkeit bedeutet dabei zunächst, dass Anlagen technisch für eine spätere Umstellung vorbereitet werden. Ob und wann ausreichend klimaarmer Wasserstoff verfügbar ist, entscheidet sich jedoch an Netzen, Importen, Preisen und Regulierung und nicht allein an der Konstruktion des Kraftwerks.
Klimarisiken verändern die Investitionslogik der Versorger
Die Ergebnisse sollen bereits in die Netzplanung einfließen, ab 2027 will EnBW weitere Anlagen gezielt widerstandsfähiger auslegen. Damit werden klimaresiliente Stromnetze zu einem zusätzlichen Kriterium neben Kosten, Genehmigungsfähigkeit und dem Anschluss neuer Erzeuger und Verbraucher. Die Energienetze in Baden-Württemberg sind dabei Teil einer weit größeren Investitionsagenda. Bis 2030 plant der Konzern Ausgaben von bis zu 50 Milliarden Euro, rund 85 Prozent davon in Deutschland. Aus der Mitteilung geht allerdings nicht hervor, welcher Anteil davon unmittelbar auf Klimaanpassung entfällt und welche zusätzlichen Kosten die neue Klimarisikoprüfung auslöst.
Für Investoren, Aufsichtsbehörden und Kommunen wird deshalb entscheidend sein, wie transparent Energieunternehmen ihre Risiken und Schutzmaßnahmen künftig darstellen. Eine langfristige Modellierung kann Prioritäten verbessern, bleibt aber von Annahmen über Emissionen, regionale Wetterentwicklung und technische Verwundbarkeit abhängig. Sie ersetzt auch keine laufende Prüfung, weil sich Anlagen, Netzauslastung und wissenschaftliche Szenarien verändern. Der Ansatz von EnBW zeigt dennoch, dass Extremwetter nicht mehr nur im Krisenmanagement behandelt wird. Es wird zu einem festen Bestandteil von Planung, Finanzierung und Regulierung und damit zu einer dauerhaften Kostenfrage für die Energiewende.
