Letzte Aktualisierung am 14. Juli 2021.

In diesem Beitrag werden Berichte gesammelt, welche die Abnahme der gesicherten Leistung im europäischen Verbundsystem dokumentieren. Zum anderen werden mögliche Illusionen und Wunschvorstellungen dargestellt, da das europäische Verbundsystem eine hundertprozentige Balance zwischen Erzeugung und Verbrauch sicherstellen können muss. Nicht einmal 99,999 Prozent reichen aus. Damit sollen auch die hier getroffenen Risikoeinschätzungen für einen erwartbaren europaweiten Strom- und Infrastrukturausfall („Blackout“) untermauert werden.

Des Kaisers neue Kleider 500

„Des Kaisers neue Kleider“

Weiterführende Hintergrund- und Basisinformationen 

Meldungen und Berichte 2021

14.07.21: Steigender Stromverbrauch

Quelle: welt.de

Deutschland wird deutlich mehr Strom brauchen, weil die Zahl der Elektroautos und Wärmepumpen, aber auch vieler anderer Verbraucher deutlich zunehmen wird.

Von 591 Terawattstunden ging das von Wirtschaftsminister Peter Altmaier (CDU) beauftragte Prognos-Institut damals aus. Doch ein gutes Jahr nach dieser Schätzung ist sie schon wieder völlige Makulatur. Der Bedarf wird noch viel schneller steigen.

Eine neue Prognose des gleichen Instituts kommt nun auf eine Bandbreite von 645 bis 665 Terawattstunden, die im Jahr 2030 benötigt werden. Das sind noch einmal gut zehn Prozent mehr als noch vor einem Jahr geschätzt. Und damit wird auch die Herausforderung, für die nötige Strommenge zu sorgen, immer größer. Auch die Netzkapazitäten müssen nun noch schneller und noch stärker ausgebaut werden, damit Deutschland keine Blackouts drohen.

Inzwischen gehe man statt von sieben bis zehn Millionen Elektroautos im Jahr 2030 von 14 Millionen aus – fast eine Verdoppelung.

Die Netze müssten massiv ausgebaut werden, ein bis zwei zusätzliche „Strom-Autobahnen“ seien notwendig, aber auch die Verteilnetze müssten erweitert werden.

Kommentar

Siehe auch Wenig beachtete Nebenwirkungen der Digitalisierung – wo von einem noch deutlich höheren Stromverbrauch ausgegangen werden muss …

07.07.21: So kann man dem Blackout vorbeugen

Quelle: faz.de

Das Kohlekraftwerk Heyden 4 hätte eigentlich in diesen Tagen vom Netz gehen sollen. Erfolgreich hatte sich sein Betreiber Uniper um Entschädigungen beworben. Aber die Bundesnetzagentur legte gegen die Stilllegung ein Veto ein, weil sonst Engpässe in der Stromversorgung drohten. Da­mit in wind- und sonnenarmen Stunden nicht die Lichter ausgehen, bleibt Heyden 4 nun noch eine Weile Reservekraftwerk. Wie eine ganze Reihe weiterer Kohlemeiler nimmt es also nicht mehr am Strommarkt teil, sondern steht bereit, auf Befehl der Netzbetreiber in kritischen Phasen zu liefern.

Vorteile eines Kapazitätsmarkts: In einem solchen werden Kraftwerksbetreiber nach wettbewerblichen Spielregeln für die Fähigkeit und Bereitschaft vergütet, auch in Stresssituationen zuverlässig Strom zu erzeugen – statt, wie in Deutschland derzeit, nur für die tatsächlich produzierte Elektrizität und ansonsten wie Heyden 4 in einem selbst für Fachleute schwer durchschaubaren Geflecht aus Netz­reserve und Kapazitätsreserve, Sicherheitsbereitschaft und sogenannten besonderen netztechnischen Betriebsmitteln, die allesamt außerhalb des Markts stehen.

Ein Grund sei Marktversagen: „In normalen Zeiten, wenn die Versorgungslage gut ist, ist der Strompreis zu gering, um für Versorgungssicherheit in Krisenzeiten zu sorgen“, sagt Ökonom Ockenfels. Nur wenn die Stromerzeugung zur Deckung der traditionell unflexiblen Nachfrage kaum noch ausreicht, erreiche der Preis ein Ni­veau, das den Betrieb auch des letzten benötigten Gaskraftwerks wirtschaftlich macht.

Doch werde der Strompreis in diesen sehr seltenen Extremsituationen durch regulatorische Eingriffe und strategisches Verhalten der Marktteilnehmer oft „massiv verzerrt“, sagt er. Der Preis bilde die Knappheit nicht vernünftig ab. Wenn die Not am größten ist und wegen Kraftwerksmangel gar der Strom ausfällt, stellt sich am Markt überhaupt kein Preis mehr ein. Unter diesen Bedingungen unterhält aus freien Stücken kaum jemand ein Kraftwerk nur für kritische Phasen. So droht, dass in Dunkelflauten und generell in Extrem­si­tuationen zu wenig Erzeugungskapazitäten zur Verfügung stehen. Das war im letzten Winter in Texas zu sehen.

Naturgemäß argumentieren auch Teile der Energiewirtschaft so. „Wir bauen in Deutschland kein Kraftwerk, wenn ich nicht weiß, ob ich damit Geld verdienen kann und für wie lang“, sagte vor ein paar Monaten der damalige RWE-Chef Rolf Martin Schmitz. Erst kürzlich brach auch Stefan Kapferer, Chef des Netzbetreibers 50Hertz, eine Lanze für die Schaffung eines Kapazitätsmarkts. Er betonte, dass es im Jahr 2030 weiter 60 Gigawatt regelbare, also nicht wetterabhängige Kapazitäten brauche, der Atom- und Kohleausstieg aber in vollem Gange sei und kaum jemand neue Gaskraftwerke baue.

Das Bundeswirtschaftsministerium hat einem Kapazitätsmarkt vor einigen Jahren eine Absage erteilt. Es kam zu der Auffassung, dass der Strommarkt die notwendigen Erzeugungskapazitäten – inklusive der „zur Integration der Erneuerbaren erforderlichen Lösungen“ – von selbst bereitstellen könne und ansonsten das bestehende separat regulierte Sicherheitsgeflecht funktioniere.

„Den besten Kapazitätsmarkt findet man meines Erachtens im Osten der USA“, sagt Ockenfels. Anbieter verpflichteten sich dort dazu, in Knappheitssituationen eine bestimmte Strommenge liefern zu können. Diese müsse durch ausreichend Kraftwerkskapazität abgesichert sein – was Anreize für die Erzeuger schaffe, ausreichend in eine zuverlässige Stromversorgung zu investieren.

Technologische Innovationen, die die Zuverlässigkeit der Stromversorgung auch ohne regulatorische Eingriffe stärken, sind möglich. So können intelligente Kontroll- und Messgeräte und vor allem Elektroautos, Batterien und Speichermedien wie Wasserstoff dazu beitragen, die Nachfrage zu flexibilisieren und über Dunkelflauten hinwegzuhelfen. Sie dürften in Zukunft große Verbreitung finden. Allerdings bleibt ungewiss, wie schnell. Auch Ingenieure sind deshalb in Sorge um die Versorgungssicherheit. Moser mahnt, dass Deutschlands Nachbarn im Westen in Zukunft immer weniger helfen können. Das belegten Situationen in der jüngeren Vergangenheit.

19.06.21: Wegfall von Kohle- und Kernkraftwerken: Netzbetreiber warnt vor Energie-Engpässen

Quelle: handelsblatt.com

Weil Deutschland in Rekordzeit konventionelle Kraftwerke stilllegt, schwindet die kalkulierbare Energiemenge. Die Energiebranche fordert Anreize zum Bau von Gaskraftwerken.

Der Ausstieg aus der Atomenergie ist Ende nächsten Jahres vollzogen, gleichzeitig gehen reihenweise Kohlekraftwerke vom Netz. Zwar steigt der Anteil des Stroms aus erneuerbaren Quellen. Doch Windräder und Photovoltaikanlagen liefern nur Strom, wenn der Wind weht und die Sonne scheint. Das führt zu Problemen. „Wir brauchen auch langfristig regelbare Kraftwerke, um die Versorgungssicherheit in Deutschland zu gewährleisten“.

Mit dem Ausstieg aus der Kernenergie und der Kohleverstromung verliere Deutschland über 50 Gigawatt (GW) gesicherte und regelbare Leistung.  Nach Angaben von 50Hertz sind derzeit nur regelbare Kraftwerke mit einer Leistung von 1,2 Gigawatt in Bau. Planungen für weitere Kraftwerke lägen auf Eis, weil es keine Refinanzierungsperspektive gebe, sagte Kapferer. Dass die 1,2 GW für die kommenden Jahre unter keinen Umständen ausreichen, ist in der Branche und auch in weiten Teilen der Politik unumstritten.

Das Problem ist seit Jahren bekannt. Doch durch die immer ambitionierteren Klimaschutzziele erhöht sich der Handlungsdruck.

Die Energiebranche warnt vor erheblichen Konsequenzen, wenn die Frage der gesicherten Leistung von der Politik nicht ernst genommen werde.

 

16.06.21: Wie die Börsenrallye die Energiewende durchkreuzt

Quelle: www-manager–magazin-de

Ob Wind- und Sonnenkraftwerke oder Batterien für Elektroautos: Grüne Energie boomt. Doch angesichts massiv steigender Rohstoffpreise rechnen sich viele Projekte nicht mehr. Bremst das die Energiewende aus?

Stahl, wovon allein für eine Turbine (noch ohne Turm) bis zu 600 Tonnen gebraucht werden, ist mehr als doppelt so teuer wie vor einem Jahr. Der Kupferpreis ist um zwei Drittel gestiegen, der für Zink um die Hälfte. Hinzu kommen noch die Frachtkosten, die ebenfalls kräftig anziehen.

Im vergangenen Jahr haben sich neue Solaranlagen erstmals wieder verteuert, hier spielt neben Kupfer auch Silber und vor allem Silizium eine Rolle – ein in Zeiten der Chipkrise besonders knapper Rohstoff.

03.06.21: Umbau von Generatoren zu rotierenden Phasenschiebern

Quelle: www.energie.de

Auch der Standort Heyden wird ausschließlich für die Bereitstellung von Blindleistung benötigt. Diese muss spätestens bis Ende März 2022 sichergestellt sein, da ansonsten nach Wegfall der Blindleistungsbereitstellung des Kernkraftwerks Grohnde (Abschaltung zum 31. Dezember 2021) mit Beginn der windschwachen Zeit im Frühjahr 2022 kritische Spannungszustände im Netz zu erwarten sind.

Nach Angaben des Übertragungsnetzbetreibers Tennet und des Kraftwerksbetreibers Uniper kann die Umrüstung zur rotierenden Phasenschieberanlage nicht rechtzeitig realisiert werden. Eine Umrüstung sei frühestens ab Oktober 2022 möglich. Baumaßnahmen können nur in windstarken Zeiten erfolgen, da nur dann die Leitungen in der Region in einem ausreichenden Spannungsband sind. Für einen Beginn des Umbaus im Oktober 2021 ist aber der planerische Vorlauf zu knapp.
Daher muss die Anlage vorübergehend für den spannungsbedingten Redispatch zur Bereitstellung von Blindleistung als systemrelevant in die Netzreserve überführt werden. Hierzu hat die Bundesnetzagentur den Zeitraum bis 30. September 2022 genehmigt. Anschließend kann die Umrüstung zum rotierenden Phasenschieber erfolgen.

28.05.21: Amprion warnt vor Engpass bei gesicherter Leistung

Quelle: www.energie-und-management.de

2025 rechnet der Netzbetreiber damit, dass die „kontrollierbare Erzeugung“ (Kohle, Gas, Biomasse, Wasser) die Spitzenlast unterschreitet. Die Engpässe im Netz von Amprion haben im letzten Jahr trotz des Verbrauchsrückgangs zugenommen. 

 

21.05.21: «Dass der Strom fliesst, ist für vie­le ein­fach selbst­ver­ständ­lich»

Quelle: www.svv.ch

Der Systemstress beziehungsweise die Systembelastung nimmt mittel- und langfristig zu. Neue erneuerbare Energien bringen zwar Erzeugungskapazität mit, haben aber Stand heute noch nicht die gleiche Stabilität in der Energiemenge wie die klassische Stromerzeugung. Aufgrund ihrer Volatilität erschweren sie vielmehr die Systemstabilität. Zudem haben wir in den vergangenen vier, fünf Jahren gesehen, dass unser System eine gewisse Anfälligkeit aufweist.

Nach trockenen Sommern und niedrigen Wasserständen in den Flüssen steigt die Abhängigkeit von Kernkraft und Stromimporten aus dem Ausland. Fällt die Produktion der Kernkraft ersatzlos aus, müssen die Stromimporte erhöht werden. Deshalb hat Swissgrid prioritär die Transformatorenkapazität an der Nordgrenze erhöht. Aufgrund der Energietransition ist insbesondere die Zwischenphase mit Importabhängigkeiten im Winter in den nächsten fünf bis 15 Jahren riskant, bis sich ein neues Energiesystem stabilisiert hat.

Welche Ursachen können zu einer Strommangellage führen?

Es gibt verschiedene Faktoren: zu wenig Wasser in Stauseen und Flüssen, der Wegfall von Kernkraftwerken ohne nachhaltigen Ersatz oder auch reduzierte Möglichkeiten zum Stromimport aus dem europäischen Ausland. Wichtig ist, dass diese Faktoren nicht unabhängig voneinander betrachtet werden können.

Die enge Vermaschung mit dem europäischen Netz – die Schweiz hat 41 grenzüberschreitende Leitungen – trägt grundsätzlich zur Stabilität bei: Je enger ein Netz geknüpft ist, desto geringer sind die Auswirkungen, sollte mal ein Knoten reissen. Wenn es aber zur Grossstörung kommt, sind auch alle davon betroffen. Eine politische Strominsel ist technisch nicht realisierbar und muss deshalb unbedingt vermieden werden. Dafür braucht es aber ein Stromabkommen mit der EU.

11.04.21: Umsetzung der Energiewende im Hinblick auf die Versorgungssicherheit

Auszüge aus dem Bericht des deutschen Bundesrechnungshofs zur „Umsetzung der Energiewende im Hinblick auf die Versorgungssicherheit und Bezahlbarkeit bei Elektrizität“ vom 30. März 2021:

    • Die Annahmen des BMWi für die Bewertung der Dimension Versorgungssicherheit am Strommarkt sind zum Teil unrealistisch oder durch aktuelle politische und wirtschaftliche Entwicklungen überholt.
    • Aufgrund der Abweichung des beschlossenen Kohleausstiegspfads zur bisherigen Planung ist ab 2022 mit einer Lücke von bis zu 4,5 GW gesicherter Leistung wegen des Kohleausstiegs zu rechnen.
    • Eine Betrachtung von Szenarien, in denen mehrere absehbare Risiken gleichzeitig auftreten, hat das BMWi abgelehnt. Eine solche „Stapelung“ von Risiken sei nach dem Stand der Fachdiskussion zum Monitoring der Versorgungssicherheit am Strommarkt nicht sinnvoll.
    • In Bezug auf die Netzreserve weist das BMWi darauf hin, dass der notwendige Netzreservebedarf von 10,6 GW für den Winter 2022/2023 noch ohne Berücksichtigung der Empfehlungen der Kohlekommission ermittelt worden sei.
    • Nach Einschätzung des Bundesrechnungshofs kommen die im „Aktionsplan Gebotszone“ beschriebenen Maßnahmen voraussichtlich zu spät, um die Engpässe im deutschen Stromnetz rechtzeitig bis Ende 2025 zu beseitigen.
      Das BMWi muss dringend aktuelle und realistische Szenarien untersuchen. Außerdem muss es ein „Worst-Case“-Szenario untersuchen, in dem mehrere absehbare Risiken zusammentreffen, die die Versorgungssicherheit gefährden können.
    • Im Jahr 2019 gab es in 211 Stunden negative Strompreise, mit einem Volumen von 7 636 GWh im Gegenwert von 135 Mio. Euro.87 Das ist der höchste Stand seit dem Jahr 2010.

07.04.21: Deutschland – Netzausbau massiv in Verzug

Quelle: www.linkedin.com/posts

Die fehlenden rund 6.000 km sind noch nicht mal geplant, geschweige denn genehmigt und richterlich bestätigt. Dazu muss man noch den erforderlichen Zubau im Mittelspannungs- und Niederspannungsnetz bewerten, der gebraucht wird, um den lokal verstreut erzeugten elektrischen Strom einzusammeln. Dafür sind mit sehr optimistischen Annahmen alleine in Hessen bis 2034 rund zusätzlich 500 Millionen Euro erforderlich. Dabei hat man für Erneuerungsmaßnahmen an vorhandenen Einrichtungen keine Kosten abgeschätzt.

Der Netzausbau wird nach Schätzung von Experten Kosten im dreistelligen! Mrd.-Bereich auslösen. Unfassbar ist dabei, dass es keine Kosten-Nutzen-Analyse gibt, obwohl nach EU-Recht bei PCI-Projekten diese zwingend zu machen ist. Nachfragen dazu werden tot geschwiegen: die heutigen Sammelnetze und Verteilnetze werden sehr wohl betrachtet, aber nicht berücksichtigt. Für alle Bundesländer liegen Studien vor, dass viele Milliarden in diese Netze investiert werden müssen. Dies ist erforderlich einerseits zum Einsammeln der Kleinerzeuger und andererseits zur Versorgung all der wall-boxes und Wärmepumpen. Meine Wohnstrasse, 20 Einfamilienhäusschen, 20 wall-boxes mit je 11 KW, Gleichzeitigkeitsfaktor 20%, entspricht 44 KW, 20 Wärmepumpen, Gleichzeitigkeitsfaktor 50%, entspricht 50 KW, normaler Hausverbrauch 3 KW, entspricht 30 KW, Summe 100 KW, erforderlicher Kabelquerschnitt von Trafostation etwa 3 km entfernt, 95 qmm, verlegter Querschnitt 35 qmm. Hausanschluss 6 qmm, benötigt 16 qmm. Noch mehr Daten, welcher Aufwand erforderlich ist?

Netzausbauplan Deutschland Verzögerungen
Netzentwicklungsplan DEU 2035
Das deutsche Stromnetz 2018

16.03.21: Bei der Stromversorgung spielt die Regierung russisches Roulette

Quelle: www.handelsblatt.com

Der Netzentwicklungsplan 2021-2035 prognostiziert für das Jahr 2035 eine deutsche Jahreshöchstlast, also die maximale Stromnachfrage von 106 Gigawatt (GW). Das sind 36 GW mehr als die der Planung zufolge dann installierte konventionelle Kraftwerksleistung von 71,9 GW. Ab 2023 stehen nämlich keine deutschen Kernkraftwerke mehr zur Verfügung, allerspätestens ab 2038 sollen auch alle deutschen Kohlekraftwerke stillgelegt sein.

Die erheblichen Defizite, die bei deutschen „Dunkelflauten“ auftreten, also wenn die Sonne nicht scheint und der Wind nicht bläst, sollen durch Importe aus dem Ausland abgedeckt werden, wofür ein massiver Ausbau der grenzüberschreitenden Stromleitungen geplant ist. Doch werden gesicherte, größere Importleistungen im Netzentwicklungsplan 2021-2035 nicht erwähnt. In den Nachbarländern werden vielmehr viele unabhängig von Sonne und Wind einsetzbare Kraftwerke stillgelegt werden, zum Beispiel mit dem Ausstieg aus der Kernenergie in Belgien bis 2025 und aus der Kohleverstromung in den Niederlanden bis 2030.

Zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit bei bundesweiten Dunkelflauten sind deshalb verbrauchsnah installierte Reservekraftwerke nötig, die langfristig CO2-neutral mit grünem Gas betrieben werden. Stattdessen sieht der deutsche Netzentwicklungsplan 2021-2035 keinen nennenswerten Zubau von Reservekraftwerken vor.

Der Plan setzt darauf, dass deutsche Stromversorgungsdefizite jederzeit gesichert durch Stromimporte abgedeckt werden können und deshalb „Knappheitssituationen, in denen der gesamte inländische Kraftwerkspark genutzt wird“, verhältnismäßig selten sind. Laut dem Netzentwicklungsplan bleiben dabei mutigerweise „seltene, außerplanmäßige Eventualitäten wie systematische Nichtverfügbarkeiten von Kernkraftwerken in Frankreich oder extreme Wettersituationen unberücksichtigt“.

Kommentar

Sehenden Auges in die Katastrophe. Deutschland hat derzeit eine theoretische Importkapazität von 18,5 GW. Theoretisch, da der Strom ja irgendwo erst überschüssig sein muss, was in den letzten Jahren selten der Fall war. Bei kritischen Situationen war es eher so, dass aus Deutschland importiert werden musste. Siehe dazu auch den Lastfluss am 8. Jänner 2021:

210108 - Lastsaldo

07.03.21: Übertragungsnetzbetreiber bremsen Steinkohleausstieg

Quelle: energate.de

Die Übertragungsnetzbetreiber Amprion und Tennet durchkreuzen die Pläne der Bundesregierung beim Steinkohleausstieg. Wie energate erfuhr, wollen sie die Kraftwerke Heyden, Walsum 9 und Westfalen E der Betreiber Uniper, Steag und RWE als systemrelevant einstufen. Diese müssten damit vorerst am Netz bleiben. Zusammen haben die Kraftwerke eine Leistung von mehr als 2.000 MW, also fast die Hälfte der bezuschlagten Abschaltkapazität von 4.800 MW. Sollten die Anträge der Übertragungsnetzbetreiber durchkommen, gehen die Kraftwerke zwar aus dem Markt, müssen aber im Sinne der Netzstabilität weiter zur Verfügung stehen. Rein wirtschaftlich bedeutet diese Konstellation keinen Nachteil für die Kraftwerksbetreiber. „Wird die Anlage nach dem Zuschlag in der Netz- oder Kapazitätsreserve gebunden, führt dies nicht zu einer Verschiebung der Fälligkeit des Steinkohlezuschlags“, so die Bundesnetzagentur. Mit anderen Worten: Die Stilllegungsprämie bekommen die Betreiber trotzdem. Hinzu kommt die Entschädigung für die Vorhaltung der Netzreserve. Damit sind unter anderem für zwei Jahre die Arbeitsplätze in den betroffenen Anlagen gesichert. Im Jahr 2020 wurde die Netzreserve an 1.470 Stunden abgerufen. Die Kosten lagen in den ersten drei Quartalen bei 214 Mio. Euro.

05.03.21: Kohle-Ausstieg: Der Fehlstart wird für Uniper zum Geschäftsmodell

Quelle: welt.de

Eigentlich abgeschaltet, aber unentbehrlich: Das Steinkohlekraftwerk Heyden in Nordrhein-Westfalen

Allein zum 1. Januar 2021 wurden elf Steinkohlekraftwerke mit einer Gesamtkapazität von 4,7 Gigawatt abgeschaltet und die Betreiber für das vorzeitige Aus vergütet.

Zu früh, wie sich jetzt zeigt. Nach Auskunft der Bundesnetzagentur ist das Kohlekraftwerk womöglich vorerst unverzichtbar für die sichere Stromversorgung. Die Anlage, die seit ihrer Abschaltung am Neujahrstag noch in ständiger Betriebsbereitschaft gehalten wird, musste auf Ersuchen des Netzbetreibers Tennet seit dem Jahreswechsel bereits sechsmal wieder hochgefahren werden.

Zum ersten Mal am 8. Januar, dann aber auch während der Dunkelflauten am 30. Januar oder dem 27. Februar. Tennet hat bei der Behörde beantragt, das Großkraftwerk als „systemrelevant“ einzustufen.

27.02.21: Blackout-Bekämpfung in Frankreich: AKW-Laufzeitverlängerung auf 50 Jahre

Quelle: heise.de

 Da die Energiewende nicht vorankommt, will (muss) das Atomstromland die Laufzeit von besonders gefährlichen Uralt-Meilern verlängern

Haben die werten Leser in Deutschland, der Schweiz, Österreich oder Luxemburg schon einmal von ihrem Energieversorger oder Netzbetreiber eine E-Mail oder SMS mit der Aufforderung erhalten, den Stromverbrauch zu bestimmten Zeiten zu begrenzen? Im Atomstromland Frankreich gehört seit 2008 zum Alltag, dass die Bürger dazu auch über Radio und Fernsehen aufgefordert werden, damit es nicht zu einem Blackout im ganzen Land kommt. Der wurde am 8. Januar nur knapp verhindert, als beim Nachbar wieder einmal zum Stromsparen aufgefordert worden war.

Wie Telepolis immer wieder festgestellt hatte, ist das Vorgehen in Frankreich, beim dem die Atomaufsicht mitspielt, schlicht der Stromknappheit geschuldet. Es werden erhebliche Gefahren in Kauf genommen, weil sich das Land energiepolitisch in eine Sackgasse manövriert hat. Schon jetzt laufen nach Angaben von Greenpeace 13 Reaktoren länger als die 40 Jahre, für die sie einst ausgelegt wurden, weil der Ausbau der Erneuerbaren nur sehr schleppend vorankommt.

Die Stromknappheit hat sich mit der Abschaltung der beiden Fessenheim-Meiler im vergangenen Sommer zugespitzt. Zudem soll das Land 2022 aus dem Kohlestrom aussteigen. Obwohl Kohlekraftwerke nur 2% zur Stromversorgung beitragen, fehlt damit im Winter weiterer Strom, wenn es dann doch noch einmal kalt werden sollte.

Geplant hatten die Atomfreunde in Paris aber ganz anders. Eigentlich sollte seit acht Jahren der EPR in Flamanville mit 1,6 Gigawatt (GW) Nettoleistung den Ausfall in Fessenheim kompensieren. Doch vor 2024 geht der EPR nicht ans Netz.

Angesichts immer neuer Sicherheitsprobleme ist zudem fraglich, ob das jemals geschieht. Geplant waren sogar 30 bis 40 neue EPR-Meiler, doch es wurde mit keinem neuen Projekt begonnen und deshalb muss die Laufzeit verlängert werden.

03.02.21: Bei der Energiewende unterliegt die Regierung offenbar einem Irrtum

Quelle: www.welt.de

Die Bundesregierung ging bis dato davon aus, dass Deutschlands Strombedarf bis 2030 in etwa konstant gehalten werden könne. Der Mehrbedarf an Elektrizität für die Produktion von Wasserstoff, die Elektromobilität und Wärmepumpen lasse sich durch vielfältige Effizienzsteigerungen ausgleichen.

Die Expertenkommission teilt diese Einschätzung ausdrücklich nicht. „In der Summe ist eher davon auszugehen, dass der Strombedarf um etwa 10 Prozent ansteigen wird“, heißt es im Kommentar der Wissenschaftler. „Damit verbunden ist auch ein erhöhtes Anforderungsniveau für das 65-Prozent-Ziel der Bundesregierung zur regenerativen Stromerzeugung.“

Aus Sicht der Experten ist wahrscheinlich, dass sich Deutschland in den nächsten Jahren von einem Nettoexporteur zu einem Importeur von Elektrizität entwickeln dürfte.

Während die Politik bislang nur thematisiert, dass der Energieträger Wasserstoff importiert werden muss, weil die deutschen Produktionskapazitäten für den hohen Bedarf nie ausreichen werden, empfiehlt die Expertenkommission jetzt auch Teile der Ökostromproduktion im Ausland zu betreiben.

Große Lücke zwischen Soll und Ist

Dahinter steht offenbar die Idee, dass Deutschland zum Beispiel Solarparks in Griechenland oder Spanien finanziert und fördert und sich den dort produzierten Ökostrom auf die nationalen, deutschen Ziele anrechnen darf. Die Anrechenbarkeit auf deutsche Ökostromziele sei eher unproblematisch, über eine Anrechnung der im Ausland erreichten CO2-Einsparung müsse man mit der EU-Kommission sprechen, ergänzte ZSW-Forscher Staiß auf Nachfrage.

 

28.01.21: Sicher durch die Dunkelflaute

Quelle:  www.sueddeutsche.de

So hat der Deutsche Wetterdienst (DWD) anhand von Wetterdaten der Jahre 1995 bis 2015 errechnet, dass die heimischen Windenergieanlagen an Land und auf See zusammengenommen durchschnittlich 13 Mal pro Jahr über mindestens 48 Stunden hinweg nur maximal zehn Prozent ihrer installierten Leistung ausschöpfen können. Rechnet man die Photovoltaik hinzu, sind es immerhin noch zwei mindestens zweitägige Perioden im Jahr, in der die Anlagen kaum Strom liefern.

Gaskraftwerke: Die Studie von Prognos, Öko-Institut und Wuppertal-Institut, kommt zu dem Ergebnis, dass die installierte Leistung bis 2030 auf 43 Gigawatt und bis 2050 auf 73 Gigawatt wachsen muss. Laut Bundesnetzagentur sind derzeit fast 32 Gigawatt installiert.

24.01.21: Brandenburg aktuell-Energiewende im Winterstress

Ein Bericht zur aktuellen Stromversorgung im Winter. Prof. Schwarz bringt es auf den Punkt: die gesicherte Leistung von Wind + Sonne = 0

Woher kommt der Strom

11.01.21: Deutschland geht der Strom aus

Quelle:  welt.de

In seiner Bilanz der stundengenauen Produktions- und Verbrauchsdaten von 2019 zog Pehle die 20 Gigawatt Atom- und Kohlekraft ab, die Ende 2022 abgeschaltet werden. Was ist, wenn diese Kapazität 2022 komplett abgeschaltet wird – und dazu noch ein knappes Dutzend Kohlekraftwerke? Die „Engpassanalyse“ des 2GFinanzchefs hatte ein frappierendes Ergebnis: Im Jahr 2023 würde in einem Drittel der Stunden die installierte Kraftwerkskapazität nicht reichen, um den Strombedarf zu decken.

Mit anderen Worten: Es gäbe in fast 2900 der 8760 Stunden des Jahres einen Strom-Engpass, und zwar selbst dann, wenn alle Gaskraftwerke ausgelastet sind. Fast 100-mal riss in der Rechnung ein Stromdefizit über einen Zeitraum von mehr als zwei Stunden auf: zu viel, um diese Löcher immer wieder mit Batterien oder anderen Stromspeichern zu stopfen.

Deutschland aber wäre in solchen Zeiten zwingend auf Stromimporte angewiesen – oder auf die Bereitschaft der Industrie, gegen Geld die Produktion zu drosseln.

Im Vorstand des Kraftwerksbauers 2G findet man es seltsam, dass das drohende Stromdefizit keine Wellen schlägt. „Bis zur Abschaltung der Kohle- und Atomkraftwerke sind es ab Mitte Januar nur noch 500 Arbeitstage“, wundert sich Finanzchef Pehle. Wann wolle die Politik denn tätig werden?

„Es kann doch nicht sein, dass das Industrieland Deutschland für die Versorgungssicherheit an jedem Tag mit diesigem Herbst- und Winterwetter, also bei ganz normaler Wetterlage, mit erheblichen Unterdeckungen rechnen muss.“

Politik und Behörden aber können kein Problem erkennen. Alle zwei Jahre erstellt das Bundeswirtschaftsministerium einen sogenannten MonitoringBericht zur Versorgungssicherheit. Für den letzten Bericht vom Juni 2019 wurden „15 Millionen unterschiedliche Situationen in den Strommärkten simuliert und mit ihrer Eintrittswahrscheinlichkeit gewichtet“.

Die 2G-Studie, heißt es bei der Bundesnetzagentur in Bonn, sei zwar nicht falsch. Sie unterschätze aber vor allem die Importmöglichkeiten von Elektrizität im Binnenmarkt. Die für die Versorgungssicherheit zuständige Behörde erklärt, der Verband der europäischen Stromnetzbetreiber gebe in seiner Prognose, „Midterm Adequacy Forecast“ genannt, ebenfalls Entwarnung.

Schließlich gibt es die „drei Schutzengel von der Reservebank“, wie das Bundeswirtschaftsministerium die verschiedenen Kraftwerksreserven nennt. So haben die Netzbetreiber allein für dieses Winterhalbjahr 6,5 Gigawatt Kapazität als sogenannte Netz- oder Winterreserve angemietet. Hinzu kommt eine „Kapazitätsreserve“ von zwei Gigawatt „für außergewöhnliche und nicht vorhersehbare Extremsituationen“. Und drittens sind die abgeschalteten Braunkohlekraftwerke noch vier Jahre lang als „Sicherheitsbereitschaft“ abrufbar.

Ebenso sollen die knapp fünf Gigawatt Steinkohlekraftwerke, die am 1. Januar dieses Jahres abgeschaltet wurden, noch einige Monate betriebsbereit gehalten werden, bis die Bundesnetzagentur ihre Verzichtbarkeit bestätigt.

Doch dem Kritiker Pehle geht es nicht um Kosten, ihn plagen Bedenken über die Zuverlässigkeit des Stromangebots, Reserven hin oder her. All die Simulationen und Algorithmen erweckten bei ihm wenig Vertrauen, solange ihm eine einfache Überschlagsrechnung etwas anderes sage.

Simulation ÜNB Februar 2020: Sollten etwa ein paar konventionelle Kraftwerke ausfallen, gleichzeitig Windflaute herrschen und die Sonne nicht scheinen, könnten im Februar 2022 bei Spitzenlast 7,2 Gigawatt fehlen, also die Kapazität von sieben Großkraftwerken.

Deutschland wäre in solchen Stunden auf massive Stromimporte zwingend angewiesen. Aber können die Nachbarländer auch liefern? Schließlich schrumpfen die Kraftwerkskapazitäten in ganz Europa – bis 2023 bereits um elf Prozent, bis 2030 sogar um 30 Prozent.

Bonner Instituts EUPD Research. „Bereits im Jahr 2023 wird der europäische Stromverbund die Stromlücke nicht mehr schließen können.“

Anmerkungen Franz Hein

Der Blick ist total verengt und ist offenbar nur auf die Leistungswerte der installierten Strom“erzeugungs“anlagen gerichtet. „Erzeugung“ deshalb in Anführungsstrichen, weil Energie nur umgewandelt und nicht erzeugt werden kann. Der Blick muss auf die tatsächlich einsetzbaren Komponenten gerichtet werden und dabei auch auf den Zeitverlauf. Es ist einfach so, dass die Photovoltaik nachts keinen Leistungsbetrag liefert und auch nie liefern kann. Und der Wind weht wann er will.

Als nächstes ist der Blick auf die Menge an Energie zu richten. Das normale Jahr hat 8760 Stunden. Bei den einzelnen Komponenten der Energiebereitstellung muss über das ganze Jahr gedacht und dann auch gerechnet werden. Letztlich muss die so ermittelte Energiemenge den gesamten Bedarf decken können, sonst entsteht ein Loch. Und es immer daran zu denken, dass Prognosen nicht die Wirklichkeit voraussehen. Bei der Energiebevorratung muss deutlich weiter gedacht und auch auf Reserven geachtet werden. Eine Abhängigkeit von Lieferungen aus dem Ausland kann die notwendige Bevorratung nicht ersetzen.

Weiter müssen die großen Schwankungen bei der Energiebereitstellung tagtäglich und über das gesamte Jahr hinweg beachtet und beherrscht werden. Genauso auch müssen die ebenfalls nicht unerheblichen Bedarfsschwankungen berücksichtigt werden. Das muss alles zu jedem Zeitpunkt und nicht nur bilanziell über größere Zeitbereich ausgeglichen werden können. Dazu sind immense Speichervolumina notwendig und ein Energiemanagement muss nicht nur mit dem Inhalt der Speicher haushalten, sondern es müssen dabei auch immer die begrenzten Leistungen bei Einspeichern genauso wie beim Ausspeichern beachtet werden. Zudem müssen diese Leistungen auch zu den örtlich verteilten Speichern transportiert werden können. Das gleiche gilt dann natürlich auch für das Rückspeichern ins Energieversorgungssystem. Das Zeitverhalten bei dem notwendigen Ausregeln ist ein weiterer Blickpunkt. Nichts funktioniert unendlich schnell. Und ob eine Reserve tatsächlich einsetzbar ist, kann unliebsame Überraschungen zur Folge haben.

Gänzlich außer Acht bleibt derzeit der zeitliche Verlauf beim Ausregeln und die Möglichkeit, Abweichungen vom Sollzustand des Gesamtsystems erkennen zu können. Das wichtigste Element im Wechselstromnetz ist dabei die Momentanrerserve als inhärent und instant gemäß Naturgesetzen reagierender Energiepuffer. Die Momentanreserve stellt die Regelgröße für das Ausregeln zur Verfügung. Ohne Momentanreserve ist keine Regelgröße vorhanden. Der Vorfall am 8.1.2021 hat mehr als deutlich aufgezeigt, dass inzwischen der Abbau von Kraftwerken mit ihren Synchrongeneratoren die Momentanreserve bereits deutlich geschmälert hat und auch die Primärregelleistung konnte so schnell wie eigentlich nötig den eingetretenen Lastsprung nicht bewältigen. Dass automatische Abschaltungen von Industriebetrieben den Frequenzabfall noch zum Stoppen brachten, war ein glücklicher Umstand und keine „normale“ Störungsbewältigung.

08.01.21: Droht Frankreich ein Blackout?

Quelle:  fr.de

Im Nachbarland wird der Strom knapp. Wegen der Coronakrise sind immer mehr Atomkraftwerke außer Betrieb. Nein, versichert der französische Stromlieferant RTE: „Es sind keine Stromunterbrechungen vorgesehen.“ Dennoch hat das Tochterunternehmen des großen Staatskonzerns Electricité de France (EDF) am Freitag an die Bürger:innen appelliert, Strom zu sparen. Zwischen sieben und 13 Uhr sollten sie Lichter löschen, Waschmaschinengänge vertagen oder unbenutzte Internetzugänge kappen. Wer das Haus verlässt, solle die Heizung auf 17 Grad runterfahren.

Der Grund für den Appell liegt in einem unüblich hohen Stromverbrauch von 88 000 Megawatt landesweit. Der Wert nähert sich der nationalen Produktion von 88 200 Megawatt, die zu 70 Prozent aus Kernkraft gespeist wird. Dass am Freitagmorgen ein Spitzenwert erreicht wurde, liegt an der Kälteperiode. Die Temperaturen liegen in Frankreich derzeit vier bis fünf Grad unter dem Januarschnitt. Zugleich sinkt die Stromproduktion wegen der Coronakrise: Im Lockdown des vergangenen Frühlings konnten viele Wartungsarbeiten nicht vorgenommen werden. Das wirkt sich diesen Winter aus. Laut EDF sind gegenwärtig nur 44 der 56 Atomreaktoren in Betrieb; in den kommenden Wochen werden es deren 43 sein. Schon vor einigen Wochen hatte der Vorsteher von „Réseau de Transport d’Electricité“ (RTE), Xavier Piechaczyk, einen „schwierigen Februar“ vorhergesagt. Und das auch bei normalen Saisontemperaturen. 

RTE und EDF, die normalerweise Atomstrom in Nachbarländer exportieren, können bei Engpässen auch bis zu 12 000 Megawatt aus Deutschland oder der Schweiz importieren.

Als letzte Möglichkeit sieht EDF lokale Stromunterbrechungen von „maximal zwei Stunden“ vor.

Meldungen und Berichte 2020

31.12.20: Deutschland importiert mehr Strom als im Vorjahr

Quelle:  Spiegel.de

Die Bundesrepublik hat im Jahr 2020 laut der Nachrichtenagentur dpa mehr Strom aus dem Ausland importiert als in Vorjahren. Das liegt unter anderem daran, dass der Anteil von Kohle und Atomkraft am Energiemix sinkt. Bis kurz vor dem Jahreswechsel flossen im kommerziellen Stromhandel knapp 33.000 Gigawattstunden ins deutsche Stromnetz. Das sind rund 36 Prozent mehr als im Jahr 2019. Weil zudem weniger Strom ins Ausland verkauft wurde als im Vorjahr, ist der deutsche Stromexportüberschuss kräftig gesunken. Mit rund 17.400 Gigawattstunden war er nur noch halb so hoch wie 2019. Zum Vergleich: Die Bruttostromerzeugung in Deutschland betrug 2020 nach vorläufigen Zahlen 564.000 Gigawattstunden. Hauptimportland für Strom war auch 2020 Frankreich, größter Abnehmer Österreich. Frankreich setzt weiterhin auf Kernkraft. Die Betreiber der großen Übertragungsnetze gehen davon aus, dass Deutschland in Zukunft stärker auf Stromimporte angewiesen sein wird, um in Extremsituationen die Stromversorgung aufrechterhalten zu können. 

21.12.20: RWE reduziert Kraftwerkskapazität um ein Drittel

Quelle: https://amp.n-tv.de

Der größte deutsche Kraftwerksbetreiber RWE verringert seine Stromerzeugung im Inland bis Ende 2022 um rund 36 Prozent. „So schnell können Sie gar nicht zubauen, um diesen Schwund auszugleichen“, sagte Rolf Martin Schmitz, der Vorstandsvorsitzende der RWE der Zeitung „Welt“. RWE habe 2019 in Deutschland noch Kraftwerke mit einer Leistung von 20,8 Gigawatt betrieben, Ende 2022 seien es nur noch 13,3 Gigawatt. Ein Drittel unserer Braunkohle-Kapazitäten werden dann raus sein, alle Steinkohle-Anlagen und alle Kernkraftwerke. Für den Bau von Gaskraftwerken zur Absicherung der Stromversorgung gebe es derzeit kein Geschäftsmodell. „Wir bauen in Deutschland kein Kraftwerk, wenn ich nicht weiß, ob ich damit Geld verdienen kann und für wie lang“.

18.12.20: Immer mehr Stromimport nötig

Quelle: www.sueddeutsche.de

In Bayern wird immer weniger Strom aus konventionellen Kraftwerken produziert, der Freistaat ist zunehmend auf Stromimporte angewiesen.

Die beiden Reaktoren Gundremmingen Block C und Isar 2, die noch am Netz sind, produzieren etwa 22 Milliarden Kilowattstunden Strom im Jahr. Das ist etwa ein Viertel des Stroms, der in Bayern verbraucht wird. Mit der Abschaltung der beiden Anlagen Ende 2021 und Ende 2022 werde sich die Lücke zwischen Produktion und Verbrauch noch einmal deutlich vergrößern. Denn die regenerativen Energien können sie aus Sicht des VBEW nicht schließen – auch wenn sie im Zehn-Jahres-Vergleich eine Produktionssteigerung um 84 Prozent auf 39 Milliarden Kilowattstunden Strom hingelegt haben und aktuell 52 Prozent der Produktion ausmachen.

27.11.20: Belgien versagt bei der Energieplanung

Quelle: www.grenzecho.net

Die installierten Leistungen beim Strommix in Belgien belaufen sich auf 1/3 Nuklear-, 1/3 Gas- und 1/3 sonstige Energie. Bei der „sonstigen“ belegt Windstrom ca. 20 %, wohlgemerkt „installierte Leistung“, nicht generierter Strom. Dieser liegt laut „elia“ bei 15 % von 20, also 3 %. Beim Abschalten der Atomkraftwerke fehlen 33 % installierter Leistung, es sei denn, Engie holt den Strom aus Frankreich: Aus Atomkraftwerken

25.10.20: UK Faces Power Cut Risk in Winter: Report

Quelle: www.naturalgasworld.com, www.spglobal.com

The UK is at much greater risk of power blackouts than National Grid has forecast in its Winter Outlook, according to analysis by Hartree Solutions, a trading company, published on October 22. Hartree says market prices show that electricity imports from continental Europe to meet demand should not be taken for granted, with …

Should the UK experience periods of tightness, „we would expect GB prices to escalate and interconnectors to import,“ National Grid said.

Reliance on imports from continental Europe to meet demand „shouldn’t be taken for granted,“ Hartree said, with market spreads „at times implying a 99.7% risk of blackouts.

While historic flows show the UK typically imports during the winter, market prices point to a much tighter scenario with the UK likely to be exporting for many of the high-demand periods, creating a lower margin and thus a greater risk of supply problems, Hartree’s Adam Lewis said.

If the UK was exporting across the interconnectors margins would be 3 GW lower than forecast in the Winter Outlook, giving a revised margin of 1.8 GW, he said. That is below the level required by the government to meet a three-hour loss of load equivalent.Hartree’s figure included start-up of a second interconnector to France, IFA2, due to come online in November. It would potentially increase the flow of exports.

„Rather than the comfortable picture that Grid looks to be painting, the market’s most extreme forecast Interconnector flows would see the UK’s margin shrink to minus 1.95 GW giving a 99.7% likelihood of a blackout using National Grid’s Loss of Load Probability (LoLP) calculation,“ Lewis said.

07.08.20: Polen PSE warnt: Das Risiko, dass das System keinen Strom mehr hat, ist „erheblich“.

Quelle: wysokienapiecie.pl (Google Translate)

Die wichtigste Frage, die der Betreiber zu beantworten versucht, lautet: Was wird nach 2025 passieren, wenn der Kapazitätsmarkt für alte Kohlekraftwerke ausläuft? Werden sie liquidiert oder werden einige von ihnen versuchen, auf dem Markt zu überleben und mit teurem Strom zu verdienen, der während der Stoßzeiten verkauft wird?

„Die tatsächliche Anzahl wirtschaftlich ineffektiver Einheiten nimmt zusammen mit der Verschlechterung der Leistungsbilanz und dem Anstieg der Preise und Margen auf dem Energiemarkt ab. Es ist ein Gleichgewicht zwischen dem festgelegten Versorgungssicherheitsniveau und dem Volumen ineffektiver Einheiten zu erwarten. Trotzdem kann der Punkt dieses Gleichgewichts bei nicht akzeptablen Werten der Sicherheitsindikatoren festgelegt werden, weshalb das Risiko unzureichender Ressourcen als signifikant angesehen werden sollte “, schreibt PSE. Dies bedeutet, dass Energieunternehmen das Spiel „Wer wird zuerst blinken“ spielen und gezwungen sein werden, ihre alten Blöcke zu schließen. 

In dieser Situation wird uns der Import retten. „Unabhängig von der gewählten Variante spielen grenzüberschreitende Verbindungen eine wichtige Rolle bei der Gewährleistung eines angemessenen Machtgleichgewichts. In den Varianten, die den fehlenden Import von Kapazitäten für grenzüberschreitende Verbindungen berücksichtigen, wurde das Risiko unzureichender Ressourcen in allen analysierten Jahren aufgezeigt. Es sollte betont werden, dass die Verfügbarkeit des Imports von Strom über grenzüberschreitende Verbindungen die Aufrechterhaltung des BE-Standards ermöglicht Sicherheit bis 2025 ”– liest den Bericht des Betreibers.

Und nach 2030 werden alte Kraftwerke wie Dinosaurier aussterben – 15 GW werden voraussichtlich innerhalb von 10 Jahren verschwinden.

Anmerkung

Installierte Leistung (2016): 38,11 GW

Spitzenlasten (25 GW Jänner, 22 GW Juli)

Nettoimporteur von Elektrizität; 2 Mrd. kWh 

27.07.20: Der Fall Schweden offenbart, was Deutschland beim Atomausstieg droht

Quelle: www.welt.de

Während eine Megawattstunde in Schweden normalerweise zu dieser Jahreszeit mindestens 30 Euro kostet, notierte der Preis an der Energiebörse Nord Pool zuletzt bei weniger als einem Euro. Die Strukturen, die zu dem Preisverfall geführt haben, sind mit denen in Deutschland vergleichbar, auch wenn sie unter den schwedischen Bedingungen deutlicher hervortreten. So gab es im ersten Halbjahr Corona-bedingt einen starken Rückgang der Energienachfrage, während zugleich Wasserkraft- und Windkraftanlagen wetterbedingt überdurchschnittlich viel Strom produzierten. Beides zusammen setzte die Großhandelspreise unter Druck.

Und nicht nur die: Auf der technischen Seite hatte der schwedische Stromnetzbetreiber Schwierigkeiten, die Stabilität der Versorgung unter diesen Bedingungen stabil zu halten. Schließlich gelang dies nur durch das vorzeitige Wiederanfahren des aus Wartungsgründen stillgelegten Reaktors 1 des Atomkraftwerks Ringhals südlich von Göteborg.

Vattenfall hatte den Meiler an der schwedischen Westküste Mitte März in Revision geschickt. Ende März kündigte der Konzern an, Ringhals 1 den ganzen Sommer über nicht zurück ans Netz bringen zu wollen, weil ein wirtschaftlicher Betrieb angesichts der niedrigen Strompreise nicht möglich sei.

Eine ökonomische Entscheidung, die jedoch die Netzstabilität in Südschweden gefährdete. Der Stromnetzbetreiber Svenska Kraftnät erklärte das Atomkraftwerk für unverzichtbar.

In Verhandlungen mit Vattenfall einigte man sich darauf, den Reaktor vorzeitig, bereits am 27. Juni, „zur Stabilisierung des Stromnetzes“ hochzufahren und bis mindestens 15. September in Betrieb zu halten. Wie jetzt aus dem Quartalsbericht von Vattenfall hervorgeht, erhält der Konzern dafür eine Entschädigung von 300 Millionen schwedischer Kronen, umgerechnet rund 30 Millionen Euro.

Da der Reaktor Ringhals 1 Ende des Jahres endgültig abgeschaltet werden soll, erwartet Svenska Kraftnät, „dass die Stabilisierung des Netzes im kommenden Jahr eine größere Herausforderung darstellen wird“. Das Problem: Während ein Großteil der schwedischen Wasserkraft-Kapazitäten im Norden des Landes liegen, bleibt der industrialisierte Süden eine Defizit-Zone. Mit erneut einem Kraftwerk weniger wird der südliche Teil von Schweden auf zusätzliche Stromimporte aus anderen Ländern angewiesen sein.

Ähnliche Verhältnisse sind in Deutschland nicht ganz unwahrscheinlich: Schließlich verringern die niedrigen Strompreise und hohen CO2-Kosten auch die Wirtschaftlichkeit hiesiger Kraftwerke. Zusätzlich hat die Bundesregierung gerade erst die Abschaltung großer Kohlekapazitäten verfügt, mit der noch Ende dieses Jahres begonnen wird.

Ende des kommenden Jahres folgt die Abschaltung der drei Atomkraftwerke Grohnde, Brokdorf und Gundremmingen C. Die Hoffnung, den Wegfall der steuerbaren Grundlastkraftwerke durch vermehrte Stromimporte auszugleichen, könnte sich als trügerisch erweisen: Nachbarländer wie die Schweiz, Frankreich, Belgien und die Niederlande wollen ebenfalls Atom- und Kohlekapazitäten abschalten.

Ähnlich wie Schweden und Deutschland kommunizieren auch diese Länder ganz offen, künftig verstärkt auf Stromimporte setzen zu wollen. Offen bleibt, wer überhaupt noch liefern kann.

Zum Teil wird in der deutschen Umweltpolitik die Auffassung vertreten, das Land könne sich aus erneuerbaren Energiequellen selbst vollständig versorgen. „Wissenschaftliche Untersuchungen bestätigen, dass in Deutschland eine Stromversorgung mit 100 Prozent erneuerbaren Energien (…) technisch machbar und funktionsfähig ist und ökonomische Vorteile mit sich bringen kann“, heißt es etwa im jüngsten Gutachten des Sachverständigenrates für Umweltfragen (SRU). Ein Glaube, der in Klimaschutzbewegungen wie Fridays for Future oder Extinction Rebellion als Rechtfertigung radikaler Forderungen dient.

Studien von der Praxisseite her betonen demgegenüber die immensen Probleme einer erneuerbaren Vollversorgung. So kommt der südwestdeutsche Stromnetzbetreiber TransnetBW in der Analyse „Stromnetz 2050“ zu dem Schluss, dass das zweitgrößte deutsche Flächenland Baden-Württemberg zu klein für den Platzbedarf erneuerbarer Energien sei.

„Nur die Hälfte der Stromnachfrage Baden-Württembergs wird 2050 regional erzeugt werden“, heißt es in der Szenario-Rechnung: „Baden-Württemberg wird zukünftig verstärkt Strom aus anderen Bundesländern oder aus dem Ausland importieren müssen.“ Zusätzlich zu den bereits in Bau befindlichen „Stromautobahnen“ müssten zwei weitere Gleichstrom- oder HGÜ-Trassen gebaut werden, um das südwestliche Bundesland mit genügend Elektrizität versorgen zu können.

Die aktuellen Trends passen allerdings nicht zu diesen Erfordernissen: So ist die nötige Vervierfachung des Windkraft-Ausbaus in Deutschland nicht absehbar. Im Gegenteil: Die Ausbauzahlen sind weiterhin niedrig.

Zudem werden ab dem kommenden Jahr schrittweise Tausende alter Windräder ihre Vergütung aus der EEG-Umlage verlieren und abgebaut werden, sodass die Windkraft-Leistung in Deutschland unter dem Strich in den nächsten Jahren sogar zurückgehen könnte. Unter solchen Unwägbarkeiten dürfte sich die Netzstabilität in Deutschland nur durch noch tiefere staatliche Eingriffe in den Energiemarkt aufrechterhalten lassen.

Dass auch in Deutschland Atomkraftwerke noch einmal zur Sicherung des Stromnetzes herangezogen werden, gilt politisch als No-Go.

Doch vor einem staatlich verordneten Atomausstieg schreckt die schwedische Regierung weiterhin zurück. „Ohne eine neue Energiequelle als Ersatz für Atomkraft besteht ein erhöhtes Risiko für häufigere Stromausfälle in der Zukunft“, heißt es in dem Plan mahnend.

20.06.20: Bald Stromlücke – trotz Corona-Krise

Quelle: www.sonnenseite.com 

Marktforscher warnen vor einer Strom-Erzeugungslücke aufgrund zu langsamen EE-Ausbaus bei gleichzeitigem Atom- und Kohleausstieg – 2023 fehlen bereits 46 Terawattstunden. Zur Vermeidung einer Stromerzeugungslücke muss der jährliche Photovoltaik-Ausbau von gegenwärtig rund 4 Gigawatt im Jahr bereits 2021 auf 8 Gigawatt verdoppelt und ab 2022 sogar auf 12 Gigawatt verdreifacht werden. Infolge des Atom- und Kohleausstiegs und aufgrund eines nur schwachen Netto-Windenergieausbaus an Land werde die Stromerzeugung nach den Prognosen der Marktforscher spätestens in drei Jahren mit der anziehenden Stromnachfrage nicht mehr mithalten können.

 

04.06.20: Millionen allein bringen keine Sicherheit im Winter

Quelle: www.landbote.ch

Die Versorgungssicherheit in der Schweiz ist vor allem dann kritisch, wenn die Speicherseen leer sind. Also am Ende des Winters. Und da muss man sagen: Auch ein massiver Zubau von Fotovoltaik könnte dann nur einen geringfügigen Beitrag an die Versorgungssicherheit leisten.

Aber keinen Effekt hat ein Zubau ja nicht.

Er ist nicht null, aber wird kaum genügen. Momentan können wir im Winter Strom importieren. Würden die Importe unterbrochen, könnten wir uns im März noch für etwa 20 Tage mit eigener Produktion aus Grundlastkraftwerken und Speichern versorgen. Unter normalen Wetterbedingungen fällt dieser Wert ohne Kernkraft auf nur noch sieben Tage. Das ist sehr knapp. Wir brauchen eine Lösung für die Versorgungssicherheit in dieser Zeit. Und da werden wir Reservekraftwerke bauen müssen.

Der Bund sieht neben einer Pandemie eine Strommangellage als zweite grosse Gefahr für die Schweiz. Ist man mit der Vorlage gerüstet für diese Situation?

Nein, wir sind nicht gerüstet – jedenfalls nicht für die kommenden Jahre, wenn Kernkraftwerke ans Ende ihrer Lebensdauer kommen und die Stromnachfrage durch die Elektromobilität weiter ansteigt. Mit der neu vorgesehenen Speicherreserve macht man einen Schritt in die richtige Richtung. Das allein dürfte jedoch längerfristig kaum ausreichen.

07.03.20: Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2018-2022

Quelle: www.netztransparenz.de – Bericht zur Leistungsbilanz 2019

Im vorliegenden Leistungsbilanzbericht der vier Übertragungsnetzbetreiber wird für eine theoretische, kritische Situation analysiert, ob mit den in Deutschland verfügbaren elektrischen Erzeugungsanlagen die Last in Deutschland versorgt werden kann. Diese Situation charakterisiert sich dadurch, dass der höchste Verbrauch des Jahres (Jahreshöchstlast) mit sehr geringer Windkraft-Einspeisung, fehlender PV-Einspeisung sowie einer vergleichsweise hohen Nichtverfügbarkeit konventioneller Kraftwerke kombiniert wird. Eine negative verbleibende Leistung, die sich als Saldo aus der verfügbaren Leistung und der zu deckenden Last ergibt, führt nicht zwangsläufig zur Notwendigkeit einer Lastabschaltung. Allerdings ist Deutschland in Situationen mit einer negativen verbleibenden Leistung auf Importe aus dem Ausland angewiesen, um die Last decken zu können. Über die Eintrittswahrscheinlichkeit einer solchen Situation wird in diesem Bericht keine Aussage getroffen. Gleichwohl zeigen die betrieblichen Erfahrungswerte der Übertragungsnetzbetreiber aus dem Januar 2017, dass eine solche Situation nicht ausgeschlossen werden kann.

Im vorliegenden Bericht werden zwei verschiedene Pfade betrachtet. Zum einen wird ein Szenario 1 (ohne Kohleausstieg) betrachtet, in dem für den Rückbau konventioneller Kraftwerke ausschließlich den ÜNB vorliegende Stilllegungsanzeigen berücksichtigt werden. Hierdurch werden die empfohlenen Zielzahlen der Kommission für Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung (KWSB) nicht erreicht. Weiterhin ist in diesem Szenario der Braunkohle-Ausstiegspfad gemäß Entwurf zum Kohleausstiegsgesetz vom 29.1.2020 noch nicht berücksichtigt. Daher wird in Szenario 2 (mit Kohleausstieg) untersucht, welche Auswirkungen der Kohleausstieg gemäß Entwurf zum Kohleausstiegsgesetz vom 29.1.2020 auf die verbleibende Leistung in Deutschland hat.

Durch die stetige Aktualisierung der Datengrundlage und Berücksichtigung der aktuellen Informationen zum Kraftwerkspark in Deutschland ergibt sich im vorliegenden Leistungsbilanzbericht im Szenario 1 für den betrachteten Stichzeitpunkt im Januar 2021 unter Berücksichtigung der Netzreserve und Sicherheitsbereitschaft eine positive verbleibende Leistung von ca. 2,9 GW. Für den erstmalig betrachteten Stichzeitpunkt im Jahr 2022 zeigt sich ein möglicher Importbedarf von ca. 1,5 GW. Im Szenario 2 zeigt sich für 2021 eine positive verbleibende Leistung von 2,6 GW und für 2022 ein Importbedarf von ca. 7,2 GW [was in etwa den durchschnittlichen Verbrauch von Österreich entspricht!].

Zusätzlich zu den 4,1 GW Kernkraftwerksleistung gehen in Szenario 2 zum Ende 2021 weitere 0,9 GW Braun- und ca. 5,3 GW Steinkohleleistung vom Netz = 10,3 GW! 

Siehe auch den Winter Outlook 2019/2020

03.02.20: Europas Stromversorgung verliert sichere Basis

Quelle: www.energie.de

Das Verhältnis von Höchstlast zu verfügbarer Erzeugungsleistung zeigt für das ENTSO-E-Gebiet und damit für den größten Teil Westeuropas einschließlich der Türkei ein steigendes Risikopotenzial. Besorgniserregend ist nicht nur der geringe Sicherheitspuffer zwischen Leistung und Bedarf.

Bisher weitgehend unbeachtet blieb, dass die aggregierte Höchstlast im ENTSO-E-Gebiet mit einer hohen Zahl nationaler Höchstlasten zeitlich zusammenfällt.

Im Juni 2019 war die Stromversorgung in Deutschland an mindestens drei Tagen akut gefährdet. Die Bundesregierung bestätigte, dass am 6., 12. und 25. Juni der tatsächliche Bedarf an Regelleistung höher lag, als die von den Netzbetreibern vorgehaltene Leistung. Zu den Gegenmaßnahmen der Netzbetreiber gehörten auch Stromimporte. Doch das Potenzial für kurz- oder längerfristige Stromimporte wird zunehmend kleiner, wie aktuelle Übersichten des Verbandes der europäischen Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E zeigen.

Mit 590 GW erreichte die Höchstlast im Stromnetz der im Verband Europäischer Stromnetzbetreiber (ENTSO-E) zusammengeschlossenen Unternehmen in den Abendstunden des 28.02.2018 ihren bisherigen historischen Höchststand. 2013 lag die Höchstlast noch bei 516 GW. Zeitgleich erreichten die Übertragungsnetze von neun der insgesamt 36 ENTSO-E-Mitglieder ihre Jahreshöchstlast. Dazu gehörten neben Deutschland und Frankreich auch Bulgarien, Dänemark, Finnland, Polen, Schweden, Serbien und Tschechien. Auf diese neun Länder entfallen rund 43 % der Erzeugungsleistung sowie 47 % der Netto-Stromproduktion im ENTSO-E-Bereich.

Wird der Betrachtungszeitraum um +/- drei Tage erweitert (25.02.-03.03.2018) so erhöht sich die Zahl der Länder mit zeitgleicher oder zeitnaher Jahreshöchstlast auf 21. Das entspricht einem Anteil von 73 % am Netto-Stromverbrauch des gesamten ENTSO-E-Bereichs. Damit befanden sich Ende Februar bis Anfang März 2018 rund drei Viertel der europäischen Stromversorgung in einem kritischen Bereich. Außerdem war die Situation im ENTSO-E-Gebiet auch Ende November/Anfang Dezember sowie Anfang August 2018 angespannt.

Die belegte hohe Wahrscheinlichkeit, dass Lastspitzen europaweit zeitgleich auftreten und tendenziell weniger gesicherte Erzeugungsleistung zur Verfügung steht, stellt eine ernsthafte Verminderung der Versorgungssicherheit dar.

Die Annahme, Versorgungssicherheit über den Stromaußenhandel quasi zu importieren, muss als leichtfertig eingestuft werden. Deutschland kann sich nicht – wie immer wieder behauptet – darauf verlassen „durch Ausgleichseffekte etwa bei den Höchstlasten, Erneuerbaren Energien oder Kraftwerksausfällen sowohl in Bezug auf Kosten als auch auf Versorgungssicherheit“ von den Nachbarländern zu profitieren.

03.02.20: SuedLink

Quelle: www.insuedthueringen.de

Hochspannungsgleichstromleitung SuedLink: 700 Kilometer, geplante Inbetriebnahme: 2026 

Das aktuelle Bundesbedarfsplangesetz vom Mai 2019 sieht den Bau von Leitungen mit einer Gesamtlänge von 5.900 Kilometern vor, verteilt auf bundesweit 47 Netzausbau- und Verstärkungsvorhaben. 

Schon 2022, wenn die letzten Atomkraftwerke in Deutschland vom Netz gehen werden, steigt der Bedarf an alternativer Stromerzeugungsleistung in den Verbrauchszentren Bayerns, Baden-Württembergs und Hessens sprunghaft an. Prognosen zufolge werden diese für den Industriestandort Deutschland immens wichtigen Regionen mindestens ein Drittel ihres Jahresverbrauchs an Strom importieren müssen. In Nord- und Ostdeutschland übertrifft dagegen die geplante überwiegend erneuerbare Stromerzeugung die lokale Nachfrage um mehr als das Doppelte. 

Damit die Versorgung im Süden weiterhin sicher bleibt, muss die hierfür nötige Infrastruktur geschaffen werden. Denn das bestehende Übertragungsnetz in Deutschland ist für den Transport großer Strommengen über weite Strecken von Nord- nach Süddeutschland bislang nicht ausgelegt und muss deshalb ausgebaut werden. Doch nicht nur Leitungsbauvorhaben wie SuedLink erhöhen die Flexibilität und letztlich auch die nötige Stabilität im Energiesystem. Unterschiedlichste Technologien wie beispielsweise Batteriespeicher, Power-to-X-Anwendungen oder neue Steuerungsmöglichkeiten im Lastmanagement gewinnen als effiziente technische Flexibilitätsoptionen an Bedeutung und wurden entsprechend bei der Netzplanung berücksichtigt. Der Großteil dieser Flexibilisierungsoptionen ermöglicht zwar eine zeitliche Verschiebung zwischen Erzeugung und Verbrauch von Strom aus erneuerbaren Energien, nicht jedoch eine räumliche. Power-to-X-Anwendungen sind nicht zuletzt aufgrund hoher Umwandlungsverluste bei der Stromerzeugung keine wirkliche Alternative, um Unterschiede in der Stromerzeugung zwischen zwei Regionen auszugleichen. 

Der Strombedarf insbesondere in den Ballungsräumen und Industriezentren Süddeutschlands lässt sich mit diesen ergänzenden Maßnahmen allein nicht decken. Perspektivisch wird das bereits heute vorhandene Stromerzeugungsdefizit in diesen Regionen im Zuge des Kohle- und Atomausstiegs weiter zunehmen.

Meldungen und Berichte 2019

28.11.19: Winter Outlook 2019/2020

Siehe unter dem Beitrag Winter Outlook 2019/2020


14.10.19: Die Spannungserhöhung der Höchstspannungsleitung Bassecourt – Mühleberg wird wegen Beschwerden an das Bundesverwaltungsgericht verzögert.

Quelle: www.swissgrid.ch

Durch die Stilllegung des Kernkraftwerks Mühleberg fällt ab Ende 2019 ein Teil der Schweizer Energieproduktion im Mittelland weg. Diese fehlende Einspeisung muss mittelfristig durch höhere Produktion von Schweizer Kraftwerken oder durch Energieimporte aus dem Ausland kompensiert werden. Um die zusätzlichen Importe zu ermöglichen, müssen die bestehenden Kapazitäten der Höchstspannungsleitungen und Transformatoren zwischen Bassecourt und Mühleberg erweitert werden. Dies ist besonders in den Wintermonaten wichtig, wenn die Schweiz auf zusätzliche Energieimporte angewiesen ist.

Der Grossraum Bern ist bei einer normalen Versorgungslage auch nach der Stilllegung des Kernkraftwerks Mühleberg mit genügend Strom versorgt. Bei kurzfristigen Netzengpässen kann die Netzleitstelle von Swissgrid durch verschiedene Massnahmen wie Schalthandlungen oder Eingriffe in die Stromproduktion (Redispatch) bzw. durch Massnahmen am Strommarkt (NTC-Anpassungen) situativ eingreifen und die Netzstabilität sicherstellen. Um die Versorgungssicherheit mittelfristig zu gewährleisten, benötigt Swissgrid die 380-kV-Verbindung zwischen Bassecourt und Mühleberg.

Kommentar

Die Netzbetreiber können aber nur das steuern, was (rasch) verfügbar ist. Bei kurzfristigen Störungen wie am 9. August 2019 in England hilft nur betten.

 


14.08.19: Deutschland importiert so viel wie noch nie

Grafik: www.agora-energiewende.de (Saldo Import/Expert);

28. Juni: Produktion regenerativ: 11,842 GW Produktion, konventionell: 39,848 GW, Verbrauch: 60,857 GW, Import 9,167 GG

14. August: Produktion regenerativ: 10,561 GW Produktion, konventionell: 33,539 GW, Verbrauch: 53,329 GW, Import 9,229 GW

There have already been warning signs this year as Germany’s net exports in the first half of 2019 fell by 14%. The situation has been exacerbated by a European heat wave that drove demand in France to near record levels in June, curbing its export availability. (Quelle: www.reuters.com)


02.07.19: Chaotische Zustände im deutschen Stromnetz

Quelle: FAZ, spiegel.online, merkur.de, handelsblatt.de

Im deutschen Elektrizitätsnetz ist es im Juni mehrmals zu schweren Krisen mit europaweiten Folgen gekommen. Die Systemsicherheit war sogar gefährdet. Am 6., 12. und 25. Juni sei teils deutlich weniger Elektrizität eingespeist worden als gerade benötigt worden wäre. Der Bedarf an dieser Regelenergie habe im Schnitt mehr als 6 Gigawatt betragen. Das sei doppelt so viel gewesen wie vertraglich bereitgestanden habe. Auch auf Angebote von Unternehmen, ihren Stromverbrauch gegen Bezahlung abzuschalten, habe man zurückgegriffen, sagte die Tennet-Sprecherin. Marktteilnehmer sehen in ungenauen Verbrauchs- und Erzeugungsprognosen einen Grund für die Probleme. Die Stromhändler hätten deshalb zu wenig Strom geordert und sich darauf verlassen, dass genügend Regelenergie vorhanden sei. Die Kosten für die Notmaßnahmen landen über die Netzentgelte bei den Stromkunden.

Die kritische Lage konnte nur mit Hilfe aus den Nachbarländern bereinigt werden. Auf F.A.Z.-Anfrage gaben die vier Netzbetreiber am Montag zu: „Die Lage war sehr angespannt und konnte nur mit Unterstützung der europäischen Partner gemeistert werden.“ An der Börse schossen die Kurzfristpreise für Strom in die Höhe. Eine Megawattstunde kostete am vergangenen Samstag in der Spitze 37.856 Euro, obwohl man sie in ruhigen Zeiten teils schon für zehn Euro bekommt. Insgesamt lagen die Regelenergiekosten am 29. Juni bei rund 17 Millionen Euro, an normalen Tagen kommen teils nur wenige Tausend Euro zusammen.

Die „starke Unterspeisung“ sei im sogenannten Markt für Regelenergie aufgetreten, sagte ein Amprion-Sprecher. Dieser dient dazu, kurzfristige Schwankungen auszugleichen, die teils binnen Minuten auftreten. Die Vermeidung solcher Unregelmäßigkeiten ist für die Versorgungsstabilität essenziell wichtig. Gerät das System aus der Balance, schwankt auch die sogenannte Stromfrequenz – was ganze Fabriken aus dem Takt bringen kann.

Ursache könnten Spekulationen von Händlern sein. Marktteilnehmer, darunter die Firma Next Kraftwerke, vermuten hinter den Engpässen im Juni das Werk von Spekulanten. Es besteht demnach der Verdacht, dass Händler Versorgungslücken im Regelenergiemarkt zunächst bewusst nicht ausgeglichen hätten, um später höhere Gewinne einzustreichen. Wenn dies an vielen Stellen gleichzeitig passiert, steigen nicht nur die Preise – es steigt auch die Gefahr eines Blackouts. Die aktuellen Rahmenbedingungen des Regelenergiemarkts sind nach Darstellung von Next Kraftwerke nicht ausreichend, um solche Manipulationen zu unterbinden.

In den vergangenen Monaten wurde nun immer mehr Regelenergie abgerufen. „Denn seitdem ist der Arbeitspreis im Allgemeinen deutlich niedriger als vor der Neuregelung“, sagt Podewils, „teilweise ist er sogar günstiger als der kurzfristige Strompreis an der Strombörse.“ Händler hätten deshalb Strommengen, die ihnen gefehlt hätten, um ihre Stromlieferverträge zu erfüllen, nicht wie bisher kurzfristig im untertägigen Handel an der Strombörse beschafft, sondern stattdessen in Kauf genommen, dass die fehlenden Liefermengen über den Regelenergiemechanismus ausgeglichen wurden.

„Das ist der Anreiz, den das Mischpreisverfahren unbeabsichtigt setzt. Dabei ist die Regelenergie für den Notfall gedacht“, sagt Podewils. Wenn nun eine Vielzahl von Händlern die günstigere Regelenergie anstelle von teureren regulären Stromkäufen nutzt, ist am Ende nicht mehr genug Regelenergie verfügbar, und die Gefahr eines Blackouts droht.

Kommentar

Natürlich kann man im Nachhein leicht sagen, dass keine Gefahr bestanden hat, was aber alleine von den Fakten (Einsatz der doppelten Reserveleistung!!) falsch ist. Damit gab es 2019 bereits 8 (!) kritische Ereignisse (10. und 24. Jänner, 03. April, 20. Mai, 07. Juni), die vom Markt proviziert worden sind. Alle in der Fachwelt wissen darum. Aber die Marktgläubigkeit behält die Oberhand. Oder wie Franz Hein immer zu sagen pflegt, wird hier eine unglaubliche Geldwäsche betrieben. Der Markt bereibt Gewinnmaximierung und wenn etwas aus dem Ruder läuft, zahlen die Haushaltskunden über die Netzentgelde die Rechnung. Einfach unfassbar aber Realität.


29.06.19: Belgien vor großen Lastdeckungsproblemen

BelgienBeschleunigte Stilllegungen von Kohlekraftwerken in Westeuropa in den Jahren 2022-2023 – insbesondere in Deutschland – könnten dazu führen, dass Belgien im Winter mehr als 1 GW an zusätzlicher Kapazität benötigt. Die Situation würde sich durch die geplante Schließung von 2 GW an KKW-Kapazitäten noch verschärfen. Das Land plant, bis 2025 aus der Kernenergie auszusteigen, wobei die ersten Reaktoren ab 2022 vom Netz gehen sollen. Im Oktober 2022 wird demnach der Betreiber Electrabel Doel 3 (1 GW) schließen und Tihange 2 (1 GW) im Februar 2023 – was einem Drittel der KKW-Flotte des Landes entspricht. Elia hob eine „zunehmende Dringlichkeit der Situation“ hervor und forderte die Regierung auf, Ersatzkapazitäten zu einer Priorität zu machen. Elia schätzte in einem Bericht aus dem Jahr 2017, dass Belgien 3,6 GW neue Kapazität benötigen würde, um die Stilllegung der Kernkraftwerke des Landes auszugleichen, hat diese Zahl aber nun im aktuellen Bericht aufgrund beschleunigter Stilllegungen von Kohlekraftwerken in seinen Nachbarländern, hauptsächlich Deutschland, auf 3,9 GW erhöht.


16.06.19: Auch in Deutschland [Europa] wird der Mega-Blackout wahrscheinlicher

Quelle: Die Welt

Zwar sind derzeit noch Kraftwerke mit einer Kapazität von 4,4 Gigawatt im Bau. Doch stillgelegt werden bis 2023 rund 18,6 Gigawatt. Damit sinkt die von Wind und Sonne unabhängige, gesicherte Leistung von derzeit 90 auf dann nur noch 75,3 Gigawatt – zu wenig, um die deutschen Spitzenlast von 81 Gigawatt in einer kalten Dunkelflaute noch zu decken. In diesem Fall könnten nur Stromimporte aus Nachbarländern die Abschaltung von Stromverbrauchern verhindern.


31.05.19: Deutschlands Bedarf an Reserve-Kraftwerken verdoppelt sich

Quelle: Die Welt

Deutschlands Bedarf an Reserve-Kraftwerken verdoppelt sich: Die Energiewende fordert das Stromnetz zunehmend heraus. Die Netzagentur hält eine Verdopplung der Reserve-Kraftwerke auf zehn Gigawatt für nötig. Das entspricht der Leistung von zehn Atomkraftwerken. Der Kohleausstieg ist da noch gar nicht eingepreist. Es gibt nach wie vor einen Bedarf an Netzreserve, um das deutsche Stromnetz in kritischen Situationen stabil zu halten. Bislang haben Energiekonzerne 110 Kraftwerksblöcke mit einer Kapazität von 22.000 Megawatt zur Stilllegung angemeldet. In 27 Fällen hat die Bundesnetzagentur die Abschaltung bereits untersagt. Aus diesem Pool wird auch die Netzreserve für den kommenden Winter gebildet, die von der Regulierungsbehörde mit 5126 Megawatt angegeben wird. Zudem verlangt eine neue Stromhandelsverordnung der EU, dass die Netzbetreiber mehr grenzüberschreitende Leitungen dem internationalen Stromhandel zur Verfügung stellen müssen. Auch dadurch steigt der Re-Dispatch-Bedarf. Woher die nötigen Reservekraftwerke im Winter 2022 kommen sollen, ist einstweilen noch unklar. Der Bedarf von mehr als zehn Gigawatt übersteigt bei Weitem das, was an inländischen Kraftwerken zu diesem Zeitpunkt der Netzreserve zur Verfügung stehen wird. Womöglich müssen dann erneut ausländische Kraftwerke zur Sicherung des deutschen Stromnetzes angemietet werden. Die Bundesnetzagentur hält daher an der Praxis fest, Netzreserve im Ausland erst zu kontrahieren, wenn die Bedarfsanalyse für den unmittelbar folgenden Winter einen entsprechenden Bedarf ergibt. Offenbar hegt die Bundesnetzagentur keinen Zweifel, dass Kraftwerkskapazitäten in dieser Größenordnung im Ausland auch 2022 noch kurzfristig kontrahiert werden können. Welche Preise dann aufgerufen werden, ist allerdings unsicher: Schließlich werden auch in zahlreichen europäischen Nachbarländern fossile Kraftwerke reihenweise stillgelegt. Was aktuell an Zubau stattfindet, sowohl an erneuerbaren Energien als auch an Gaskraftwerken, kann nicht kompensieren, was an gesicherter Leistung mit dem schrittweisen Kohleausstieg und dem Kernenergieausstieg vom Netz geht.

Stromnetzausbau geht zu langsam voran:

Quelle: Die Welt

Der Netzausbau kommt nicht so schnell voran, wie es nötig wäre. Das schlage sich in hohen Kosten für die Systemsicherheit nieder. 1,4 Milliarden Euro kosteten demnach im vergangenen Jahr Maßnahmen wie Leistungsanpassungen von Kraftwerken und die Vorhaltung von Reservekraftwerken, die über die Netzentgelte auf die Verbraucher umgeschlagen werden. Aktuell sind laut Homann rund 7700 Kilometer neue Stromleitungen in Deutschland geplant. Davon befinden sich 4600 Kilometer in Planungsverfahren und nur 1800 Kilometer sind genehmigt. Von den genehmigten Leitungen wurden laut dem Jahresbericht der Behörde Stand drittes Quartal 2018 nur 950 Kilometer gebaut.

Kommentar

Ein völliger Irrsinn, der absehbar in die Katastrophe führt. Rundherum werden Kraftwerke geschlossen. Etwa gerade in Österreich das Kohlekraftwerk Dürnrohr, das bisher zur Netzreserve für Deutschland eingesetzt wurde. Damit kann Österreich, wenn es eng wird vielleicht gerade noch den Eigenbedarf decken. Wenn wie im Jänner 2017, nicht einmal diesen. Wie kann man glauben, dass es da dann schon kurzfristig abrufbare Kraftwerke geben wird? Und auch wenn die Nord-Süd-Leitungen in Deutschland fertig sind, was ja noch länger dauern dürfte. Wenn nichts produziert wird (Dunkelflaute), kann auch nichts transportiert werden.


21.05.19: Problem Verfügbarkeit

Professor Harald Schwarz (PDF-Datei)

„Es gibt seit zehn Jahren ausreichend Studien dazu. Möchte man in einem Land sichere Stromversorgung, benötigt man gesicherte Kraftwerksleistung. Seit hundert Jahren heißt die Regel, dass die gesicherte Leistung die mögliche Höchstlast in einem Stromnetz übersteigen muss. Schauen wir uns die letzten zehn bis 15 Jahre Energiewende in Deutschland an, so haben wir um die 120 Gigawatt PV- und Windstrom aufgebaut. Die gesicherte Leistung von PV ist aber 0%, bei Wind onshore ist es 1%, bei Wind offshore 2%. Im Klartext liefern die 120 GW, die wir in den letzten 15 Jahren aufgebaut haben, nahezu null Beitrag zur gesicherten Leistung. Wir werden ausschließlich mit Wind und PV nie eine gesicherte Stromversorgung aufbauen.

Erneuerbare Energien: „Null Beitrag zur gesicherten Leistung“

Vor zehn Jahren standen uns deshalb rund 100 GW Kraftwerksleistung aus sicheren Energieträgern zur Verfügung, das sind Kohle, Gas, Atom, Biomasse und Laufwasser. Die mögliche Höchstlast in Deutschland liegt derzeit bei ca. 85 GW. Inzwischen ist die gesicherte Leistung auf knapp 90 GW abgeschmolzen  und der Kohlekommissionsbericht sieht vor, dass wir davon bereits in drei Jahren weitere 20 GW gesicherte Leistung abschalten. Das soll dann noch weiter fortgesetzt werden. Wir geben in drei Jahren also unsere sichere Stromversorgung „aus eigener Kraft“ auf und haben dann nur noch 80% der notwendigen gesicherten Kraftwerkleistung im eigenen Land, die wir brauchen, um uns verlässlich zu versorgen. 2030 sinkt das weiter auf 60%. Wo soll der Rest herkommen? Es gibt kein Konzept und bei unseren Planungshorizonten kann ich mir keine reale Lösung vorstellen.“

„Die Bundesregierung Deutschland verfügt derzeit über kein Konzept zum Ersatz der fossilen Energieträger. 2020 wird bereits eine Unterdeckung der relevanten Höchstlast im deutschen Stromsystem vorhanden sein, mit der Abschaltung weiterer Kohlekraft und der verbliebenen Atomkraft wird diese Lücke 2022 gut ein Fünftel der möglichen Höchstlast umfassen.“

Kommentar

Natürlich müssen wir die Energiewende schaffen. Wir werden dies aber nicht mit Wunschvorstellungen tun. Daher ist dieser kritische Hinweis durchaus berechtigt. Und ja, es gibt Lösungsansätze. Aber wir brauchen eine breite reale Verfügbarkeit und nicht nur Papier, damit das auch in der Realität funktioniert.


26.04.19: Übertragungsnetzbetreiber: Netzausbau noch teurer als bisher erwartet

Quelle: www.en-former.com

Nach der ersten Konsultationsrunde hat sich herausgestellt: Die Energiewende fordert noch mehr Investitionen

Mitte April haben die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) den zweiten Entwurf für den Netzentwicklungsplan 2030 (Stand 2019) vorgelegt und an die Bundesnetzagentur übergeben. Neben kleineren Anpassungen und Neuberechnungen steht eine grundlegende Erkenntnis: Der Ausbau des Höchst- und Hochspannungsnetzes wird noch teurer als bislang erwartet. Die ÜNB fordern zwischen 1.600 und 1.700 Kilometer zusätzliche neue Übertragungsleitungen. Damit erhöhen sie ihr Bedarfsprognose noch einmal im Vergleich zum ersten Entwurf.

Den Neuberechnungen zufolge steigen die Kosten schon im mittleren der drei Planungsszenarien (sogenanntes Szenario B 2030) im Vergleich zum ersten Entwurf von 52 Milliarden Euro auf 61 Milliarden Euro. Den Empfehlungen der Kommission Wachstum, Strukturwandel und Beschäftigung kommt allerdings das Szenario C am nächsten, das den geringsten Anteil von Strom aus Kohle und Gas zugrunde legt. Hier sehen die ÜNB einen Investitionsbedarf von 62,5 Milliarden Euro.

In diesem Szenario müssten auch die meisten zusätzlichen Leitungen neu gebaut werden, die im Bundesbedarfsplan und im Energieleitungsausbaugesetz noch nicht vorgesehen sind, nämlich 1.700 Kilometer. Außerdem seien dann zusätzliche 3.250 Kilometer an Netzverstärkungen auf Bestandstrassen nötig. Insgesamt beläuft sich im Szenario C der Netzausbau- und Netzverstärkungsbedarf bis 2030 auf 12.090 Kilometer.

Darüber hinaus werden in allen Szenarien neben den drei bereits geplanten Gleichstrom-Verbindungen von Nord- nach Süddeutschland zwei weitere nötig. Sie sollen jeweils eine Leistung von 4 Gigawatt (GW) über insgesamt 1.160 Kilometer übertragen können. Hinfällig geworden ist keine einzige der bisher veranschlagten Netzausbau-Maßnahmen – in keinem der Szenarien.

Bereits jetzt klagen die Netzbetreiber über zeitweise Engpässe. Da in den kommenden Jahren die verbleibenden Atomkraftwerke vom Netz gehen und der Anteil Erneuerbarer Energien am Stromnetz weiter steigen wird, wächst auch das innerdeutsche Gefälle bei der Stromerzeugung mit einem Erzeugungsüberschuss im Norden und Osten und einem Erzeugungsdefizit im Westen und Süden.

Die west- und süddeutschen Bundesländer müssen zwischen einem Viertel und der Hälfte ihrer jährlichen Stromnachfrage aus dem In- und Ausland importieren.

Eine Bewertung der Versorgungssicherheit beinhaltet der Netzentwicklungsplan nicht: Im Szenario C steht einer Residuallast von 80 GW eine gesicherte Leistung von 80,7 GW gegenüber. Letzte setzt sich zusammen aus 69,1 GW konventioneller Kraftwerksleistung, 6,0 GW Biomasse und 5,6 GW Wasserkraft. Dabei werden aber Nichtverfügbarkeiten etwa aufgrund von Revisionen oder Wasserstand nicht berücksichtigt.

Damit Versorgungssicherheit gewährleistet bleibt, müssen Lastmanagement und Stromimporte aus dem Ausland einiges auffangen – die Autoren des Netzentwicklungsplans nehmen 6 GW an.

Kommentar

Der viel größere Brocken bei den Kosten wird noch überhaupt nicht thematisiert: Die Energiebevorratung! Denn die Netz können nur etwas verteilen, wenn auch etwas da ist. Und die PV kann (da in der Nacht keine Sonne scheint) 0% gesicherte Leistung und der Wind im unteren einstelligen Prozentbereich sicherstellen. Die Energiewende ist ein Fleckerlteppich von Einzelmaßnahmen und Lösungen, die eben kein Ganzes ergeben. Und auch hier geht man wieder von 6 GW gesicherte Importleistung aus, die nicht überprüft wurden und auch nicht absehbar sind, da bisher schon die Nachbarländer aus Deutschland importieren, wenn es kritisch wird. Siehe auch Süddeutschland braucht künftig zunehmend Stromimporte – nur woher?.

Zusatzinformation von einer Fachveranstaltung am 08. Mai 2019: Deutschland könnte bereits im Winter 2019/20 einen Importbedarf von 0,5 GW haben, sollte es durch eine Dunkelflaute eng werden.

Studie: Versorgungssicherheit in Süddeutschland bis 2025

14.02.19: Süddeutschland braucht künftig zunehmend Stromimporte – nur woher?

Quelle: bnn.de

Süddeutschland wird nach einer Studie wegen des Atom- und Kohleausstiegs in den nächsten Jahren verstärkt auf Strom aus Norddeutschland und dem Ausland angewiesen sein. «Bis 2025 ist die Stromversorgung gewährleistet», sagte Baden-Württembergs Umweltminister Franz Untersteller (Grüne) in einer Mitteilung.

Zugleich betonte er: «Für die Zeit danach müssen wir schon heute den Ausbau der Netze und der Erneuerbaren weiter vorantreiben.» Die am Donnerstag veröffentlichte Studie hat die Versorgungssicherheit südlich der Mainlinie untersucht – also für Baden-Württemberg, Bayern, Saarland, den Süden von Rheinland-Pfalz und Südhessen.

Die Vorschläge der Kohlekommission sind in der Studie zwar noch nicht berücksichtigt. Untersteller geht aber davon aus, dass auch bei einem beschleunigten Kohleausstieg keine akuten Stromengpässe drohen. «Im Hinblick auf die Leistungsbilanz in Deutschland erscheint damit auch bei dem angenommenen beschleunigten Ausstieg aus der Kohleerzeugung die Versorgungssituation unter den gegebenen Voraussetzungen in 2025 noch beherrschbar», heißt es dazu in der Studie.

Allerdings sei Deutschland dann in deutlichem Umfang auf Importe aus Nachbarländern angewiesen. «Ob die Nachbarländer die von Deutschland benötigten Erzeugungsleistungen zur Verfügung stellen können und werden, wurde in der Untersuchung nicht überprüft», heißt es darin weiter. Insgesamt beurteilt die Studie die Versorgungssituation optimistischer als Vorgängerstudien. Dies vor allem deshalb, weil insbesondere in Frankreich und in Polen Kern- und Kohlekraftwerke länger laufen als geplant.

Versorgungssicherheit in Süddeutschland bis 2025 – sichere Nachfragedeckung auch in Extremsituationen?

Studie Versorgungssicherheit in Süddeutschland bis 2025 – sichere Nachfragedeckung auch in Extremsituationen?

Süddeutschland weist bereits heute ein Bilanzdefizit von 9,1 GW ohne Berücksichtigung der vorhandenen Netzreserve auf (das sich durch die Netzreserve auf ein Defizit von 3,3 GW verringert). Es ist somit bereits heute von Importen aus Norddeutschland und/oder den europäischen Nachbarn abhängig. Die verfügbaren Bilanzüberschüsse aus Norddeutschland nehmen aber mit der Zeit ab. Ab 2019 wird dann zusätzlich Leistung aus dem benachbarten Ausland zur sicheren Nachfragedeckung benötigt.

In beiden Szenarien würde ab 2023 diese nationale Alternative der Nutzung der Reservekapazitäten für eine gesicherte Lastdeckung nicht mehr ausreichen, sodass in jedem Fall Importe aus dem Ausland zur sicheren Vermeidung eines Bilanzdefizits notwendig sind. Bei einem beschleunigten Kohleausstieg benötigt Süddeutschland 2025 bis zu 16 GW Importkapazität aus dem benachbarten Ausland zur sicheren Lastdeckung

Sowohl Süddeutschland als auch Gesamtdeutschland werden für eine gesicherte Leistungsbilanz ab 2019 entweder auf die vorhandene Sicherheitsbereitschaft von 2,7 GW und die Kapazitätsreserve von 2 GW, ab 2020 zusätzlich auch auf entsprechende Stromimporte aus dem Ausland angewiesen sein. Alternativ könnten auch ab 2020 als Kapazitätsreserve genutzte Netzreservekapazitäten in entsprechender Höhe aushelfen, die aber eigentlich für andere Zwecke vorgehalten werden.

Bis 2025 steigt das Defizit für Gesamtdeutschland im Fall des beschleunigten Kohleausstiegs auf 17,9 GW, das bei angenommenen 30,7 GW Nettotransferkapazitäten grundsätzlich durch Importe aus dem benachbarten Ausland abzudecken ist. Ob die Nachbarländer die von Deutschland benötigten Erzeugungsleistungen zur Verfügung stellen können und werden, wurde in der Untersuchung nicht überprüft.

Im Rahmen der statischen Leistungsbilanz wurde nicht überprüft, ob die in den betrachteten Ländern vorhandenen freien Kapazitäten zur Nachfragedeckung in hier nicht betrachteten Nachbarländern eingesetzt werden. Das bedeutet, dass die Ergebnisse nur gültig sind, wenn aus diesen Ländern keine höheren Leistungsanforderungen an die Länder des Betrachtungsraums gestellt werden, als die noch verfügbare freie Erzeugungsleistung in diesem gesamten Raum.

Auch zu anderen Situationen, die die Systemsicherheit gefährden könnten, beispielsweise bei hoher Einspeisung aus erneuerbaren Energien aus Norddeutschland, können keine Aussagen getroffen werden.

Der temporäre Verlust der (n-1)-Netzsicherheit im Januar 2017 wurde durch Maßnahmen hervorgerufen, die auf Engpassprognosen basierten, welche die eingetretene Situation nicht korrekt voraussagten. Dies unterstreicht auch der Befund, dass in den relevanten Stunden sowohl noch freie Erzeugungsleistungen am Markt als auch noch freie Kapazitäten der Netzreserve vorhanden waren. Trotz der Anpassungen der Engpassprognose durch die Übertragungsnetzbetreiber kann ein Auftreten ähnlicher Situationen für den realen Betrieb in der Zukunft nicht ausgeschlossen werden.

Auch hier hätte eine verzögerte Verfügbarkeit der Kapazitätsreserve zur Folge, dass die Netzreserve zur Lastdeckung zweckentfremdet herangezogen werden müsste. Deutschland müsste seine Last in kritischen Situationen ab 2023 mit Hilfe von Importen decken.

Allerdings muss an dieser Stelle einschränkend vermerkt werden, dass in dieser statischen Leistungsbilanz weitere Länder, die außerhalb des definierten Betrachtungsraums liegen, nicht berücksichtigt werden. Das bedeutet, dass die Ergebnisse nur gültig sind, wenn aus diesen Ländern keine höheren Leistungsanforderungen an die Länder des Betrachtungsraums gestellt werden, als die noch verfügbare freie Erzeugungsleistung in diesem gesamten Raum. Dies wurde im Rahmen dieser Untersuchung nicht überprüft.

Update 17.02.19: Vom politischen Kurzschluss zum Blackout?

Quelle: Universität Basel

Bernd Schips, Silvio Borner (Hrsg.): «Versorgungssicherheit. Vom politischen Kurzschluss zum Blackout». Seit der Stimmbürger im Mai 2017 dem neuen Energiegesetz und damit der Energiestrategie 2050 (ES 2050) zugestimmt hat, ist es um das Thema ruhiger geworden. Obwohl völlig unklar ist, ob die Energiewende überhaupt vernünftig umgesetzt werden kann. Schon im Vorwort der zwei Herausgeber des Sammelbandes wird die Skepsis klar: «Die ES 2050 ist ein Paket von Illusionen und Wunschvorstellungen über Entwicklungen in der Zukunft.» Die Beiträge der elf Autoren, allesamt ausgewiesene Experten auf ihrem Gebiet, zeigen diese Illusionen und Wunschvorstellungen auf. Sie legen klar dar, dass die technischen, ökonomischen und politischen Herausforderungen des mit der ES 2050 angestrebten Umbaus enorm sind und dass die vorgeschlagenen Massnahmen voller Widersprüche sind. So wird etwa aufgezeigt, dass die ES 2050 eine Importstrategie ist, weil die Elektrizitätserzeugung aus Sonne und Wind nicht geeignet und nicht in der Lage ist, die durch die Abschaltung der Kernkraftwerke wegfallende Bandenergie zu ersetzen. Wind- und Dunkelflauten werden zwingend zu Importen oder aber zum Bau von Gaskraftwerken in der Schweiz führen. Die Versorgungssicherheit dürfte schon bald nach 2020 gefährdet sein, wenn Deutschland, ein wichtiger Stromlieferant, seine letzten Kernkraftwerke vom Netz nimmt. Weitere Beiträge befassen sich mit der Rolle des internationalen Stromhandels für die Schweiz oder mit der Strommarktordnung, die sich heute als eine Grossbaustelle erweist. Der Sammelband hebt sich wohltuend von politisch-ideologisch ausgerichteten Publikationen zur Energiewende ab. Das ebenso umfangreiche wie sachlich-kritische Werk verdient es, zur Pflichtlektüre für alle Energiepolitiker zu werden.

Siehe auch das Referat von Silvio Borner.

Selbst wenn die Versorgungssicherheit bei 99.9 Prozent liegt, ist immer noch mit einer Ausfallerwartung von 8 Stunden pro Jahr zu rechnen.

Die ES 2050 erhöht die Risiken für temporäre Stromausfälle („Blackouts“) und vor allem für strukturelle (insbesondere saisonale) Versorgungslücken mit grossflächigen Abschaltungen deutlich.

Unser Ziel ist aufzuzeigen, dass die eingeschlagene Energiestrategie des Bundesrates – nicht wie den Bürgern vor der entscheidenden Abstimmung 2017 auch unehrlich suggeriert – weder technisch machbar, noch ökonomisch und ökologisch tragbar ist.

Kommentar

Diese „Studie“ lässt einen wirklich sprachlos zurück. Der politische Missbrauch «Bis 2025 ist die Stromversorgung gewährleistet» ist dann nur mehr der Gipfel. Hat in Deutschland noch niemand mitbekommen, dass seit Jahren die Nachbarländer Deutschlands (zumindest Belgien, Frankreich, Schweiz, Österreich) in Engpasszeiten massiv aus Deutschland importieren? Dass es jemand wagt, mit derart isolierten Betrachtungen eines Teilsystems des europäischen Verbundsystems derartige Folgerungen zu ziehen, ist einfach unfassbar. Ja nicht einmal der im eigenen Land angekündigte Kohleausstieg wird in die Betrachtungen eingezogen, obwohl er weitreichend Auswirkungen auf die Systemstabilität erwarten lässt. Nicht nur was die rechnerische Leistungsbilanz betrifft (siehe Momentanreserve). Siehe auch Zunehmend mehr Instabilitäten im europäischen Verbundsystem. Die Truthahn-Illusion lässt grüßen.

Meldungen und Berichte 2018

13.11.18: VGB-Studie zur Windenergie in Deutschland und Europa – Teil 2

Quelle: www.vgb.org

VGB PowerTech hat Daten zur Windstromproduktion in Deutschland und 17 europäischen Ländern daraufhin analysiert, ob im europäischen Netzverbund ausreichende Möglichkeiten bestehen, um die signifikant auftretenden Zeiten niedriger Windstromerzeugung in einer länderübergreifenden Betrachtung im bestehenden System auszugleichen. Die Analyse beruht auf frei zugänglichen Zeitreihen der Übertragungsnetzbetreiber zur Windstromerzeugung in Europa. Windenergie ist inzwischen mit einem Anteil von 11,6 % nach der Wasserkraft die deutlich zweitwichtigste erneuerbare Energiequelle in der Stromerzeugung der EU.

Die Erwartung einer deutlichen Glättung der Gesamtproduktion mit einem möglichen vollständigen Verzicht auf Backup-Kapazitäten tritt nicht ein. Das Gegenteil ist der Fall: Dies zeigen die Summenzeitreihen der Windstromproduktion nicht nur für ein einzelnes Land, sondern auch für die große Leistungsspitzen und -minima der 18 in der Analyse betrachteten europäischen Länder inklusive Deutschlands. Dieses Studienergebnis gilt auch für die Daten der Offshore-Windenergie und unter Berücksichtigung der Solarstromproduktion.

Im Zeitraum von 2015 bis 2017 weisen die Summenzeitreihen der gesamten Windstromproduktion der betrachteten europäischen Länder durchschnittlich Tiefstwerte der verfügbaren Leistung zwischen 6.000 und 8.000 MW auf. Dies entspricht trotz europaweit verteilter Windenergieanlagenstandorte rechnerisch (ohne Netzverluste) nur 4 bis 5 % der in den 18 Ländern insgesamt installierten Nennleistung aller Windenergieanlagen von rund 170.000 MW. Für Transport und Verteilung elektrischer Energie von der Erzeugung bis zum Verbraucher sind zudem Netzverluste von fast 7 % allein innerhalb eines Landes einzukalkulieren. Dies bedeutet, dass sich die ohnehin überschaubaren gegenseitigen Ausgleichsmöglichkeiten zwischen sehr weit auseinander liegenden Ländern Europas noch weiter verringern.

In einer Gesamtbewertung kommt VGB PowerTech zu dem Ergebnis, dass eine gesicherte Stromversorgung auf Basis erneuerbarer Energien nur in einem geeigneten Mix mit flexibler, regelbarer Erzeugung sowie in Verbindung mit Netzausbau und Demand-Side-Management möglich ist: Windkraft- und Solaranlagen können eine Basis bilden, konventionelle Kraftwerke inklusive Kraft-Wärme-Kopplung (KWK), Biomasse und zukünftig vermehrt Speicher – hier insbesondere Pumpspeicherkraftwerke und in der Perspektive Batterien sowie zum Ausgleich auch längerfristiger Engpässe Power-to-X – gewährleisten Versorgungssicherheit und Netzstabilität; nach heutigem Stand sind dabei quasi 100 % Backup-Erzeugungskapazität für erneuerbare Leistung erforderlich. Die Backup-Kapazitäten müssen aus technischer Sicht zudem möglichst verbrauchernah verfügbar sein. Angesichts aktuell deutlich abnehmender konventioneller Kraftwerkskapazitäten in allen europäischen Ländern besteht hier dringender Handlungsbedarf, um weiterhin eine sichere Stromversorgung zu gewährleisten.


22.08.18: Europa kann die deutsche Stromversorgung nicht retten

Quelle: www.welt.de

Bislang war die Bundesregierung davon ausgegangen, dass in Europa genug Kraftwerke bereitstehen, um nach dem deutschen Atom- und Kohleausstieg Lücken in der deutschen Stromversorgung zu füllen. Eine gefährliche Fehleinschätzung, wie jetzt aus der Studie „Verfügbarkeit ausländischer Kraftwerkskapazitäten für die Versorgung in Deutschland“ hervorgeht.
Tatsächlich stellt die Studie ebenso grobe wie folgenreiche Rechenfehler in den Strategiepapieren der Bundesregierung fest. So war das Bundeswirtschaftsministerium im „Grünbuch“ von 2014 davon ausgegangen, dass in dem für Deutschland relevanten Marktgebiet Kraftwerksüberkapazitäten von 60 Gigawatt bestünden. „Die genannte Zahl von 60 Gigawatt ist jedoch nicht korrekt“, stellt die BDEW-Untersuchung jetzt fest. Das Bundeswirtschaftsministerium (BMWI) habe Daten der europäischen Netzbetreiber „falsch interpretiert“. Die Überkapazitäten in Deutschland und den Anrainerstaaten waren zu diesem Zeitpunkt tatsächlich „um den Faktor 3-4 niedriger“.

Noch im November vergangenen Jahres hatte es in einem Papier aus dem BMWI geheißen, rein nationale Leistungsbilanzen zur Stromversorgung seien „veraltet“ und hätten „keine Aussagekraft“, vielmehr müsse „Versorgungssicherheit europäisch gedacht werden“. Inzwischen distanziert sich das BMWI von dem Papier. Doch damals hatte es dort geheißen, es sei ohne Probleme möglich, sieben Gigawatt Kohlekraft schon 2020 in Deutschland stillzulegen, da „in Europa beträchtliche Überkapazitäten von 40 Gigawatt“ bestünden. Auch diese Zahl, stellt die BDEW-Analyse jetzt fest, sei „nicht belegt“ und erscheine „zu hoch“.

Der wissenschaftliche Dienst der EU-Kommission rechnet jetzt vielmehr damit, dass die Kohlekapazitäten in der EU-28 bis 2025 von 150 Gigawatt auf 105 Gigawatt zurückgehen. Bis 2030 sei ein weiterer Rückgang auf 55 Gigawatt zu erwarten. „Dies entspricht einer Abnahme von 63 Prozent“, warnen die EU-Statistiker: „Zusätzliche Abschaltungen von Kraftwerkskapazitäten in Deutschland würden diese Situation noch verschärfen.“

Damit fehlen schon in Kürze überall in Europa Kraftwerke mit „gesicherter Leistung“, die unabhängig von den aktuellen Wind- und Sonnenverhältnissen Strom produzieren können. In Zeiten von „kalten Dunkelflauten“, die im Winter oft auch zwei Wochen lang anhalten können, drohe Elektrizität in ganz Europa zeitgleich knapp zu werden, warnt der BDEW: „Die Zeiten, in denen sehr viel Strom nachgefragt wird, sind in Mitteleuropa nahezu deckungsgleich: Ist die Stromnachfrage in Deutschland hoch, ist dies in der Regel auch in den angrenzenden Staaten der Fall.“

„Egal, wohin man seinen Blick auf einer Europakarte auch schweifen lässt: Fast überall sollen gesicherte Stromerzeugungskapazitäten vom Netz genommen werden“

Für Deutschland wäre es damit aber „zu riskant, sich zum Beispiel in einer Winter-Dunkelflaute auf Stromimporte zu verlassen“, argumentiert der Energieverband: „Wir werden in Deutschland neue Erzeugungskapazitäten auf Basis von Gas brauchen.“
Allerdings werden neue Gaskraftwerke derzeit fast nirgendwo geplant, weil die Refinanzierung unter den Bedingungen der Energiewende zu riskant erscheint.

Kommentar

Es ist erfreulich, dass sich nun doch jemand auch mal mit den Fakten beschäftigt. Siehe dazu etwa auch Die Energiewende: Fiktion und Wirklichkeit oder Süddeutschland braucht künftig zunehmend Stromimporte – nur woher?. Wenn es eng wird , importieren bereits seit Jahren mehrere Länder aus Deutschland: Schweiz, Frankreich, Belgien, Österreich. … Und alle sagen, alles kein Problem, wir können eh importieren bzw. sagt das der Markt aufgrund des Preises. Aber wenn der bisherige Exporteur nun auch zum Importeur wird, dann wird es spannend. Ganz abgesehen davon, dass Versorgungssicherheit kein nationales Thema ist. Alle sitzen im selben Boot und gehen gemeinsam unter.