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.

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Das Problem: Fehlende Speicher und Puffer

Die Sonne scheint zwar gratis. Die Umwandlung der Sonnenstrahlung in Elektrizität ist vergleichsweise billig. Das Problem ist jedoch die bedarfsgerechte Nutzung des Solarstroms, wozu entsprechende kostenintensive Speicher- und Puffermöglichkeiten notwendig sind. Die Dimensionen, die wir mit unserem heutigen Stromverbrauch benötigen würden, sind weder technisch noch wirtschaftlich realisierbar (siehe auch Energiewende ins Nichts und Die Energiewende – Fiktion und Wirklichkeit). Hierzu ein paar Beispiele:

Das größte deutsche Pumpspeicherkraftwerk, Goldisthal in Thüringen, hat eine Leistung von 1 GW und eine Speicherkapazität von 8 GWh. Damit ist bei voller Rückspeisung ins Netz der Speicher nach 8 Stunden leer. Der österreichische Stromverbrauch könnte damit genau für eine Stunde gedeckt werden. In Deutschland mussten 2017 und 2018 je rund 5 TWh Windstrom abgeregelt werden, da das Netz nicht mehr Strom aufnehmen konnte. Das entspricht ungefähr der Speicherkapazität von 625 Pumpspeicherkraftwerken der Größe von Goldisthal.

In Österreich steht eine theoretische Pumpspeicherkapazität von 3.300 GWh zur Verfügung. In Deutschland hingegen stehen nur  rund 40 GWh zur Verfügung!

Elektroautos werden daher gerne als Lösungen gebracht. Dazu ein einfacher Vergleich: Wenn heute im Burgenland der Wind ordentlich weht, dann könnten nur mit dem Überschussstrom eines Tages (~ 18 GWh) rund 240.000 Tesla S Batterien (75 kWh) vollständig geladen werden. Im umgekehrten Fall, wenn kein Wind weht, bräuchte es 80.000 Tesla Batterien, um nur das Burgenland einen Tag lang (~250 MW*24 = 6 GWh) mit Batteriestrom versorgen zu können. Da wären dann die Batterien aber auch komplett leer, was die Autobesitzer nicht sehr freuen dürfte.

Weitere Details zu den Kraftwerksleistungen siehe auch unter Aktuelle Situation.

Schweiz

Quelle: think-beyondtheobvious.com

Von Oktober bis Februar kann im Mittel mit einem Stromertrag von rund 2 TWh gerechnet werden. Das ist weniger als 20 % des jährlichen Gesamtsolarertrags von 11,4 TWh oder gut 3 % des mittleren jährlichen Stromverbrauchs der Schweiz von etwa 58 TWh. Werden der unterdessen übliche Stromimport im Winter sowie der absehbare Wegfall der Atomkraft von im Winter rund 40 % des Gesamtstromverbrauchs mitberücksichtigt, ist eine Vergrößerung des jetzt schon vorhandenen Mankos im Winter offenkundig. Wird folglich auf Solarstrom gesetzt, bedeutet das ein oder mehrere zusätzliche Pumpspeicherkraftwerke. Solche haben einen Wirkungsgrad von etwa 0,8.

Pumpspeicherkraftwerke erfordern große Investitionen. Um die Kosten ­größenordnungsmäßig abzuschätzen, wird mit dem neu erweiterten Pump­speicherkraftwerk Linth-Limmern verglichen: Investitionen von 2,1 Mrd. Fr. steht eine elektrische Speicherkapazität von bescheidenen 36 Gigawattstunden (GWh) gegenüber. Diese 36 GWh decken den Strombedarf der Schweiz lediglich für ein paar Stunden.

Nehmen wir an, es soll zusätzlich etwa ein Sechstel des jährlichen Strombedarfs der Schweiz, also 10 000 GWh, über einen (oder mehrere) Speicherseen vom Sommer in den Winter gerettet werden. (…) Rein rechnerisch ergäben sich so rund 300-mal grössere Investitionen als Linth-Limmern, also etwa 600 Mrd. Fr. Da die notwendigen Leitungen, Pumpen, Generatoren usw. für den Riesenspeicher im Verhältnis zu Linth-Limmern deutlich kleiner sein können, reduzieren sich die Investitionen vielleicht auf die Hälfte.

Die Wassermenge dieses gigantischen Pumpspeichers müsste entsprechend den 630 m Höhendifferenz (Druckhöhe) bei Linth-Limmern etwa 7 Mrd. Kubikmeter Wasser betragen, was nahezu zweimal dem Zürichsee inklusive des Obersees entspricht. Bei doppelter Druckhöhe würde die halbe Wassermenge reichen. (…) Nimmt man an, die Leistung der eben beschriebenen Pumpspeicherkraftwerke mit einer Speicherkapazität von 300-mal Linth-Limmern sei ausgelegt auf 3.000 MW (etwa die Summe aller AKW in der Schweiz), ergibt das einen Wasserabfluss von rund 500 m³/s, was annähernd der Hälfte des mittleren Rheinabflusses bei Rheinfelden entspricht. Wohin mit dem Wasser? Bei doppelter Druckhöhe wären es immer noch ca. 250 m³/s.

Eine entsprechende Stromspeicherung mit Akkus wäre denkbar. Wie Vergleiche mit realisierten Grossanlagen zeigen, kämen die Kosten auf einige tausend Milliarden Franken zu stehen. Dies für eine Lebensdauer von vielleicht zwanzig Jahren.

Die genannten 55 km² Solarpanels liefern im Juni eine Spitzenleistung von rund 9 Gigawatt, was der neunfachen Leistung des Akw Gösgen bei Volllast entspricht. Solche Leistungen kann das Netz nicht aufnehmen. Das Speichern dieser anfallenden Leistung allein mit Pumpspeicherkraftwerken würde bei einer Druckhöhe von 630 m deutlich mehr als 1000 m³ Wasser pro Sekunde erfordern. Woher solche Wassermengen in der Nähe der Speicherseen nehmen, über die gewöhnlich nicht mal der Rhein bei Rheinfelden verfügt?

Alternativen wie der Export dieser Leistungsspitzen sind unrealistisch, da die umliegenden Länder das gleiche Problem haben. Und je weiter der Anteil an Solarstrom ausgebaut wird, umso mehr akzentuieren sich diese Probleme. Ob die massiven Spitzenleistungen für energieintensive und damit jetzt noch unwirtschaftliche Verfahren wie beispielsweise die Herstellung von Wasserstoff oder synthetischem Kraftstoff ausreichend genutzt werden können, wird sich zeigen.

Energy Storage and Civilization

Siehe hierzu auch den Blogbeitrag/die Buchauswertung: Energy Storage and Civilization

Der Übergang zu Volkswirtschaften, die von den heutigen Solarströmen abhängig sind, wird erfordern, dass die Energiespeicherfunktion fossiler Brennstoffe in großem Maßstab reproduziert wird. Im Vergleich zu den derzeitigen globalen Stromspeichern aller Art, einschließlich Pumpspeicher (PHS) und Batterien, muss die Speicherkapazität um das etwa 600-fache erweitert werden, wenn die Industriegesellschaften das derzeitige Niveau der sozio-politischen Komplexität beibehalten wollen.

Die jährliche weltweite Stromversorgung liegt bei etwa 25.000.000 GWh (BP 2019), was einem Jahresdurchschnitt von 2.800 GW entspricht. Die derzeit installierte Kapazität von PHS beträgt 183 GW und 6.060 GWh. Die derzeitige Speicherkapazität entspricht somit einer weltweiten durchschnittlichen Nachfrage von 2,1 h.

Aus historischer Sicht scheinen die Gesellschaften bereit gewesen zu sein, einen erheblichen finanziellen und energetischen Aufwand zu betreiben, um eine überlegene Energiespeicherung zu ermöglichen. Ob dies für die Zukunft der Energiespeicherung gilt, ist höchst ungewiss.

energy storage and civilization - fig. 7.1 illustration of the comparative scale of currently deployed energy storage capacity

Stromerzeugungs- und Importkapazitäten in Deutschland

Aufgrund der zunehmend häufiger geäußerten Meinung, dass sich eh alles ausgeht, habe ich einmal versucht, die Faktenlage im Schnellverfahren zusammenzustellen. Hier die Darstellung des deutschen Kraftwerkparks (Quelle: smard.de):

ArtMW (installiert)gesicherte Verfügbarkeit (%)Real (ohne Kohle/Atom)
Biomasse7.4640,85.971
Wasserkraft5.2250,84.180
Wind Offshore6.4090,1641
Wind Onshore52.3940,052.620
Photovoltaik43.26900
Sonstige Erneuerbare6670,8534
Kernenergie9.51600
Braunkohle21.20500
Steinkohle25.29300
Erdgas31.6640,825.331
Pumpspeicher9.4220,98.480
Sonstige Konventionelle7.2770,85.822
219.80553.578

Am 1.1.2019 gab es in Deutschland rund 220 GW installierte Kraftwerksleistung. Betrachtet man die realen Verfügbarkeit mit halbwegs optimistisch angenommen Werten und geht davon aus, dass es keinen Kohle- und Atomstrom gäbe, dann steht noch eine Leistung von rund 54 GW zur Verfügung. Bei einem durchschnittlichen Verbrauch von 60 bis 80 GW ist das zu wenig. Der Zubau von PV und Wind ist natürlich nicht berücksichtigt. PV bleibt aber in der Nacht weiterhin NULL!

Im Stromversorgungssystem geht es jedoch nicht um 99,99 % Verfügbarkeit, sondern um 100 Prozent, da es ansonsten sofort zum Totalkollaps („Blackout“) kommt. Ausgenommen, man schafft noch vorher die Balance durch Flächenabschaltungen zu erhalten. Unsere sonstigen Versorgungsinfrastrukturen und die Menschen sind jedoch weder auf das eine noch auf das andere vorbereitet.

Der Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms an der Netzlast lag im Jahr 2019 bei 47,0 Prozent (2018: 40,6 Prozent). Den größten Beitrag dazu leisteten Windkraftanlagen – vor allem an Land. In der Tagesbetrachtung lag der Anteil erneuerbarer Energien an der Netzlast 2019 immer bei mindestens 14,6 Prozent. Der höchste Wert innerhalb einer Stunde wurde am 22. April 2019 zwischen 12:00–13:00 Uhr mit 106,9 Prozent. Der Importbedarf ist von 19,2 TWh (2018) auf 24,2 TWh (2019)  gestiegen. Quelle: BNetzA

Stromimportkapazitäten

Importkapazitäten Deutschlands im Winter 2020-21 aus den Nachbarländern in GW

Quelle: Bericht der deutschen Ü bertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2018-2022, Tabelle 4

Fazit

Wir können die Klimaziele auch damit schaffen, indem wir unsere überlebenswichtige Infrastruktur zerstören. Damit würde eine Reihe von anderen Problemen auch gelöst (Sarkasmus). Gleichzeitig riskieren wir damit auch gleich noch ein paar SuperGAUs in Mitteleuropa (wenn durch ein Blackout die Kühlung der über 100 Reaktoren nicht mehr sichergestellt werden kann).

Klimaschutz ja! Aber mit Köpfchen und unter Berücksichtigung von physikalischen und systemischen Realitäten! Und mit weniger Zahlenspielstricks!

Diverse Meldungen und Berichte 2020

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.

Diverse 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.


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.

Diverse 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.