Weiterführende Hintergrundinformationen

Inhalt

• Situation in der Regionalgruppe Central Europe (ENTSO-E RG CE)
• Situation in Österreich
• Situation in Deutschland
• Situation in der Schweiz
• Situation in Frankreich
• Situation in weiteren Ländern
• Wind- und Sonnenstromproduktion vs. Verbrauch von 30 ENTSO-E Ländern
• Wärmepumpen und der steigende Stromverbrauch
• Das Problem: Fehlende Speicher und Puffer | Speicherkapazitäten in Europa
• Die Suche nach den Dunkelflauten
• Kohlekraftwerke weltweit – globaler Energiebedarf

Situation in der Regionalgruppe Central Europe (ENTSO-E RG CE)

Entwicklung der installierten Netto-Leistung in Europa 2015 -2022. Für die Systemsicherheit ist nur die verlässliche Leistung entscheidend! Von 2015 bis 2022 wurde mehr als der deutsche Spitzenverbrauch (-95 GW) an Leistung bei steuerbaren Kraftwerken reduziert. Auch wenn 146 GW an PV & Windkraftanlagen hinzugekommen sind, hilft das für die Stabilität kaum. 

Situation in Österreich 

Österreich

Siehe auch Österreichische Energiewirtschaft bzw. Liste österreichischer Kraftwerke (Wikipedia)

Kraftwerkspark 2022

Kraftwerkspark 2017

Tirol

Durch den verlässlichen Einsatz von hydraulischen (Pump-) Speichern in den Alpen konnten in den vergangenen Jahren gleich in mehreren Fällen regionale oder gar flächendeckende Blackouts vermieden werden.

Der aktive Beitrag Tirols, über (Pump-)Speicher die internationale Systemstabilisierung zu unterstützen, garantiert auch die eigene Versorgungssicherheit im Land. Dies gilt in Zukunft noch stärker: Im Fall eines Blackouts reduzieren die eigenen Speicherkraftwerke im Zusammenspiel mit den Laufkraftwerken und der eigenen Netzinfrastruktur das Risiko einer länger andauernden Nichtverfügbarkeit der öffentlichen Versorgung Tirols auf ein Minimum und sind Garant für den raschen Wiederaufbau der Stromversorgung.

Das Krisenmanagement der TIWAG und TINETZ hat es sich zum Ziel gesetzt, die Wiederversorgung Tirols nach einem europäischen Blackout in einem autarken Inselbetrieb starten zu können. Nur betriebsbereite Kraftwerke können in Verbindung mit einem gut ausgebauten Stromnetz einen Netzwiederaufbau „von Null“ einleiten. Dazu müssen sie „schwarzstartfähig“ sein, das heißt, sie dürfen ihren Eigenbedarf nicht aus dem öffentlichen Netz beziehen. Die TIWAG verfügt über fünf solcher schwarzstartfähigen Kraftwerksanlagen: Prutz, Silz, Jenbach, Kalserbach und Amlach. Im tatsächlichen Krisenfall, also einem Blackout, könnte die TIWAG in Zusammenarbeit mit der TINETZ innerhalb von wenigen Stunden große Teile des Landes weitgehend wieder mit Strom versorgen. Quelle: TIWAG

⚠ APG 24.10.23: Aktueller Befund: Stromsystem ist am Anschlag

Das Bestandsnetz der APG sowie die aktuellen gesetzlichen bzw. energiewirtschaftlichen Rahmenbedingungen sind diesen Anforderungen nicht gewachsen. Fehlende Anschlusskapazitäten für die erneuerbaren Energien, stetig steigender Redispatchbedarf (2023: 125 Mio. € im Vergleich zu 94 Mio. € im Gesamtjahr 2022), spürbare Strompreisdifferenz zwischen Österreich und dem benachbarten Ausland (rd. € 26/ MWh 2022 mit einem volkswirtschaftlichen Schaden von rd. €2 Mrd. €), fallweise notwendiges Abriegeln von Wasserkraft- oder Windkraftwerken zur Vermeidung von Netzüberlastungen, viel zu lange Genehmigungsverfahren, mangelhafte digitale Vernetzung der Akteure des Energiesystems sowie das Fehlen einer abgestimmten Gesamtsystemplanung inkl. einer Speicherstrategie seien hierfür beispielhaft angeführt.

Bis 2034 wird mit diesem 9 Mrd. € schweren Investitionsprogramm die Trafokapazität auf 57.000 MVA nahezu verdoppelt, die Anzahl der Umspannwerke um rd. 39 Prozent auf 90 bzw. der Trafos um rd. 74 Prozent auf 165 erhöht.

Jede verfahrenstechnische Verzögerung oder Unsicherheit ist nicht nur eine Gefahr für die Versorgungssicherheit, sondern verzögert auch den Netzanschluss der Erneuerbaren oder die Dekarbonisierung der Industrie.

Situation in Deutschland

Stromerzeugungs- und Importkapazitäten

Der deutsche Kraftwerkpark bzw. die installierte Leistung

(Quelle: smard.de; Stand 21.01.24; oder Liste fossil-thermischer Kraftwerke in Deutschland):

Es handelt sich natürlich um eine sehr vereinfachte Berechnung, die eine gewisse Grobeinschätzung ermöglichen soll.

Bis zum Jahresende 2021 betrug die seit 2016 kumulierte abgeschaltete Leistung rund 20.000 MW.

Kohleausstieg: Die aktuellen Planungen sehen vor, dass bis Ende 2022 Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 12,5 Gigawatt abgeschaltet werden. Bis 2030 folgen weitere 26 Gigawatt. Die restlichen 17 Gigawatt sollen dann bis 2038 oder womöglich auch schon einige Jahre früher vom Netz gehen (Quelle). Wenn man die Zahlen von hier nimmt, kommt man auf 4.845 Braunkohle und 9.993 MW Steinkohle und somit 14.838 GW Kohle, die bis Ende 2022 vom Netz gehen.

Am 1.1.2024 gab es in Deutschland rund 252 GW installierte Kraftwerksleistung. Betrachtet man die reale Verfügbarkeit mit halbwegs optimistisch angenommen Werten und geht davon aus, dass es keinen Kohlestrom und Import gäbe, dann steht noch eine Leistung von rund 52 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! Die verlässliche Verfügbarkeit von Wind bei max. 5 %. Siehe dazu auch StromMangelWirtschaft – Warum eine Korrektur der Energiewende nötig ist.

Im Stromversorgungssystem geht es jedoch nicht um 99,99 Prozent Verfügbarkeit, sondern um 100 Prozent, da es ansonsten sofort zum Kollaps („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.

Kraftwerksliste

bundesnetzagentur.de

Installierte Kraftwerksleistung

Szenariorahmen zum Netzentwicklungsplan Strom 2037 mit Ausblick 2045, Version 2023

»Da die heutige Jahreshöchstlast bei etwa 80 GW liegt und bereits im NEP 2035 (2021) eine Jahreshöchstlast für 2035 von über 100 GW prognostiziert wurde, ergibt sich eine deutliche Diskrepanz zu der installierten Leistung konventioneller Kraftwerkskapazitäten von etwa 50 GW. Im Szenariorahmen wird angenommen, dass eine möglicherweise entstehende Lücke durch lastnahe Gasreservekraftwerke gefüllt würde.«

Windkraft in Deutschland: Große Versprechen, kleine Erträge

Quelle: NZZ, 07.11.22

• 28.000 größere Windkraftanlagen sind derzeit auf deutschem Boden in Betrieb. Die Auslastung der meisten Turbinentypen lässt sich allerdings in einem Modell simulieren. 18 000 hat die NZZ untersucht und dafür stündliche Wetterdaten über einen Zeitraum von zehn Jahren ausgewertet.
• Das Ergebnis: Knapp ein Viertel der untersuchten Windräder hat einen Kapazitätsfaktor von weniger als 20 %.
• Lediglich 15 % der Anlagen haben eine geschätzte Auslastung von mehr als 30 %. Nur zwei davon befinden sich in Süddeutschland.
• 83 % dieser gut ausgelasteten Windräder befinden sich im äußersten Norden. Dort bläst der Wind auch stärker und konstanter als im Süden.
• Bayern und Baden-Württemberg benötigen zusammen mit dem nahen Chemie-Standort Ludwigshafen fast dreimal so viel Strom wie alle fünf norddeutschen Bundesländer.
• Deshalb werden nun riesige Stromtrassen gebaut. Sie sollen den Strom dorthin transportieren, wo er tatsächlich gebraucht wird.
• In Deutschlands nördlichstem Bundesland Schleswig-Holstein liegt die Auslastung im Schnitt bei 31 %, im windarmen BadenWürttemberg bei nur 17 %. Dort gibt es auch deutlich weniger Anlagen als im Norden. Im Bundesdurchschnitt beträgt die Auslastung 24 %.
• Bei den Ausschreibungen um Fördergelder für neue Windkraftprojekte fanden sich zuletzt immer seltener Bieter. Ausgerechnet im Süden, wo die Stromlücke am größten ist, will kaum jemand investieren.
• Windpark Nordschwarzwald: Die Anlage galt als Leuchtturmprojekt. Eine mittlere Auslastung von 30 % versprachen die Projektentwickler damals. Die Realität: Zwischen 2007 und 2010 lag die Auslastung bei insgesamt 17 %. Laut NZZ-Berechnung schneidet die V80 im Zehn-Jahres-Mittel mit 16 % katastrophal ab. Selbst die V90 kommt nur auf 21 %.
• Die Auslastung bezeichnet den sogenannten Kapazitätsfaktor. Dieser ergibt sich aus der jährlich produzierten Strommenge in Kilowattstunden (kWh) geteilt durch das Produkt aus Nennleistung der Anlage in Kilowatt (kW) und den 8.760 Stunden eines Jahres.
• Die mittlere Abweichung (RMSE) der modellierten Auslastung von der tatsächlichen Auslastung liegt im Zehn-Jahres-Mittel bei drei Prozentpunkten. In der Regel überschätzt das Modell die Auslastung leicht, sprich: Real ist die Auslastung der meisten Windräder noch schlechter. Das ist insofern plausibel, als in der Simulation Abschaltungen und Drosselungen wegen Vereisungen, Schattenwurfs oder Lärm- und Umweltschutzauflagen nicht berücksichtigt werden; diese wirken sich negativ auf die reale Auslastung aus.

Stromerzeugung in Deutschland 2021

Infografik „Strommix 2021: Stromerzeugung in Deutschland [netto]“ von STROM-REPORT.de

6 fossilfreie Kernkraftwerke haben 2020 mehr Strom produziert als 1,7 Mio. Photovoltaikanlagen. Die Kernkraft wird bis Ende 2022 komplett abgeschaltet.

Masterplan Energiewende

Quelle: www.heise.de

Derzeit sind für Deutschland Pumpspeicherkraftwerke mit sechs Gigawatt Leistung und 24 GWh Speicherkapazität vorhanden. Batteriespeicher haben derzeit lediglich eine Kapazität von etwa 150 MWh.

Im Jahresdurchschnitt werden momentan täglich 1,5 TWh Strom verbraucht, wobei der Wert an Spitzenlasttagen sogar auf etwa 1,8 TWh ansteigen kann. Im „Bericht Regelungen zu Stromspeichern im deutschen Strommarkt“ der Bundesnetzagentur wird deshalb ein Speicherbedarf von 170 GWh zur Glättung der Windstromproduktion an einem normalen Tag und von 857 GWh für eine Zwölf-Stundenvollversorgung an einem Spitzenlasttag angesetzt.

Beginnen wir mit den 170 GWH zur Glättung. Der Wert gilt für einen durchschnittlichen Tag und die gegenwärtige Windstromproduktion. Da wir die Ökostromproduktion aber bis 2030 auf das 2,75-fache steigern müssen, brauchen wir hier deutlich mehr. Ich rechne mit etwa 300 GWh notwendiger Speicherkapazität im Netz. Zusätzlich noch mal 300 bis 500 GWh Akkuspeicher in den E-Autos, die zum Kappen von Erzeugungspeaks allerdings nur teilweise zur Verfügung stehen.

Natürlich hat dieses System seine Grenzen. Wenn in einer längeren Dunkelflaute einfach nicht genug regenerativer Strom erzeugt wird, bricht die Versorgung zusammen, nachdem die Akkus leer sind.

Ein Ausbau der Akkukapazität auf 875 GWh, um 12 Stunden vollständig aus Speichern abdecken zu können, ist hier kein Ausweg. Erstens haben wir die dafür benötigten Akkus in den nächsten zehn Jahren nicht dafür verfügbar, zweitens ist es Unfug, derartige Investitionen für eine Nutzung an ein bis zwei Tagen im Jahr zu tätigen und drittens sind 875 GWh für 12 Stunden dann irgendwann doch nicht ausreichend.

Wir können die Gaskraftwerke als Reserve nutzen, da diese fossilen Kraftwerke schnell in Betrieb genommen und abgeschaltet werden können. Die installierte Leistung beträgt gegenwärtig etwa 30 GW. Das bedeutet, dass man etwa 700 GWh täglich damit erzeugen kann, wenn man sie durchlaufen lässt. Aber nur, solange Gas vorhanden ist. Das heißt, das geht nur so lange, wie unser Erdgasnetz existiert und instand gehalten wird.

Wir müssen aber auch vom Erdgas wegkommen (wenn auch erst nach dem Ausstieg aus Kernkraft, Kohle und Heizöl) und dann steht sehr schnell die Frage, ob die notwendige Gasinfrastruktur noch erhalten und gewartet wird. Außerdem haben wir an Spitzentagen einen Verbrauch von 1,8 TWh, sodass immer noch 1.100 GWh zur Vollversorgung fehlen. 

Die Bundesregierung hat allerdings kein Speicherinfrastrukturkonzept und setzt hier nur „auf die Kräfte des Marktes“. Allerdings nützt das beste Netz- und Verkehrskonzept nichts, wenn nicht genügend grüner Strom zur Verfügung steht.

Extremwerte

Quelle: energy-charts.info

2023

2022

2021

2020

Volatilität bei der Erzeugung aus PV und Wind (Beispiel Deutschland)

Quelle: amprion.de

Stromimportkapazitäten 2021

Stromimportkapazitäten 2018

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

Rückbau von Windkraftanlagen

Quelle: www.erneuerbareenergien.de

Alleine 2021 erfolgt ein Rückbau mit einer Kapazität von 4500 MW, danach folgen jährlich ungefähr 2500 MW. Damit fehlen in den nächsten 5 Jahren eine Leistung zwischen 15 GW und 16 GW. Der Ausbau neuer Windkraftanlagen stagniert allerdings, 2020 gingen lediglich 1400 MW ans Netz und das wird in den Folgejahren nicht wesentlich mehr sein.

Quelle: www.wind-energie.de

Zusätzlich, zu den abgeschalteten Atom- und Kohlekraftwerken, entfällt im Jahr 2022 auch noch für alle Windkraftanlagen, die im Jahr 2001 gebaut wurden, die Förderung über die EEG-Umlage. Davon betroffen sind mehr als 11.000 Windkraftanlage mit einer Installationsleistung von 8.700 MW. Die meisten werden von den Betreibern zurückgebaut, da ohne die Förderung kein wirtschaftlicher Betrieb möglich ist. Ungefähr zwei Drittel dieser Anlagen stehen zudem auf Flächen, die nicht mehr mit einer neuen Windkraftanlage bebaut werden dürfen.

Der Ausbau bei Windkraftanlagen stagniert und bewegt sich seit 2018 im Bereich 1.000 bis 1.500 MW pro Jahr. So wurden im Jahr 2020 gerade einmal 420 neue Anlagen mit einer Gesamtleistung von 1.431 MW gebaut. Im Jahr 2021 fielen aber mehr als 6.000 Anlagen mit über 9.000 MW aus der Förderung. Der größte Teil davon wird zurückgebaut beziehungsweise stillgelegt. 

Der Zubau bei Solaranlagen lag 2020 bei etwa 5000 MW und bei Biogasanlagen bei 75 MW.

Verfügbarkeit ausländischer Kraftwerkskapazitäten für die Versorgung in Deutschland

Quelle: BDEW, Mai 2018

Die genannte Zahl von 60 GW Überkapazitäten in Deutschland und den Nachbarländern ist jedoch nicht korrekt. Der Fehler beruht auf einer Fehlinterpretation der Daten des zugrundeliegenden Berichts von ENTSO-E durch das BMWi. Die Überkapazitäten in Deutschland und den Anrainerstaaten waren zu diesem Zeitpunkt um den Faktor 3-4 niedriger (15 bis 23 GW). Auch die in dem BMWi-/BNetzA-Papier vom 14.11.2017 genannten europäischen Überkapazitäten von 40 GW sind nicht belegt und erscheinen zu hoch.

Danach ergibt sich von 2016 bis 2025 in der EU28 ein Rückgang der installierten Leistung von Kohlekraftwerken von 150 GW auf 105 GW und ein weiterer Rückgang auf 55 GW bis 2030. Dies entspricht einer Abnahme von 63 %. Zusätzliche Abschaltungen von Kraftwerkskapazitäten in Deutschland würden diese Situation noch verschärfen. Neue Kraftwerke entstehen überwiegend auf Basis von Erneuerbaren Energien und tragen damit nur in geringem Umfang zur gesicherten Leistung bei.

Die gegenseitige Verfügbarkeit von gesicherter Leistung aus dem Ausland ist daher relativ klein.

Darüber hinaus konzentrieren sich rund drei Viertel der konventionellen Kraftwerkskapazitäten auf die Länder Frankreich, Italien, Niederlande und Polen. Bis 2020/21 erwarten die deutschen ÜNB in ihrer aktuellen Systemanalyse für die europäischen Nachbarstaaten insgesamt einen Rückgang der konventionellen Kapazitäten um 8,1 GW. Nur in drei Staaten steigen diese Kapazitäten an. Alleine in den Niederlanden wird ein Rückgang von 4 GW erwartet, überwiegend bei Gaskraftwerken.

Siehe dazu auch den Beitrag Alle wollen importieren, nur niemand sagt, woher der Strom dann wirklich kommen soll …

Das Datenmaterial vorliegender Untersuchungen europäischer und deutscher Übertragungsnetzbetreiber zeigt: Ein Abbau konventioneller Kraftwerkskapazitäten in den Nachbarländern dürfte es schwieriger machen, mögliche Kapazitätslücken in Deutschland zu decken. Quelle: www.energie.de

Siehe auch Die Energieversorgung in den Nachbarländern Deutschlands (2015)

Deutscher Kohleausstieg

Bis 2022 sollen gegenüber 2017 12,6 Gigawatt installierte Kohleleistung stillgelegt werden. Bis 2030 werden insgesamt 25,6 Gigawatt vom Netz genommen. Die verbliebenen Kohlekraftwerke verlassen den Markt bis zum Jahr 2038.

„Leider hat die „Kohlekommission“ die relevanten technischen Parameter nicht untersucht, um eine sichere Stromversorgung Deutschlands auf Basis ausreichender eigener und sicherer Erzeugungskapazitäten zu gewährleisten. Da die Deutsche Energiewende hauptsächlich auf Windenergie und Photovoltaik basiert, wird in dieser Stellungnahme der vernachlässigbare Beitrag dieser regenerativen Quellen zur gesicherten Stromerzeugung beschrieben.“, Prof. Dr.-Ing. Harald Schwarz, Lehrstuhl für Energieverteilung und Hochspannungstechnik, BTU Cottbus-Senftenberg, Stellungnahme für den Bundestagsausschuß für Wirtschaft und Energie am 15.06.2020

21.11.2022: Rückkehr von Kohlekraftwerken an den Strommarkt

Im Rahmen des Kohleausstiegs wurden in der Vergangenheit Kohlekraftwerke abgeschaltet oder in die Netzreserve überführt. Nun kehren einzelne Kraftwerke wieder an den Strommarkt zurück.

30.06.22: Deutschland kündigte an, eine neue 10,4 GW Reserve (Öl, Braunkohle und Steinkohle) nutzen zu wollen,

um der Gasknappheit entgegenzuwirken. Dabei handelt es sich um Kraftwerke, welche entweder im Oktober abgeschaltet werden sollten oder sich in der Netzreserve bzw. in der Sicherheitsbereitschaft befinden. Die Wiederaufnahme der Kraftwerke soll innerhalb von 2,5 Wochen stattfinden. Die geplante erneute Inbetriebnahme von stillgelegten konventionellen Kraftwerken, um unabhängiger vom Gas zu werden, beförderte den Preisanstieg auf ein Dreimonatshoch. Obwohl die Kohlebestände gut gefüllt sind, wirkte sich die Gasreduktion stark auf den Kohlemarkt aus, wodurch die Preise bis Donnerstag auf 377 USD/Tonne stiegen. 

03.06.21: STEAG beantragt weitere Stilllegungen von Kraftwerksblöcken

Quelle: www.steag.com

Die Geschäftsführung des Essener Energieunternehmens STEAG hat heute beschlossen, weitere Kraftwerksblöcke für eine vorläufige Stilllegung anzumelden. Anfang April war ein solcher Antrag bereits für das Modellkraftwerk (MKV) im saarländischen Völklingen-Fenne ergangen. Nun folgen Anträge für das Heizkraftwerk Völklingen-Fenne (HKV) und das Kraftwerk Bergkamen in NRW. Ausschlaggebend für die Entscheidung waren erneut wirtschaftliche Erwägungen.

Auf den Antrag der vorläufigen Stilllegung für die Steinkohleblöcke HKV und Bergkamen folgt nun eine Prüfung des Übertragungsnetzbetreibers Amprion, ob die Anlagen als systemrelevant einzustufen sind. Die endgültige Entscheidung darüber, ob sie zur Aufrechterhaltung der Versorgungssicherheit erforderlich sind, trifft die Bundesnetzagentur (BNetzA). „Wie das Votum ausfallen wird, lässt sich gerade angesichts der jüngsten Entscheidung zu unserem Kraftwerksblock Walsum 9 in Duisburg nur schwer prognostizieren“, sagt Dr. Ralf Schiele. Im Falle des Kraftwerksblocks 9 in Walsum hatte Amprion die Einstufung als systemrelevant beantragt, die BNetzA hatte diesem Antrag jedoch entgegen der bisherigen Praxis nicht stattgegeben.

Die Prüfung der Systemrelevanz nimmt erfahrungsgemäß mehrere Monate in Anspruch. Sofern ein Block nach Prüfung als systemrelevant eingestuft werden sollte, wird Netzbetreiber Amprion für die Dauer der Systemrelevanz die Betriebskosten des Kraftwerks anteilig übernehmen. Unabhängig von der ausstehenden Entscheidung über eine mögliche Systemrelevanz steht es STEAG weiterhin frei, die beiden heute zur vorläufigen Stilllegung angemeldeten Kraftwerksblöcke auch in einer der noch folgenden vier Auktionsrunden zur Stilllegung von Steinkohlekraftwerken gemäß dem Gesetz zur Beendigung der Kohleverstromung (KVBG) anzubieten. Der 1981 ans Netz gegangene Kraftwerksblock Bergkamen verfügt über eine Nettonennleistung von 717 Megawatt (MW).

14.06.21: Wann ist ein Kraftwerk systemrelevant?

Quelle: amprion.de

Im Zuge der Energiewende wandelt sich unser Stromsystem – und das in rasantem Tempo. Zum Schutz des Klimas wollen die EU-Mitgliedsstaaten den Ausstoß des Treibhausgases Kohlendioxid reduzieren und vermehrt auf Strom aus erneuerbaren Energien setzen. In Deutschland stammt der verbrauchte Strom schon heute zu rund 40 Prozent aus erneuerbaren Energien. Von all dem merkt der Verbraucher im Alltag nichts. Für ihn kommt der Strom wie gewohnt aus der Steckdose. Tatsächlich jedoch hat die neue Art der Stromerzeugung große Auswirkungen auf die bestehende Energielandschaft. Das stellt die Betreiber der Stromübertragungsnetze vor große Herausforderungen. Mehr dazu finden Sie hier.

Deutscher Atomausstieg bis 2022

Schwarzstartfähige Kraftwerke

Quelle: dip21.bundestag.de

Kraftwerke mit Schwarzstartfähigkeit sind nach Ansicht der Fragesteller besonders wichtig für die strategische Energieversorgung. Insbesondere bei einem flächendeckenden Stromausfall in ganzen Regionen oder auch ganzen Ländern sind große Kraftwerkskapazitäten notwendig, um nach einem Stromausfall überhaupt wieder ans Netz zu gelangen. Viele Kraftwerke sind dafür nicht ausgelegt oder an nicht strategischer Stelle. Um das Energienetz nach einem Blackout wieder in Betrieb zu nehmen, muss ein Initial-Anfahren und somit Energie von schwarzstartfähigen Erzeugungseinheiten mobilisiert werden. So können auch die nicht schwarzstartfähigen Kraftwerke wieder ans Netz gehen. In jedem Energienetz muss eine ausreichende Anzahl von Kraftwerken mit Schwarzstartfähigkeit vorhanden sein, um für ein Wiederhochfahren nach einem Zusammenbruch eine Wiederaufnahme zu gewährleisten (https://de.wikipedia.org/wiki/Schwarzstart).

Gemäß Monitoring nach § 35 EnWG gibt es in Deutschland 174 schwarzstartfähige Anlagen (Kraftwerksblöcke bzw. Turbinen), die über eine Netto-Nennleistung von mindestens 10 MW verfügen. Diese sind aktuell in Betrieb oder werden als Teil der Netzreserve für den Schwarzfall vorgehalten. Von den insgesamt 174 schwarzstartfähigen Anlagen werden 26 Anlagen tatsächlich von den Übertragungsnetzbetreibern für einen Netzwiederaufbau vorgesehen.

Eine Übersicht der deutschlandweiten Aufteilung ist aber über eine Nord-Süd-Betrachtung möglich. Dabei wird die Mainlinie als Grenze zwischen Nord- und Süddeutschland herangezogen. Demnach befinden sich 101 schwarzstartfähige Anlagen (Kraftwerksblöcke bzw. Turbinen) nördlich der Mainlinie, südlich der Mainlinie sind es laut Monitoring der Bundesnetzagentur 73 Anlagen.

Beim überwiegenden Teil der am Übertragungsnetz angeschlossenen und vertraglich zum Netzwiederaufbau gebundenen schwarzstartfähigen Kraftwerke handelt es sich um Wasserkraftwerke. In Ausnahmefällen kommen auch Erdgas oder Öl als Energieträger zum Einsatz.

EE-Stromproduktion/Strompreise Jänner 2015-2023

Quelle: www.agora-energiewende.de

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2018

2017

2016

2015

Situation in Schweiz

Die geografische Lage im Herzen Europas macht die Schweiz zu einer Drehscheibe für den Strom. Sie hat 41 Verbindungspunkte zu ihren Nachbarn – mehr als jedes andere Land auf der Welt – und ist ein wichtiges Transitland, insbesondere für Italien. Der Strom, der jedes Jahr durch das Schweizer Stromnetz fliesst, übersteigt den Landesverbrauch.

Quelle: www.strom.ch

Entwicklung der Netzeingriffe in der Schweiz

Meldungen

31.10.22: CHE: «In der Schweiz würden wir ein Wiederherstellen des Netzes auf lokaler Ebene wohl innert 24 Stunden hinbekommen», erklärte Bühler. Doch das nütze nichts, weil das Schweizer Netz untrennbar mit dem Europäischen verbunden sei und der Prozess in Deutschland mehrere Tage dauern würde. Die Folgen kann man sich leicht vorstellen, weshalb es gilt, alles daranzusetzen, dass es nicht so weit kommt. 

03.06.22: Experten warnen: Der Schweiz droht ein Strommangel im kommenden Winter – Nicht nur Gas, auch Strom dürfte im nächsten Winter knapp sein. Wenn dann noch ein AKW in der Schweiz ausfällt, wird es kritisch. Im schlimmsten Fall kommt es zu zyklischen Abschaltungen: Unternehmen und Haushalte erhielten dann stundenlang keinen Strom. Bis jetzt hat die Stromaufsicht Elcom davor gewarnt, dass es ab 2025 zu Engpässen kommen könnte. Wenn alles schiefläuft, wäre die Schweiz 47 Stunden ohne Strom. Zu diesem Fazit kam eine im Auftrag des Bunds erstellte Studie. Ein weiteres, noch düstereres Szenario geht sogar von einem Ausfall der Stromversorgung von bis zu 10 Tagen aus. Im Winter ist die Schweiz auf Importe aus den Nachbarländern angewiesen. Es besteht jedoch die Gefahr, dass diese Länder selbst nicht genügend Strom produzieren, um exportieren zu können. Ein Drittel des europäischen Gasverbrauchs fliesst in die Stromerzeugung. Davon stammt wiederum rund ein Drittel aus Russland.
Hinzu kommt ein Engpass in Frankreich, der die Mangelsituation verschärft. Rund die Hälfte der 56 Reaktoren stehen derzeit still. Bei einem Teil handelt es sich um geplante Wartungen. Andere AKW mussten aufgrund von unerwarteten Korrosionsproblemen vom Netz genommen werden. Die Elcom geht davon aus, dass die Probleme bis im Winter nicht behoben sind, und rechnet mit einer geringen Verfügbarkeit der französischen Atomkraftwerke. Das heisst, dass Stromimporte aus Frankreich nur sehr begrenzt möglich sind.

Situation in Frankreich

Aktuelle Kraftwerksverfügbarkeit & Engpässe

• https://www.services-rte.com/en/view-data-published-by-rte/downtime-of-generation-resources.html
• https://www.rte-france.com/eco2mix/les-echanges-commerciaux-aux-frontieres#
• https://www.monecowatt.fr/
• https://www.edf.fr/en/the-edf-group/who-we-are/activities/optimisation-and-trading/list-of-outages-and-messages/list-of-outages

Frankreich hat eine physische Importkapazität von 15 GW; eine Stromverbrauchsspitze von 90 GW

Meldungen

• 16.07.22: ⚠ French Nuclear Cuts Extend to Next Week as Temperatures Soar – Electricite de France SA’s nuclear-output cuts are expected to stretch into next week as a heat wave sweeping across Europe pushes up river temperatures, restricting EDF’s ability to cool its plants. The restrictions threaten to push power prices — already at eye-watering levels — even higher, with the effects rippling out to other European markets. The region is suffering its worst energy crunch in decades as supply concerns drive a surge in the cost of natural gas. Under French rules, EDF must reduce or halt nuclear output when river temperatures reach certain thresholds to ensure that the water used to cool the plants won’t harm the environment when put back into the waterways. Its troubles are forcing the nation, traditionally an exporter, to rely on imports from neighbors including the UK, which is facing its own energy crisis. Restrictions on the Rhone will cut output at the Saint-Alban plant from July 20, but the facility will maintain minimum production of at least 1,300 megawatts for grid operational reasons, EDF said in a filing. That’s half its usual capacity. The Tricastin and Blayais plants will each operate at a minimum level of 1,800 megawatts from July 17.

• 09.06.22: 🚨 FRA: AKW: Wasserstand für Kühlung zu niedrig – Wegen der anhaltenden Trockenheit musste nun sogar ein Atomkraftwerk an der Rhone gedrosselt werden, im Werk Saint-Alban sei die Produktion von 1.300 Megawatt am Pfingstwochenende zeitweise auf 260 Megawatt abgesenkt worden. Das erwärmte Kühlwasser wird in die Rhone geleitet, doch derzeit sei der Wasserstand zu niedrig. Schon in der Vergangenheit mussten französische Atomkraftwerke in Hitzeperioden gedrosselt werden, doch auch das geschieht üblicherweise im Hochsommer. Heuer musste aber schon Anfang Mai das AKW Blayais am Fluss Garonne zurückgefahren werden. Wegen der Trockenheit gelten inzwischen in 29 von 101 französischen Departements Wasserbeschränkungen.
• 06.06.22: Dürre in Frankreich – Die Risiken von Wasserknappheit in diesem Sommer sind sehr real.Das Ministerium für ökologischen Wandel veröffentlicht eine detaillierte Karte. Wir haben einen Monat Mai, der nicht nur sehr heiß, sondern auch sehr trocken ist. Von der belgischen Grenze bis zum Atlantik haben wir ein Niederschlagsdefizit von 20 bis 30 %. 22 Departements in Rot mit einem sehr „wahrscheinlichen“ Dürrerisiko. Anmerkungen: in den betroffenen Regionane stehen auch noch lauende Kernkraftwerke, welche durch den Wassermangel – wie bereits in vergangenen Jahren – ein Problem mit der Kühlung bekommen könnten und dadurch nur reduziert Strom produzieren können. Das könnte die bereits sehr angespannte Situtation nocheinmal verschärfen! Frankreich – Atomnation mit Stromproblem
  

• Frankreich schließt 14 Atomkraftwerke bis 2035. Bis 2028 sollen 4 bis 6 Kernkraftwerke stillgelegt werden. Frankreich steht mit seinen 58 in Betrieb befindlichen Atomkraftwerken (12 alte AKW wurden bereits stillgelegt) in Europa bislang an der Spitze der AKW-Nutzung. Atomkraftwerke sind nur für eine Nutzungszeit von 40 Jahren ausgelegt und genehmigt. In den nächsten 10 Jahren (bis 2030) erreichen aber immer mehr französische Atomkraftwerke, Schlag auf Schlag, die technische Altersgrenze. Bis auf den Bau des französischen AKWs in Flamanville, das nach etlichen Verzögerungen im Jahr 2022 nach dann 15 jähriger Bauzeit, d.h. mit 10 jähriger Verspätung, sowie einer Kostensteigerung von 3,3 Mrd. auf zuletzt über 15 Mrd. Euro ans Netz gehen soll, ist kein weiterer Bau eines Ersatz-AKWs in Frankreich in Sicht.
• 02.04.22: 🚨 Frankreich: France faces a power supply “disaster” next winter with EDF vastly overestimating its likely nuclear output, analysts said this week. The country may have to resort to supply cuts early in the season unless it can significantly reduce power demand, they added. “January and February will be the tightest months, but two weeks of cold weather between November and December would be a disaster,” said Nicolas Goldberg of Columbus Consulting. “If the start of winter is very cold, in October or November, with a demand of about 80 GW, it will be very tense,” said EnAppSys analyst Jean-Paul Harreman. Nuclear production next winter will fall 4-7 GW below EDF’s estimates, said another analyst. In addition, „the risk of an intense and prolonged cold snap is statistically higher next winter (…) because we haven’t had one since 2018,“ said Compass Lexicon analyst Yves Le Thieis. Cold winters return on average every three to four years, he said. France must move to cut power demand next winter to avoid power cuts and supply interruptions, the analysts said.
• 06.01.21: Frankreich 04.01.21: Die Verbrauchsprognose liegt um 19 Uhr bei 84,8 GW über dem Rekord von 2020. Am Montag, dem Tag der wirtschaftlichen Erholung, prognostiziert RTE einen Verbrauch von 10 GW mehr als am Vortag. Um 7:00 Uhr ein Verbrauch von 74 GW bis 10 GW vom Maximalen des Tages mit einem Gefälle von 7 GW pro Stunde 7 Kernkraftwerke pro Stunde! Die Kernkraft liegt bei 51 GW, in der Nähe der möglichen Kapazitäten unter Beibehaltung der primären und sekundären Reserven (geschätzt 1000 MW); Gas ist bereits 7,5 GW; Kohle ist in Reserve (nur 800 MW, aber wenig Marge); Frankreich importiert bereits 4,7 GW. Die maximale Einfuhr ist in der Größenordnung von 12 GW, wenn unsere Nachbarn liefern können, da auch mit einem hohen Verbrauch konfrontiert. Es gibt kaum eine erneuerbare Stromproduktion.

• 22.02.20: Erster Reaktor des Atomkraftwerks Fessenheim (FRA) mit 920 MW abgeschaltet. Die Abschaltung des zweiten Reaktors mit ebenfalls 920 MW ist für 30.06.20 geplant.

Stromerzeugung 2020

• 335,2 TWh wurden durch Kernkraft bei einer installierten Leistung von 63 GW erzeugt.
• 65 TWh durch Wasserkraft bei einer installierten Leistung von 17 GW.
• 39,3 TWh durch Windkraft (8,5 x weniger als Kernkraft) bei einer installierten Leistung von 16,5 GW (4 x weniger als Kernkraft).
• 12,43 TWh durch Solarenergie (27 x weniger als Kernkraft) bei einer installierten Leistung von 9 GW (7 x weniger als Kernkraft).
• 9 TWh durch Bioenergie, 37 TWh durch Gas/Kohle.

Verfügbarkeit französischer Kraftwerke

Quelle: green-planet-energy.de

Situation in weiteren Ländern

• Ausstieg aus der Kernenergie in Belgien bis 2025
• Ausstieg aus der Kohleverstromung in den Niederlanden bis 2030
• Portugal strebt an, sein letztes Kohlekraftwerk im November 2021 stillzulegen. Zuvor wurde das Ausstiegsdatum wiederholt nach vorne gezogen. Das zunächst für 2030 geplante Datum zum Ausstieg aus der Kohleverstromung wurde Ende 2019 auf 2023 vorgezogen. Demnach sollte das Kraftwerk Pego im November 2021 abgeschaltet werden, das Kraftwerk Sines im September 2023. Im Juli 2020 gab der Kraftwerksbetreiber EDP jedoch bekannt, die Stilllegung Sines (1.180 MW), des größten portugiesischen Kohlekraftwerks bereits zum Januar 2021 anzustreben. Die Stilllegung fand schließlich am 14. Januar 2021 statt.
• EDP hat in Spanien die endgültige Stilllegung des Kohlekraftwerks Soto de Ribera 3 (346 MW) für 2021 angezeigt.
• Ungarns letztes Kohlekraftwerk soll bereits 2025 statt 2030 abgeschaltet werden.

Siehe auch https://de.wikipedia.org/wiki/Kohleausstieg

Holland

Belgien

Dänemark

Ein Netz mit einer hohen Wind- und Solardurchdringung hat eine Kehrseite. Oft decken Importe tagelang mehr als 50 % des nationalen Strombedarfs.

Dänemarks Stromnetz ist klein, mit einem Strombedarf von 4 bis 6 GW, aber die strategische Lage und die robusten Verbundnetze mit insgesamt 7,5 GW mit Deutschland, den Niederlanden, Schweden und Norwegen sorgen dafür, dass Defizite problemlos durch die viel größeren Netze gedeckt werden können.

Betrachtet man das schwerwiegendste Beispiel im Oktober: Die Importe stiegen sprunghaft an und deckten in Spitzennachfragezeiten bis zu 85 % ab!

Dies ist sicherlich keine gesunde Abhängigkeit von Nachbarn im Streben nach einem vollständig wetterabhängigen Netz und deckt die Schwachstellen dieser Energieversorgung auf.

Zudem sind die Winde in Nordeuropa stark korreliert, was es schwieriger macht, Versorgungsdefizite zu bewältigen, wenn der Wind nachlässt.

Polen

Polen 2023: Das vermeintliche Kohleland Polen baut die erneuerbaren Energien stetig aus: seit Jahresbeginn 2023 bereits 44 % mehr Solarstrom, Kohlestrom sinkt um 20 % oder 18 Mrd. kWh. Weitere polnische Ausbaupläne Wind.

Europäischer Kraftwerkspark

Quelle: Kraftwerke und Verbundnetze in Europa

Die gesamte installierte Kraftwerksleistung in Europa (einschließlich der europäischen Teile Russlands und der Türkei) beträgt ca. 1.450 GW.

Siehe auch die Länderdiagramme sowie die Altersstruktur des Kraftwerkparks.

Rückgang von konventioneller Kapazität (Kohle)

Die Studie des Joint Re-search Centre (JRC) (2018), des wissenschaftlichen Dienstes der EU, stellte fest, dass von 2016 bis 2025 in der EU28 ein Rückgang der installierten Leistung von Kohlekraftwerken von 150 GW auf 105 GW, und ein weiterer Rückgang auf 55 GW bis 2030 zu erwarten ist. Dies entspricht einer Abnahme um 63 %. Zusätzliche Abschaltungen von Kraftwerkskapazitäten in Deutschland würden diese Situation noch verschärfen. Neue Kraftwerke entstehen überwiegend auf Basis von erneuerbaren Energien und tragen damit nur in geringem Umfang zur gesicherten Leistung bei.

Installed coal capacity in 2025 and 2030 (ENTSO-E) Quelle: EU/JRC

Im Zusammenhang mit etwaigen Stromimporten Deutschlands in Engpasssituationen ist außerdem zu berücksichtigen, dass Hochlastsituationen in den Ländern Zentral- und Westeuropas oft gleichzeitig bestehen. Auch wetter-bedingte Effekte (z. B. Kältewelle, Trockenheit) treten in der Regel aufgrund ihrer Großflächigkeit zeitgleich in vielen europäischen Ländern auf. Die gegenseitige Verfügbarkeit von gesicherter Leistung aus dem Ausland ist daher relativ niedrig.

Hinzu kommt, dass die meisten Staaten für die nächsten Jahre mit einer wachsenden oder zumindest stabilen Höchstlast rechnen. Auch dies bindet die vorhandenen Kraftwerkskapazitäten im eigenen System.

Darüber hinaus konzentrieren sich rund drei Viertel der konventionellen Kraftwerkskapazitäten auf die Länder Frankreich, Italien, Niederlande und Polen. Bis 2020/21 erwarten die deutschen ÜNB in ihrer aktuellen Systemanalyse für die europäischen Nachbarstaaten insgesamt einen Rückgang der konventionellen Kapazitäten um 8,1 GW. Nur in drei Staaten steigen diese Kapazitäten an. Allein in den Niederlanden wird ein Rückgang von 4 GW erwartet, überwiegend bei Gaskraftwerken. 

Die angekündigten oder diskutierten Planungen in den umliegenden Staaten Europas zeigen einen allgemeinen Trend des Abbaus von Kohlekapazitäten sowie von Kernenergie bei gleichzeitigem starken Zuwachs von erneuerbaren Energien. Die derzeit noch vorhandenen Überkapazitäten an gesicherter Leistung schmelzen damit in Europa mittel- bis langfristig ab. Dadurch stehen auch die Nachbarländer vor der Herausforderung, die Versorgungssicherheit bei steigenden Anteilen volatiler Kapazitäten zu gewährleisten.

Dies würde bedeuten, dass Deutschland sich in Knappheitssituationen künftig nur bedingt auf Lieferungen aus dem Ausland verlassen kann.

Wind- und Sonnenstromproduktion vs. Verbrauch von 30 ENTSO-E Ländern

Es gibt einen Faktor 20 zwischen der Mindestproduktion und dem Maximum. Die Aussage „dass immer irgendwo die Sonne scheint, oder der Wind weht“, ist damit leicht überprüfbar und als falsch einzustufen. Damit ist auch „DIE Lösung“ für die Energiewende, der Netzausbau, zu hinterfragen. Wobei es immer um ein sowohl-als-auch geht. In einigen Bereichen ist dieser sicher sinnvoll und notwendig. Aber ohne umfassende Speicherlösungen wird die Energiewende einfach nicht gelingen. Daran wird uns die Physik hindern.

Die folgende Abbildung zeigt die Windkraftproduktion für Europa, geordnet nach abnehmender Stundenproduktion (von links nach rechts) pro Jahr für die Jahre 2016 – 2019. Dann sehen wir, dass die Produktion in etwa 25 % der Zeit niedrig ist und unabhängig davon niedrig bleibt gesamte installierte Windkraftleistung (von Anfang 2016 bis Ende 2019 stieg die Windkraftleistung um 26 %). Was lässt manche Leute glauben, dass eine solche Energiequelle die Lösung für die Zukunft sein kann? Quelle: Rechtzeitig zum Realismus in der Machtpolitik

Tatsächliche Produktion von Windenergie in Europa 2016-2019

Quelle: Deutscher Intensivpatient Stromversorgung

„Der Wind weht immer irgendwo“ Stimmt das wirklich?
Hier wurden die Kapazitätsfaktoren von Wind aus fünf nordeuropäischen Ländern im August angesehen. Die Winde scheinen stark korreliert zu sein, und es gibt fast eine Woche lang nirgendwo nennenswerten Wind. 

Volatilität bei der Erzeugung aus PV und Wind (Beispiel Deutschland)

Quelle: amprion.de

Wind- und PV-Produktion EU-Länder

Quelle: energy-charts.info

Wärmepumpen und der steigende Stromverbrauch

Studie: Versorgungssicherheit in kalten Wintern sinkt bis 2030

Quelle: www.ewi.uni-koeln.de

Mit Grünstrom betriebene Wärmepumpen sollen die Energiewende im Gebäudesektor vorantreiben. Doch bei Kälte treiben sie die Lastspitzen nach oben. Um Versorgungslücken in Nordwesteuropa zu vermeiden, sind robuste und gut koordinierte Ausbaupläne gefragt. In kalten Wintern, wie zuletzt im Jahr 2012, könnte künftig eine Lücke von bis zu 3,2 TWh Strom auftreten. Das zeigt die Studie „2030 Peak Power Demand in North-West Europe“ des Energiewirtschaftlichen Instituts (EWI) an der Universität zu Köln und des französischen Beratungsunternehmens E-CUBE Strategy Consultants im Auftrag des französischen Energieversorgers ENGIE.

Wärmepumpen sind eine Schlüsseltechnologie für die Energiewende. In der Studie wurde untersucht, wie sie am besten ins System integriert werden können. Denn Wärmepumpen spielen in kalten Wintern eine besondere Rolle. Zum einen müssen sie dann besonders viel Raumwärme bereitstellen. Zum anderen sinkt der Wirkungsgrad von Wärmepumpen, je kälter es wird. Es muss also überproportional viel Strom zum Heizen eingesetzt werden. Für die Versorgungssicherheit ist es zentral, wie groß dieser Effekt genau ist. Doch die Abschätzung ist mit vielen Unsicherheiten verbunden.

• Es hängt von mehreren Parametern ab, wie leistungsfähig Wärmepumpen tatsächlich sind. Ihre reale Effizienz ist in der Regel geringer als die Effizienz, die während der Zertifizierung festgestellt wird. Das liegt u.a. an sich ändernden Betriebspunkten, Über- oder Unterdimensionierung von Wärmepumpen, Feuchtigkeit, Über- oder Unterladung des Arbeitsmittels.
• Es ist wichtig, welche Wärmepumpen genau eingesetzt werden, da der Wirkungsgrad und somit die benötigte Strommenge je nach Situation und Technologie variiert. So beeinflussen Erdwärmepumpen die Spitzenlast weniger als Luftwärmepumpen, da ihre Effizienz weniger empfindlich auf die Außentemperatur reagiert. Hybrid-Wärmepumpen senken den Strombedarf bei niedrigen Temperaturen, indem ein gekoppelter Gaskessel oder eine Pellet-Heizung einen Teil des Wärmebedarfs deckt.
• Es spielt eine Rolle, welche Flexibilität Wärmepumpen bieten können, also wie viel Last innerhalb eines Tages verschoben werden kann.

Da die Investitionszyklen insbesondere im Gebäudesektor sehr lang sind, hängt die Versorgungssicherheit bei Kälte  im Jahr 2030 von Entscheidungen ab, die heute getroffen werden.

Executive Summary

In North-West Europe, the electrification of end uses and replacement of dispatchable thermal generation with intermittent renewable generation may impact the resilience of the electricity system to winter cold spells.

This challenge has become a reality now that the historical over-capacity in certain countries has receded (e.g. in France). ENTSO-E analysis shows that in case of a cold spell, Belgium and France would have risked supply shortages this past winter1. By 2022-2023, RTE estimates that there is almost 100% probability that a 2012-type cold spell would lead to Loss of Load in France.

Overall, we estimate that cold spells such as those experienced in 1985, 1997 or 2012 would generate costs up to ~30 bn EUR, or ~0.4% of the annual GDP for North-West Europe (using a Value of Lost Load assumption from RTE for all countries). These costs result from the loss of up to ~0.4% of the annual electricity load of North-West Europe, with up to ~35 to 70 GW of power interruptions during ~100 to 250 hours affecting large industrial sites, and possibly commercial and residential customers.

These results are especially driven by the assumed increased role of heat pump heating. Heat pumps are critical since their performance (COP) and power output significantly decrease with low temperatures, which results in higher electricity demand.

Other risk factors affect the potential size of the supply-demand gap, such as low availability of nuclear generation and low output from hydro generation, as experienced over the past few years. These would also significantly increase Energy Not Served during cold spells.

By 2030, dispatchable thermal capacity (nuclear, coal, gas, oil, waste, biomass) will decrease by ~64 to 65 GW in North-West Europe, mostly due to decisions to close coal and nuclear plants, especially in Germany.

Das Problem: Fehlende Speicher und Puffer | Speicherkapazitäten in Europa

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.

Der Energiewissenschaftler hat dabei eine Lastverschiebung im Sinn: Wenn Windräder und Solaranlagen bei entsprechendem Wetter mehr Strom produzieren, als im Netz benötigt wird, können mit dem Überschuss Elektroautos geladen werden. „Das Potenzial ist riesig: Erreicht der Anteil an E-Autos am Gesamtbestand zehn Prozent und nehmen wir an, dass sie im Durchschnitt eine 40-Kilowattstundenbatterie haben, würden sie weit mehr Speicherkapazität bieten als alle Pumpspeicherkraftwerke in Deutschland zusammengenommen“, sagt Quaschning. Sehr viel mehr Speichertechnologie brauche man für das 65-Prozent-Ziel eigentlich nicht.

„Würde man den Bestand an Bioenergieanlagen in Deutschland komplett auf flexible Fahrweise umstellen, könnte man ad hoc 60 Erdgaskraftwerksblöcke ersetzen.“

Fakten-Check: Die Anzahl an zugelassenen Elektroautos betrug am 1. Januar 2020 rund 136.600. Registrierte Kraftfahrzeugen im Jahr 2020: rund 58 Millionen; Auch bei dem für 2020 angestrebten Ziel, 1 Million zugelassene E-Fahrzeuge wäre das eine theoretische Speicherkapazität von rund 40 GWh, was in etwa der Kapazität an deutschen Pumpspeicherkraftwerken entsprechen würde. Bei einem täglichen Strombedarf von rund 70 GW * 24 h = 1.680 GWh (1,7 TWh) wohl eher eine vernachlässigbare Größe.

In Deutschland sind mit 2020 rund 8,5 GW Biomasse installierte = theoretische Leistung verfügbar. Durch 60 würde bedeuten, dass eine Gasturbine nur rund ~140 MW haben dürfte. Neuere Anlagen haben 400 bis 800 MW. Man könnte damit auch theoretische Erdgaskraftwerksblöcke ersetzen. Die Frage ist nur womit!

Deutsche EE-Produktion im Jänner 2021

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 Zeitbereiche 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 beim 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 Momentanreserve 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.

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.

(Pump-)Speicher

In ganz Europa sind Speicher mit einer Turbinenkapazität von etwa 47.000 Megawatt (MW = 47 GW) in Betrieb, zwei Drittel davon mit Pumpleistung. Österreich schafft knapp 8.500 MW (8,5 GW); davon entfallen 400-500 MW auf Pumpkraftwerke, die bei niedrigem Strompreis Wasser nach oben pumpen und bei hohem Strompreis Wasser über die Turbine schießen lassen und Strom produzieren. Um bei zunehmender Menge an erneuerbaren Energien für Zeiten der Dunkelflaute gerüstet zu sein, müssen im selben Ausmaß Reserven vorgehalten werden, die genutzt werden können, wenn weder die Sonne scheint noch der Wind weht. Quelle: Der Standard

In Österreich steht eine theoretische Pumpspeicherkapazität von 3.300 GWh zur Verfügung. In Deutschland hingegen stehen nur  rund 40 GWh (~ 11 GW) zur Verfügung! Die Brutto-Stromerzeugung (Wälzung) von allen Speicherkraftwerken betrug 2019 rund 14 TWh.

Zusätzlich ist zu berücksichtigen, dass bereits heute ein Energiebedarf von rund 5 TWh im Gasbereich und rund 10 TWh im Strombereich (inkl. Pumpleistung) nur für den Eigenverbrauch, Verluste und Pumpleistung erforderlich sind (E-Control – Statistikbroschüre 2020).

Das größte Pumpspeicherkraftwerk in Deutschland (Goldisthal in Thüringen) hat eine Leistung von 1 GW (= 1.000 MW = 1.000.000 kW) und hat ein Speichervolumen von 8 GWh. Damit ist bei voller Rückspeisung ins Netz der Speicher nach 8 Stunden leer! Das Jahr hat 8.760 Stunden bzw. das Schaltjahr 8.784 Stunden.

Siehe auch Die Energiewende – Fiktion und Wirklichkeit, Die Abwendung von der physikalischen Wirklichkeit ist die Schwachstelle der Energiewende, Alle wollen importieren nur niemand sagt, woher der Strom dann wirklich kommen soll …

Die wahren Kosten der Photo­voltaik am Bei­spiel der 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.

Kapazität der Heimspeicher in Europa: 2 GWh

Nach der erstmals vorgelegten Analyse von Solarpower Europe sind bislang nur sieben Prozent der privaten Photovoltaik-Anlagen mit einem Heimspeicher ergänzt. Die fünf größten Märkte – Deutschland, Italien, Großbritannien, Österreich und die Schweiz – in Europa haben einen Anteil von mehr als 90 Prozent der installierten Speicherkapazität. Insgesamt seien 2019 Speichersysteme mit einer Kapazität von 745 Megawattstunden neu installiert worden. Damit erreichte die Kapazität der Heimspeicher in Kombination mit privaten Photovoltaik-Anlagen bis Ende 2019 knapp 2 GWh. Es wird mit einer neu installierten Heimspeicherleistung von 810 Megawatt im Jahr 2020 gerechnet. Bis 2024 wird demnach eine kumulierte Heimspeicher-Kapazität von 7,2 GWh erwartet. In einem zu 100 Prozent erneuerbaren Energiesystem seien Stromspeicher entscheidend, die dann 24 Prozent des europäischen Strombedarf absichern müssten. Um dies zu erreichen, müsste die installierte verteilte Heimspeicher-Kapazität bis 2030 auf 900 GWh und bis 2050 auf 1.600 GWh ansteigen. Quelle: PV-Magazin

Siehe zur Realisierbarkeit auch Energy Storage and Civilization: A Systems Approach

Stromspeicher: Immer mehr Batteriezellenfertigung in Europa

In Europa entstehen aktuell zahlreiche Fabriken zur Batteriezellfertigung: Nach Erkenntnissen von Benchmark Mineral Intelligence werden bis 2029 voraussichtlich Fertigungskapazitäten von über 300 Gigawattstunden (GWh) Batteriekapazität in Europa erreicht. Quelle: www.solarserver.de

Zum Vergleich: In Deutschland steht derzeit eine theoretische Pumpspeicherkapazität von 40 und in Österreich von 3.300 GWh zur Verfügung.

Stromspeicher Deutschland

DE: Heimspeicher 2023: Die Anzahl der installierten PV-Speicher stieg von 526.000 2022 um +530.000 oder +101 % auf insgesamt mehr als 1.056.000 Ende 2023. Damit werden 8,9 GWh (+4,6 GWh bzw. +107 %) an Heimspeicherkapazität erreicht.

Diese PV-Speicher ergänzen die gut 2,7 Mio. privaten PV-Installationen, bei denen es 2022 einen Zubau von 675.000 gab. Am häufigsten werden ca. 10 kWp an PV-Kapazität in Kombination mit ca. 11 kWh-Speichern installiert.

79 % der PV-Anlagen wurden 2023 mit einem PV-Speicher installiert.

Siehe auch die Seite https://battery-charts.rwth-aachen.de 

Where are the batteries?

We are entering the age of megawatt-scale batteries.

The map shows all battery projects (installed or concretely planned) with a rated power of at least 1 MW, according to the Marktstammdatenregister. I was surprised to find already almost 1 GW of large-scale battery capacity distributed all over the country. Most of them are li-ion batteries. The projects’ average energy-to-power (E/P) ratio is around 1.3 h. I find it interesting to scroll through the list of operators – lots of big names but also projects that seem connected to a local municipality or solar park operator. As far as I know, the batteries are still mainly operating in the balancing markets, but some projects are adjacent to significant wind and solar projects, so that you could use them for feed-in management.

👉 https://www.martinklein.co/data/battery_map_germany.html https://www.martinklein.co/2022/10/07/battery-map-germany.html

Battery Charts

Battery Charts ist eine Entwicklung von Jan Figgener, Christopher Hecht und Prof. Dirk Uwe Sauer der beiden Institute ISEA und PGS der RWTH Aachen University. Mit dieser Seite bieten wir eine monatliche Auswertung der Batteriespeicher aus dem Marktstammdatenregister (MaStR) der Bundesnetzagentur an. Dabei unterteilen wir den Batteriespeichermarkt vereinfachend in Heimspeicher (bis 30 Kilowattstunden), Gewerbespeicher (30 bis 1.000 Kilowattstunden) und Großspeicher (ab 1.000 Kilowattstunden). 

Grafiken 👉  battery-charts.rwth-aachen.de

Dunkelflaute

Die Suche nach den Dunkelflauten

Quelle: ©Science Media Center Germany gGmbH

Die Energiewende ist eine Revolution der Stromversorgung. Künftig werden Wind und Sonne den Takt der Stromerzeugung vorgeben. Das bedeutet: Mal wird der Stromertrag über dem Verbrauch liegen, mal darunter; die Kunst wird darin bestehen, Verbrauch und Erzeugung auszupendeln. Das Meisterwerk der Energiewende wird jedoch sein, die sogenannte Dunkelflaute zu beherrschen: Stunden oder gar Tage, in denen kaum noch Wind weht. Denn dann sackt auch der Stromertrag dramatisch ab. Um solche Dunkelflauten zu finden, haben wir mit dem SMC Lab ein digitales Tool entwickelt, den Dunkelflauten-Guide. Die Datenbasis – die Stromerzeugungsdaten seit 2015 – und die möglichen Filter haben wir im Fact Sheet Auf der Suche nach der Dunkelflaute beschrieben .

Mit dem Dunkelflauten-Guide lassen sich anhand der Stromerzeugungsdaten interaktiv kritische Phasen in der Periode zwischen 2015 und 2021 aufspüren, in denen über Stunden oder Tage kaum noch Wind wehte. Auf solche Phasen muss eine Stromversorgung auf der Basis von Windkraft- und Photovoltaikanlagen besonders vorbereitet werden. Mit welchen Techniken das gehen kann, können Sie in dem Model-Driven Fact Sheet Wie gelingt die Energiewende? erkunden.

Fazit

Ein Kohleausstieg 2030 ist von den Bilanzen her machbar, wenn:

• der Ausbauplan der Windanlagen von derzeit 71 auf mindestens 80 bis 120 GW angehoben wird und die genehmigten Anlagen auch tatsächlich gebaut werden,
• der Ausbau der Offshore-Windparks wieder in Gang kommt und auf 25 GW angehoben wird,
• der Ausbau der Photovoltaik von derzeit 100 auf 150 bis 200 GW angehoben wird,
• ein Ausbau von Gaskraftwerken als Back-up in der Größenordnung von 53 bis womöglich 80 GW angestrebt wird.

Storage requirements in a 100% renewable electricity system: Extreme events and inter-annual variability

Quelle: www.econstor.eu

Im Zusammenhang mit 100-prozentig erneuerbaren Elektrizitätssystemen haben längere Zeiträume mit anhaltend knappem Angebot aus Wind- und Solarressourcen zunehmende wissenschaftliche und politische Aufmerksamkeit erhalten. In diesem Artikel wird untersucht, wie solche Knappheitsperioden mit den Anforderungen an die Energiespeicherung zusammenhängen. Zu diesem Zweck stellen wir die Ergebnisse einer Zeitreihenanalyse denen eines Systemkostenoptimierungsmodells gegenüber, das auf einer deutschen Fallstudie zu 100 % erneuerbaren Energien basiert und stündliche Zeitreihendaten aus 35 Jahren verwendet.

Während unsere Zeitreihenanalyse frühere Erkenntnisse bestätigt, dass Perioden mit anhaltender Angebotsknappheit nicht länger als zwei Wochen dauern, stellen wir fest, dass das maximale Energiedefizit über einen viel längeren Zeitraum von neun Wochen auftritt. Dies ist darauf zurückzuführen, dass mehrere Knappheitsperioden eng aufeinander folgen können. Berücksichtigt man Speicherverluste und Ladebeschränkungen, erstreckt sich der Zeitraum, der den Speicherbedarf bestimmt, sogar auf 12 Wochen.

Für diesen längeren Zeitraum ist die kostenoptimale Speicherkapazität etwa dreimal so groß wie das Energiedefizit in den knappsten zwei Wochen. Nimmt man für das Beispiel der Bioenergie weitere Flexibilitätsquellen hinzu, verlängert sich der Zeitraum, der den Speicherbedarf definiert, auf mehr als ein Jahr. Bei der Optimierung der Systemkosten auf der Grundlage einzelner Jahre anstelle einer mehrjährigen Zeitreihe stellen wir fest, dass der Speicherbedarf zwischen den Jahren erheblich schwankt, wobei im extremsten Jahr mehr als doppelt so viel Speicher benötigt wird wie im Durchschnittsjahr.

Wir kommen zu dem Schluss, dass die Konzentration auf kurzzeitige Extremereignisse oder einzelne Jahre zu einer Unterschätzung des Speicherbedarfs und der Kosten eines Systems mit 100 % erneuerbaren Energien führen kann.

Dunkelflaute: Wie ernst ist der Ausfall von Wind & Solar?

Quelle: www.tech-for-future.de

Mehrwöchige Dunkelflauten treten mehrmals im Jahr auf. Mehr als einmal pro Jahr dauern sie sogar einen Monat oder länger.

Im Jahr 2022 gab es bereits eine zweiwöchige Dunkelflaute im Januar. Im Jahr 2021 gab es gleich 6 mehrwöchige Dunkelflauten. Die im November/Dezember 2021 dauerte 2 Monate!

Entscheidend ist aber der Worst Case. Selbst wenn eine dreimonatige Dunkelflaute nur einmal pro Jahrzehnt auftritt, müssen wir sie beherrschen.

Energiedefizit: Nicht die Dauer der Dunkelflaute ist wichtig

Es geht aber gar nicht so sehr um die Dauer einer Dunkelflaute. Die längste Dunkelflaute seit 2012 dauerte 3,5 Monate im September, Oktober und Dezember 2014. Sie ist aber in punkto Residuallast mild verlaufen.

Der Speicherbedarf bei den zweimonatigen Dunkelflauten ist teilweise deutlich höher. Entscheidend dafür ist nicht die Dauer, sondern die Summe der Residuallast abzüglich der Einspeicherungen während der Dunkelflaute.

Leistungskredit: Gesicherte Leistung von Energiequellen

Importe: Irgendwo in Europa weht immer Wind?

In einer kalten Dunkelflaute können wir uns auf Importe nicht verlassen. Wenn bei uns kein Wind weht und keine Sonne scheint, dann auch nicht in unseren Nachbarländern. Auch die Nachfragespitzen sind synchron. Je mehr unsere Nachbarn auf Wind und Solar setzen, desto mehr brauchen sie ihre regelbaren Kraftwerke selbst.

Es hilft auch nicht, dass “irgendwo in Europa immer Wind weht”. Denn A) müsste genug produziert und B) auch an die Bedarfsorte transportiert werden, was häufig nicht der Fall ist.

Deutschland

Robert Koch hat die Stromerzeugung und den Strombedarf im Jahr 2023 auf Stundenbasis ausgewertet. Datenquelle: www.smard.de (Bundesnetzagentur).

Er betrachtet 3 Basisfälle, die in der angehängten Tabelle farblich getrennt sind.

• „X=1“ bedeutet den Ausbaustand an PV und Windenergieanlagen (WEA) in 2023;
• „X=2“ simuliert den verdoppelten Bestand aus 2023 an PV und WEA;
• „X=3“ simuliert den dreifachen Bestand aus 2023 an PV und WEA.
  

Die erste Spalte beschreibt die Lücke aus vorhandener Netzlast und verfügbarer Erzeugungskapazität aus EE.

Interessiert hat ihn, wie lange die Phasen andauern, an denen die jeweilige Deckungslücke existiert. Beispiel aus der Tabelle: Im Jahr 2023 gab es

• 159 Stunden (etwa 6,5 Tage) mit einer Leistungs-Deckungslücke von 30 GW, die über konventionelle Energieerzeugung gedeckt werden musste.
• Es gab 17 Phasen mit mindestens 24 Stunden über diese Deckungslücke bzw.
• 68 Phasen mit mindestens 12 Stunden Dauer.

Selbst bei einer Verdreifachung der heutigen PV- und WEA-Kapazität werden wir in einem Drittel des Jahres den Strombedarf mit EE nicht decken können. Auch dann gebe es

• eine Phase mit 162 Stunden, in der die Bedarfsdeckung mit EE durchgehend nicht funktioniert (22.01-29.01.2023) hätte.
• Es würde 17 Phasen im Jahr mit dieser Deckungslücke über mindestens 24 Stunden geben bzw.
• 114 Phasen mit mindestens 12 Stunden Dauer.

Im Stunden- bis Tagebedarf wären Batterien eine geeignete Puffermöglichkeit. Dafür müssten mindestens regelfähige 3.000 GWh Kapazität zur Verfügung stehen, von der wir allerdings weit entfernt sind und auch keine Planung existiert. Aber selbst mit diesem gigantischen dreifachen Ausbauprogramm an PV und WEA müssen wir Zeiträume von mehr als 7 Tagen überbrücken, die andere Speicherformen aus Kostengründen erforderlich machen (Kavernenspeicher, Wärmespeicher usw.)

Ein weiterer interessanter Aspekt: Es wurden selbst bei einem Stromerzeugungs-Überschuss an EE mindestens 7 GW (11.06.23) aus konventionellen Kraftwerken benötigt (Regelenergiebedarf); im Maximum übrigens 52 GW (07.02.23).

Die vom BMWK geplanten Gaskraftwerke mit insgesamt 10 GW Kapazität reichen also gerade dazu, das Netz stabil zu halten. Selbst bei einer Verdreifachung der PV- und WEA-Kapazität gäbe es 30 Stunden im Jahr, an der wir eine Deckungslücke von mehr als 50 GW haben. Mit Importen aus Nachbarländern können wir maximal 20 GW ansetzen, der Rest wäre nicht beizustellen, wenn alle Kohlekraftwerke in Deutschland vom Netz genommen wären. [Siehe auch Alle wollen importieren, nur niemand sagt, woher der Strom dann wirklich kommen soll …]

Kohlekraftwerke weltweit – globaler Energiebedarf

Aus: „Die Zerbrechlichkeit der Welt“

Derzeit stoßen wir circa 35 Gigatonnen CO2 pro Jahr aus. Seit Beginn der Industrialisierung hat die Menschheit mehr als 530 Gigatonnen Kohlenstoff verbrannt, von dem sich etwa die Hälfte in der Atmosphäre und der Rest zu einem Gutteil in den Ozeanen befindet. Der Weltenergieverbrauch ist nach wie vor vollkommen dominiert von fossiler Energie, 2018 waren 85 Prozent der Primärenergie fossiler Herkunft, elf Prozent kamen aus erneuerbaren Quellen wie Solar; Wind; Geothermie und Gezeiten (zusammen vier Prozent) und Wasserkraft (sieben Prozent). Weitere vier Prozent kamen aus der Nuklearenergie. Die weltweite Zunahme des Energieverbrauches liegt derzeit bei etwa drei Prozent im Jahr. Sie wird hauptsächlich von asiatischen Ländern getrieben. Daran ändert auch nichts, dass einige Länder wie Kalifornien, Norwegen oder Österreich den Plan verfolgen, ihre Stromerzeugung in den kommenden Jahren vollständig auf erneuerbare Energien umzustellen.

Der Flugverkehr verursachte 2018 mit etwa 0,9 Gigatonnen 2,5 Prozent der globalen CO-Emissionen. Achtzig Prozent davon betrafen Personenreisen, der Rest war Fracht. Der Autoverkehr macht in Deutschland etwa zwanzig Prozent der CO-Emissionen aus, weltweit ist der Anteil des Autoverkehrs natürlich geringer. Die globale Schifffahrt trägt etwa 2,5 Prozent bei. Weltweit verursacht der Transport etwa 15 Prozent der Treibhausgase und 95 Prozent der hierfür aufgewendeten Energie kommt aus Erdöl, Emissionen von Haushalten, etwa durch Heizen und Kochen,j machen etwa sechs Prozent aus, Emissionen zur Produktion von elektrischer Energie nicht mitgerechnet. Für kommerzielle Unternehmungen kommen weitere fünf Prozent dazu, und auch der CO-Fußabdruck des Internets ist ein Faktor, der zunehmend relevant wird. Mehr als vier Milliarden Menschen benutzen das Internet. Die dafür notwendige Energie trägt, manchen Studien zufolge, zwischen 1,7 und 3,7 Prozent zu den globalen CO2-Emissionen bei35, also etwas mehr als die Klimabelastung aller Flugreisen. Alles bisher genannte zusammen macht aber nur etwa die Hälfte der anfallenden Emissionen aus. Woher kommt die andere Hälfte? Sie entsteht vorwiegend durch die Produktion von elektrischer Energie (dreißig Prozent) sowie die Förderung von Rohstoffen und die Landwirtschaft (elf Prozent). Der verbleibende Anteil kommt von der Industrie.

Ein oft unterschätzter Faktor bei den Emissionen ist die Rolle der Infrastruktur. Zur Infrastruktur gehören nicht nur der Bau von Straßen, Autobahnen, Flughäfen, Bahntrassen, Kanälen oder Häfen, sondern auch der Bau von Städten, Wasserleitungen, Bergwerken, Schottergruben, Pipelines und Kraftwerken. All das erfordert Zement und Stahl, und zwar nicht nur bei der Errichtung, sondern und das wird oft übersehen – auch bei der Instandhaltung.

Wir denken fälschlicherweise oft, dass Infrastruktur, wenn einmal gebaut, keine Klimabelastung mehr darstellt. Tatsächlich erneuern wir Autobahnen und praktisch jede andere Infrastruktur im Zuge von Instandhaltungsarbeiten alle paar Jahrzehnte.

Etwa ein Viertel aller CO-Emissionen entfallen auf die Erzeugung und Erhaltung von Infrastruktur. Auch beim Thema Infrastruktur gibt es einen sich selbstverstärkenden Mechanismus: Infrastruktur schafft mehr Infrastruktur. Je mehr Infrastruktur gebaut wird, zum Beispiel eine Straße, umso mehr Verkehr entsteht, umso mehr Aktivität findet in einer Region statt, umso mehr Nachfrage nach weiteren Straßen und wirtschaftlicher Infrastruktur entsteht. Das größte jemals in Angriff genommene Infrastrukturprojekt ist die neue Seidenstraße. 35 Prozent des Welthandels könnten zukünftig über sie abgewickelt werden. Wie viele Tonnen Infrastrukturmaterial dafür benötigt werden und wie viele Tonnen CO2 damit in die Atmosphäre gelangen werden, ist unfassbar.

China plant, seinen enorm steigenden Bedarf an Elektroenergie auch durch einen weiteren massiven Zubau von Kohlekraftwerken zu decken. 2020 soll deren Leistung 1.100 GW betragen, 2035 sogar 1.400 GW. Zum Vergleich: Die Kohlekraftwerke der EU verfügen über eine Leistung von 150 GW (1 GW = 1 Gigawatt sind 1 Million Kilowatt). Der deutsche Anteil beträgt derzeit noch 44 GW. 

Global Coal Plant Tracker

China

China needs reliable, cheap electricity.
To do so, coal power plant permitting & construction starts accelerated dramatically in China in 2022. The coal power capacity starting construction in China was 6x as large as that in all of the rest of the world combined.