Aktuelle Situation

Auf dieser Seite werden verschiedene Ereignisse und Indikatoren rund um das Thema Versorgungssicherheit im europäischen Verbundsystem gesammelt. Sie werden als mögliche Hinweise auf eine negative Entwicklung  im Sinne von „schwachen Signalen („Das Unerwartete managen„) verstanden. 

Besonders hervorzuhebende bedenkliche Ereignisse:

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„Menschen glauben lieber die Unwahrheit, wenn sich darin ihre Sehnsucht spiegelt, als sich der schnöden Realität auszuliefern“

Kurzmeldungen

  • 19.10.21: Strommarktanalyse KW 41Trotz des erhöhten Winddargebots stieg auch die wöchentliche Residuallast – ein Grund dafür waren sinkende Temperaturen, die den Wärmebedarf unterstützten. Die Tagesspitzen der Residuallast lagen um 50 GW. Am Freitagmorgen, als die Windkraft ihren Höhepunkt erreichte, mussten regelbare Kraftwerke lediglich 21 GW bereitstellen. Die durchschnittlichen Leistungspreise der Regelenergieprodukte zogen in KW41 deutlich an. Ein Grund dafür war eine gestiegen Nichtverfügbarkeit von Wasserkraftwerken in der Wochenmitte, was den Wettbewerb am Regelleistungsmarkt reduzierte. Die Angst vor einer Angebotskrise im Winter zog die Kurse an den Brennstoff- und CO2‑Märkten in KW41 wieder nach oben. Das Kohle-Importvolumen der Volksrepublik China lag im September etwa 75 % höher als ein Jahr zuvor. Angesichts von historisch niedrigen europäischen Speicherständen (77%) kam damit die Angst um eine Gas-Knappheit im Winter zurück. 
  • 17.10.21: 🚨 Das Risiko, dass eine Strommangellage eintritt, ist groß, das Schadenspotential für die Schweiz ebenso. Umso wichtiger ist es, dass Unternehmen vorausschauend Überlegungen anstellen, wie sie mit einer Strommangellage umgehen würden und welche Maßnahmen sie vorsorglich treffen können. Hier sind alle Informationen für Stromgroßverbraucher zusammengestellt: Informationsbroschüre für Großverbraucher
  • 12.02.21: Strommarktanalyse KW 40 – Am Donnerstag fiel das Winddargebot für zwölf Stunden unter 1 GW. Residuallast: Am Donnerstag mussten regelbare Kraftwerke bis zu 65 GW bereitstellen. Nur am Samstagmittag, als die PV ihr Maximum erreichte, sank die Residuallast unter 20 GW. Am Donnerstag, als die Residuallast besonders hoch war, erreichte der Baseload mit 303 EUR/MWh den höchsten Stand seit mindestens 20 Jahren.
  • 08.10.21: 🚨 Greater risk of blackouts this winter, National Grid warnsBritain faces a greater risk of blackouts this winter after a fire knocked out a cable importing electricity from France. 
  • 06.10.21: Strommarktanalyse KW 39 Residuallast: zu Wochenbeginn mussten regelbare Kraftwerke noch mehr als 50 GW bereitstellen. In der zweiten Wochenhälfte sank die Residuallast täglich unter 20 GW, am Sonntag lag das Wochenminimum bei 7 GW. Trotz der gesunkenen Residuallast hielten die Spot-Preise das extrem hohe Niveau der Vorwochen. Grund dafür waren unter anderem die deutlichen Preisanstiege der ohnehin schon sehr teuren Brennstoffe.
    Als der stündliche DayAhead um 0 EUR/MWh lag, fuhren viele Kraftwerke auf Minimallast und konnten somit keine negative Regelenergie anbieten. Der reduzierte Wettbewerb ließ die Durchschnittspreise der negativen MRL auf 210 EUR/MW steigen, die negative SRL erreichte ihr Maximum bei 410 EUR/MW.
    Die hohe Windeinspeisung und technische Fehler führten am Sonntag zu einem Markt Decoupling.
    In KW39 breitete sich die Angst vor einer Brennstoffknappheit im Winter weiter aus. Diese Nervosität spiegelte sich in drastischen Zuwächsen an den Brennstoff und CO2-Märkten wider.
    Der Frontmonat Kohle erreichte am Freitag den höchsten Stand seit mindestens 15 Jahren. Niedrige Temperaturprognosen für Russland schürten Ängste, Gazprom könnte der Versorgung des heimischen Markts in den kommenden Wochen Vorrang gewähren.
  • 04.10.21: Erstes deutsches Kraftwerk muss Betrieb wegen Kohlemangel einstellenIn Nordrhein-Westfalen musste am Wochenende ein Kohlekraftwerk abgeschaltet werden, weil keine Kohle mehr verfügbar war. Wann der Betrieb wiederaufgenommen werden kann, ist nicht absehbar. Unterdessen explodieren die Strompreise. Beobachter verweisen inzwischen verstärkt darauf, dass es in Deutschland und Europa im Falle eines kalten Winters zu ernsten Versorgungsengpässen bei Energie, Strom und Heizwärme kommen könnte, weil die Lagerbestände für Erdgas ungewöhnlich niedrig sind.
  • 28.09.21: Strommarktanalyse KW 38 – Die Windkraft konnte in KW38 kräftig zulegen. Das Wochenmaximum lag am Donnerstag bei 35 GW – so hoch wie zuletzt Ende Mai. Residuallast: Dank der erstarkten Erneuerbaren gab die Residuallast nach siebenwöchigem Aufwärtstrend erstmals wieder nach. Dennoch mussten regelbare Kraftwerke auch am Wochenende noch über 50 GW bereitstellen. Am Donnerstag, als die Windkraft ihren Höhepunkt erreichte, sank die Residuallast auf ihr Wochenmimimum von 13 GW. Am Donnerstag, als die Windkraft die Residuallast unter 15 GW reduzierte, sank der stündliche DayAhead auf 0 EUR/MWh. Der Baseload rutschte deshalb auf 73 EUR/MWh – den niedrigsten Stand seit Mitte August. Die Brennstoff- und CO2-Kurse gingen in KW38 wieder auf Rekordjagd. Eine starke Nachfrage aus dem Stromsektor, eingeschränkte Exportkapazitäten in Russland und niedrige Speicherstände in Europa ließen den Frontmonat Kohle auf einen neuen Höchststand seit September 2008 steigen. Für die kommenden Monate wird jedoch mit einer Entspannung der Situation gerechnet, die weiteren Frontmonate sind deshalb deutlich niedriger bewertet. Die hohen Gas-Preise machten sich in den vergangenen Tagen immer deutlicher bemerkbar: Einige Düngemittelfabriken drosselten ihre Produktion, fünf britische Gasanbieter meldeten Insolvenz an. Trotz der angespannten Situation buchte Gazprom wiederholt keine zusätzlichen Transitkapazitäten durch die Ukraine.
  • 21.09.21: Strommarktanalyse KW 37 Residuallast: Spitzenwerte bei knapp 60 GW, auch am Wochenende mussten regelbare Kraftwerke mehr als 40 GW bereitstellen. Am Mittwoch stand der Baseload -Preis mit 168 EUR/MWh so hoch wie zuletzt im Juli 2006. Auch am lastschwächeren Sonntag lag der Baseload mit 94 EUR/MWh außergewöhnlich hoch. Zu Wochenbeginn ließen einige Kraftwerksausfälle die Preise am Intraday noch stärker anziehen. Sein Wochenmaximum erreichte der stündliche Intraday am Dienstagabend bei 270 EUR/MWh. Die Durchschnittspreise der Erbringung einer MWh positiver MRL stiegen auf bis zu 6.000 EUR/MWh, die positive SRL erreichte 4.500 EUR/MWh.Weitere Preissteigerungen für den Winter: Q4 2021 Base lag zu Handelsschluss mit einem Plus von 15% bei 140 EUR/MWh. Während Q1 2022 Base ebenso stark zulegte, gab das dritte Base Frontquartal leicht nach. Ebenso entwickelten sich die Peak Frontquartale, wobei Q4 2021 Peak um 14% auf 162 EUR/MWh stieg. Oktober 2021 Base stand am Freitag bei 134 EUR/MWh und damit 12% über dem Schlusskurs der Vorwoche. Die weiteren Base Frontmonate legten noch stärker zu ‑ Dezember 2021 Base war mit einem Plus von 17% der Gewinner der Woche. Die Peak Frontmonate verfolgten einen ähnlichen Verlauf: Q4 2021 Base verzeichnete ein Plus von 13% und stieg auf 154 EUR/MWh, die weiteren Peak Frontmonate legten noch stärker zu.
  • 14.09.21: Strommarktanalyse KW 36 – Die wöchentliche Windeinspeisung fiel hingegen auf den niedrigsten Stand des Jahres – nur in KW25 lag der Wert ebenso tief. Unter der Woche mussten regelbare Kraftwerke täglich über 50 GW bereitstellen. Am Sonntagmittag, bei gewohnt schwacher Nachfrage und kräftiger PV-Einspeisung, fiel die Residuallast auf das Wochenminimum von 16 GW. Am Freitag erreichte der Baseload mit 138 EUR/MWh den höchsten Stand seit Dezember 2007 (damals lag der Baseload bei 159 EUR/MWh). Der stündliche Intraday stieg am Donnerstagabend auf ein Wochenmaximum von 259 EUR/MWh. Ausgelöst wurde die Preisspitze unter anderem durch eine Windeinspeisung, die hinter der Prognose zurückblieb, während die Nachfrage die Prognose überstieg.An den Brennstoffmärkten ging es für Kohle und Gas weiter steil bergauf. CO₂ und Brent Crude schlossen auf ähnlichem Niveau wie eine Woche zuvor. Wie in der Vorwoche sorgten eine schwache Windeinspeisung und der extreme Gas‑Preis für eine hohe Kohleverstromung. Die daraus resultierende hohe Nachfrage nach Kohle stieß nach wie vor auf ein vermindertes Angebot.
    Der Frontmonat Gas erreichte in KW36 täglich neue Rekordstände. Niedrige Zuflüsse aus Norwegen, Russland und Algerien (nach Italien) sorgten zu Wochenbeginn für ein bullishes Umfeld. Zusätzlich sorgte der weiterhin niedrige europäische Speicherstand von knapp 70 % (vs. 92 % vor einem Jahr) für Verunsicherung. 
  • 12.09.21: Teurer Winter steht bevor, da die Strompreise in Europa steigen– Ein Rekordlauf bei den Energiepreisen, der die europäischen Stromkosten auf mehrjährige Höchststände getrieben hat, wird voraussichtlich nicht vor Jahresende nachlassen, was auf eine teure Winterheizsaison für die Verbraucher hindeutet. Mit Blick auf das vierte Quartal und den Beginn des Winters ziehen sowohl die Sofort- als auch die Terminpreise aufgrund der knappen Angebotsfundamentaldaten an Stärke, während Vorhersagen für kühles und trockenes Wetter auf eine anhaltende Nachfrage und ein geringes Wasserkraftangebot hindeuten.Die größte Unbekannte ist die Gasverbindung Nord Stream 2 (NS 2) von Russland nach Deutschland, die 2021 in Betrieb gehen und die knappen europäischen Gasbestände erhöhen könnte.Mit rund 70 % gefüllt sind die Gasvorräte nach einem schwachen Importjahr, in dem asiatische Käufer Flüssigerdgas (LNG) kauften und in dem sich die europäische Industrie schneller als erwartet von der reduzierten Nachfrage aufgrund der COVID-19-Krise erholte, niedriger als üblich. Letztes Jahr um diese Zeit lagen die Lagerbestände bei 93%.
    Die europäischen Kraftwerkskohlepreise für die Stromerzeugung befinden sich auf 12-Jahres-Höchstständen und auf 13-Jahres-Höchstständen in Asien.
    Die Analysten von ICIS Energy sagten, dass die Winderzeugung in Deutschland in den nächsten zwei Wochen im Durchschnitt nur 5 Gigawatt (GW) pro Tag betragen wird, verglichen mit einem Durchschnitt von über 10 GW in den drei vorangegangenen Septembers. Das ist nur ein Zehntel der möglichen Summe.
  • 12.09.21: „Langsame Energiewende: Erst 120 Kilometer neue Stromleitungen 2021“Von den rund 12.234 Kilometern, die die zuständige Bundesnetzagentur für die Energiewende veranschlagt, sind nach den neuesten Zahlen aus dem Wirtschaftsministerium nur 1.739 Kilometer komplett fertiggestellt. Bei mehr als 3.400 Kilometern der geplanten Leitungen läuft noch nicht einmal ein Genehmigungsverfahren. Hauptgründe für das langsame Vorankommen sind komplizierte bürokratische Auflagen und Verfahren sowie Bürgerinitiativen, die den Bau neuer Leitungen in ihrem Umfeld zu verzögern versuchen – und damit auch oft Erfolg haben. Die Bundesregierung musste bestehende Planungen teils wieder über den Haufen werden.Laut Antwort des Bundeswirtschaftsministeriums auf eine Frage des Bundestagsabgeordneten Oliver Krischer sind im laufenden Jahr erst rund 120 Kilometer der neuen Höchstspannungsleitungen gebaut worden, die im Rahmen des Bundesbedarfsplans (BBPlG) und des Energieleitungsausbaugesetzes (EnLAG) für die Energiewende vorgesehen sind. 2020 waren insgesamt immerhin etwa 341 Kilometer gebaut worden. 2019 waren es rund 203 Kilometer, 2018 gut 171 Kilometer. Die Erweiterung der Stromnetze gilt als zentraler Baustein der Energiewende. Denn das Energiesystem wird dezentraler, es gibt in ihm immer mehr schwankende Stromquellen und immer mehr Einspeisepunkte. Hinzu kommt, dass eine beträchtliche Menge Ökostrom durch Windparks auf dem Meer erzeugt wird – und diese Elektrizität erst in den industriereichen Süden transportiert werden muss.“Anmerkung: Monitoringbericht BNetzA; „Das Energiesystem wird immer dezentraler… dafür müssen immer mehr Leitungen gebaut werden“ 🤔 „beträchtliche Mengen Offshore“ … zwischen 0! und max. 10% … Speicher? Fehlanzeige! Die großen Leitungen hätten bis 2022, bis zum endgültigen Atomausstieg, fertig sein sollen/müssen. Erst gestern wieder meinte jemand zu mir, dass er das nicht glauben kann, was ich da erzähle … dass niemand sonst das sieht und bemängelt. Habe ich ein Verständnisproblem?
  • 11.09.21: Around 17:30 CEST today, the Nemo BE-UK Inter Connector to the UK tripped (~ 1.000 MW -> GB 49,71 Hz!). Cable capacity came back around 2230h. As the flow is usually direction UK from BE, the BE system currently carries a massive excess power, whereas the UK side must feel it the other way around… The UK power market reached unprecedented high levels earlier this week, lifting up BE prices as well (although implicitly). Must be quite a heavy nut to crack for them… There are some things in life you cannot foresee… . Nemo goes offline for maintenance next week.
    NEMO Trip with ROCOF almost reaching 0.1Hz/s in GB. Big effect in BE driving the system long and sending prices to -€274/MWh. A limited effect in GB as the system was already quite long.
  • 10.09.21: Das AKW Neckarwestheim 2 der @EnBW wurde am 17.08.2021 wegen einer Störung im Umspannwerk Grossgartach innerhalb von zwei Stunden von 1294 MW bis auf Null heruntergefahren – und später wieder hoch. TransnetBW: Wir hatten eine Störung im Umspannwerk Großgartach. Die Kolleginnen und Kollegen unseres Anlagenbetriebs haben es zusammen mit unserer Systemführung aber schnell beheben können.
  • 09.09.21: Strommarktanalyse KW 35 – Nur zu Wochenbeginn lag die Windeinspeisung über 10 GW. Residuallast: Unter der Woche mussten regelbare Kraftwerke bis zu 57 GW bereitstellen. Getrieben von der hohen Residuallast und weiter steigenden Rohstoffpreisen setzten die Spot-Preise ihren Höhenflug fort.Am Donnerstag erreichte der Baseload mit 118 EUR/MWh den höchsten Stand seit Oktober 2008. An den Brennstoff- und CO2-Märkten ging es in KW35 weiter bergauf: Kohle, CO2 und Gas setzten ihre Höhenflüge fort. Die niedrige Windeinspeisung und der weiter steigende Gas-Preis erhöhten die Nachfrage nach Kohle in Deutschland. Zusätzlich steigerte Indien seine Kaufambitionen, da die Speicherstände ungewöhnlich tief gesunken waren. Auf der anderen Seite verringerten reduzierte Schienenkapazitäten in Russland und Sturmschäden am Golf von Mexiko das globale Angebot. In diesem Umfeld stieg der Oktoberkontrakt Kohle um 12% auf 162 USD/Tonne – ein neues 13-Jahreshoch (siehe auch die Strompreisentwicklung weiter unten).
  • 02.09.21: Strom-Mangel – „Blackout wird wahrscheinlicher“Wenn man die stündliche Stromerzeugung aller Kraftwerke von 2019 nimmt, und dort die gesicherte Leistung abzieht, die bis Ende 2022 vom Netz gehen soll, dann haben wir bei Flaute in 2980 der 8760 Stunden eine Unterdeckung, selbst wenn wir annehmen, dass alle vorhandenen Erdgaskraftwerke mit Volllast betrieben werden. Die Netzbetreiber weisen in ihrem „Bericht zur Leistungsbilanz“ für 2022 bereits einen Importbedarf von 7200 Megawatt für den Fall einer Engpass-Situation aus. So einfach ist das aber nicht. Frankreich zum Beispiel hat viele Elektroheizungen und braucht den Strom im Winter selbst. Dänemark hat viel Windenergie und wird bei Flaute genauso im Energiemangel sein wie Deutschland. Natürlich ist ein Blackout wahrscheinlicher geworden. … wir gefährden unsere Versorgungssicherheit durch Maßnahmen, die dem Klimaschutz nichts bringen.
  • 29.08.21: Ausbau von Meeres-Windparks steht still – In der deutschen Nord- und Ostsee liegt der Ausbau der Offshore-Parks brach. Dabei wird grüner Strom dringend benötigt. Aber etliche deutsche Firmen sind pleite, und viel Knowhow ist abgewandert. Um einen Windpark im Meer zu planen und zu bauen, sind sehr lange Vorlaufzeiten nötig. Offshore-Wind kann man „nicht einfach an- und ausknipsen“. Zwar hat die Bundesregierung das Ziel formuliert, bis zum Jahr 2040 im Meer 40 Gigawatt Windstromleistung zu installieren. In den kommenden Jahren wird an der Küste trotzdem wenig passieren. Bis die ganze Produktions- und Lieferkette wieder angeschoben ist, dauert es vier bis fünf Jahre.
  • 24.08.21: Strommarktanalyse KW 33 – Dank einer windigen ersten Wochenhälfte verdoppelte sich die wöchentliche Windeinspeisung im Vergleich zur Vorwoche und stieg auf den höchsten Stand seit Anfang Mai. Das Wochenmaximum lag am Dienstagmorgen bei 34 GW. Die Residuallast sank am frühen Dienstagmorgen, als die Windkraft ihren Höhepunkt erreichte, unter 10 GW. Im weiteren Wochenverlauf stieg die Residuallast jedoch wieder auf das Niveau der Vorwoche, konventionelle Kraftwerke mussten bis zu 53 GW bereitstellen.
  • 21.08.21: Der Kohleausstieg schreitet mit großen Schritten voranInsgesamt wurden in den Stilllegungsausschreibungen bereits 8,4 GW an Steinkohlekraftwerken und Braunkohle-Kleinanlagen bezuschlagt und gehen im Zeitraum von 2020 bis 2022 aus dem Markt. Zusammen mit den aktuell bereits im Bau befindlichen Kohle-Ersatzprojekten auf Basis des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG) summiert sich die stillzulegende Kohlekraftwerkskapazität derzeit bis Ende 2022 sogar auf 9,9 GW. Damit wird ein wesentlicher Teil des Kohleausstiegs bereits in den ersten Jahren geschafft.
  • 21.08.21: „Es wäre unseriös, ein Blackout für Kärnten auszuschließen“Kärnten-Netz-Geschäftsführer Michael Marketz sprach mit 5 Minuten über die Versorgungssicherheit in Kärnten. Dabei rückte vor allem das Thema „Blackout“ in den Fokus. Es wäre unseriös, ein Blackout für Kärnten auszuschließen. Wir sind aber diesbezüglich sehr gut aufgestellt, weil wir Vorbereitungsmaßnahmen treffen. In Kärnten verfügen wir unter anderem über sogenannte schwarzstartfähige Kraftwerke in der Fragant. Diese und die Erkenntnisse aus unseren vielen Übungen ermöglichen es uns Kärnten innerhalb eines Tages wieder mit Strom versorgen. Unter anderem machen wir alle drei Jahre Netzwiederaufbauübungen und schicken unser Leitstellenpersonal zu Simulator-Tests nach Deutschland. Dort können europaweite Blackouts simuliert werden. Viel Training und eine gute Zusammenarbeit mit den Einsatzorganisationen. Wir stehen unter anderem in engem Austausch mit dem Katastrophenschutz des Landes, den Bezirkshauptleuten und den Behörden. Auch mit diesen machen wir regelmäßig gemeinsame Übungen, so dass wir im Fall der Fälle sofort einsatzbereit sind.
  • 21.08.21: Die Herausforderung des grünen StromsErneuerbare Energien sollen künftig Deutschlands Strombedarf decken. Doch für diese neue Welt sind die Weichen noch nicht gestellt: Denn heute müssen regelmäßig Windräder und Solar-Anlagen abgeschaltet werden.
  • 17.08.21Strommarktanalyse KW 32 – Nach verhältnismäßig niedrigen Werten zu Wochenbeginn stieg die Residuallast in der Wochenmitte – als die Windkraft unter 5 GW lag – wieder über 50 GW. Am Wochenende, als starke Erneuerbare auf eine gewohnt schwache Last trafen, mussten steuerbare Kraftwerke zwischenzeitlich nur 5 GW bereitstellen. Die Spot-Preise stiegen in KW32 nochmals über das ohnehin schon sehr hohe Niveau der Vorwoche. Gründe dafür waren die Windflaute in der Wochenmitte und die sehr hohen Preise an den Märkten für fossile Brennstoffe. Teuerster Tag der Woche war der Donnerstag, als der Baseload bei knapp 107 EUR/MWh lag – lediglich 2 EUR/MWh unter dem 13‑Jahres‑Hoch aus KW27. Da die Temperaturen am Samstagabend unerwartet hoch blieben und die Windeinspeisung hinter der Prognose zurückblieb, koppelte sich der Intraday vom DayAhead ab und stieg über 150 EUR/MWh. Der maximale Abruf positiver SRL lag zeitgleich bei 1,9 GW, was 86% der vorgehaltenen Leistung entsprach.
  • 16.08.21: Grundsteinlegung für neues Gaskraftwerk „Irsching 6“„Airbag im Energie-System“: Diese Anlage soll ausschließlich als Sicherheits-Puffer für die Stromversorgung dienen und in Notsituationen einspringen. Es habe 300 Megawatt Leistung, werde von „Uniper“ gebaut sowie später auch betrieben. Die Anlage wird nicht dem Markt zur Verfügung stehen, sondern nur in Notsituationen kurzfristig einspringen, wenn die System-Sicherheit gefährdet sei. „Uniper“ hatte Ende 2018 den Zuschlag für Bau und Betrieb erhalten. Die Inbetriebnahme von Block 6 sei für Herbst 2022 geplant.
  • 16.08.21: Industriebetriebe kurzzeitig vom Stromnetz genommenAm Samstag, 14. August, mussten die Netzbetreiber ab 19.49 Uhr „sofort abschaltbare Lasten“ (SOL) zur Netzstabilisierung einsetzen, woraufhin vier Industrieanlagen vom Netz genommen wurden, darunter die Aluminiumhütte von Trimet in Essen. Elf Minuten später ging der Abwurf von Großverbrauchern quer durch die Republik weiter. Nun wurden zusätzlich mehrere der „schnell abschaltbaren Lasten“ (SNL) auf Geheiß der Netzbetreiber von der Stromversorgung abgeklemmt, um Erzeugung und Nachfrage ins Lot zu bringen. Bei ihnen gibt es eine Vorlaufzeit von einigen Minuten, während die SOL innerhalb von 350 Millisekunden vom Netz gehen. Die Abwürfe dauerten bis 21 Uhr. Anmerkung: Grundsätzlich handelte es sich um ein vorgesehenes Verfahren, auch wenn es sich in letzter Konsequenz um einen Lastabwurf handelt. Zu den bisherigen Eingriffen siehe die Daten auf www.regelleistung.net.
  • 10.08.21: Strommarktanalyse KW 31 – Die Residuallast stieg im Wochenvergleich leicht an. Am Dienstag und Mittwoch mussten konventionelle Kraftwerke mehr als 50 GW einspeisen. Am Sonntagmittag sank die Residuallast unter 10 GW. Der Mittwoch war mit 98 EUR/MWh am teuersten. Am Sonntag, als die Residuallast ihr Wochenminimum erreichte, lag der Baseload hingegen nur noch bei knapp 6 EUR/MWh – so tief lag der Baseload zuletzt Ende Mai. Das Minimum wurde zwischen 14-15 Uhr bei ‑63 EUR/MWh erreicht.
  • 02.08.21: In Griechenland wurden Kohlekraftwerke, die stillgelegt werden sollten, wieder in Betrieb genommen, um das nationale Stromnetz zu stabilisieren.
  • 24.07.21: 🚨📢 Erneut eine Großstörung im europäischen Verbundsystem mit einer Netzauftrennung zwischen Spanien und Frankreich.
  • 20.07.21: Hochwasserschäden An Netzen, Kraftwerken Und Im Tagebau – Die Hochwasserkatastrophe in Teilen Deutschlands hat die Energieversorgung teils massiv beeinträchtigt. So musste RWE die Kohleförderung im Tagebau Inden in Nordrhein-Westfalen stoppen. Im benachbarten Kraftwerk Weisweiler läuft die Stromerzeugung mit reduzierter Leistung. Wann sich der Betrieb wieder normalisieren kann, sei noch nicht absehbar. Außerdem meldet der Stromkonzern Ausfälle an den Laufwasserkraftwerken in der Eifel, an Mosel, Saar und Ruhr. Hier habe das Hochwasser fast alle Anlagen außer Betrieb gesetzt. Zum aktuellen Zeitpunkt schätzt RWE die Summe der Schäden auf einen Betrag im mittleren zweistelligen Millionenbereich. Verteilnetz: viele Ortsnetzstationen müssen ersetzt werden; Gasversorgung in Teilen auf Wochen und Monate eingeschränkt
  • 17.07.21: Flut in NRW: Massive Probleme bei Kohlekraftwerk Weisweiler– Die Stromerzeugung des Kraftwerks Weisweiler laufe aber weiterhin mit reduzierter Kraft. Ziel sei, Ende kommender Woche wieder Kohle zu fördern. Es sei aber noch unklar, wann der Tagebau und die Stromerzeugung wieder in vollem Umfang arbeiten könnten. Auch RWE-Laufwasserkraftwerke in der Eifel, an Mosel, Saar und Ruhr kämpfen demnach mit den Folgen des Hochwassers. Sie seien zurzeit außer Betrieb. Nur zwei Anlagen seien in Betrieb. In den Tagebauen Garzweiler und Hambach sei die Lage dagegen stabil. Die Kraftwerke Niederaußem und Neurath produzieren unverändert Strom.
  • 15.07.21: Ausfall zahlreicher Kraftwerke aufgrund der Unwetterlage in Nordrhein-Westfallen
  • 15.07.21: Der Atomreaktor Doel 2 ist vorsorglich abgeschaltet worden. Es gebe Hinweise auf ein Leck, teilte die belgische Atomaufsichtsbehörde FANC mit. Das potenzielle Leck sei in einem nicht nuklearen Teil der Anlage entdeckt worden, hieß es. Es sei ein deutlich höherer Verbrauch von Wasserstoff festgestellt worden, was auf ein Leck hindeute. Daher sei der Reaktor als Vorbeugung abgeschaltet worden.
  • 14.07.21: Strommarktanalyse KW 27 –  Unter der Woche lagen die Tagesspitzen bei der Residuallast meist über 50 GW. Auch am Wochenende sank die Residuallast nicht unter 20 GW. Aufgrund der relativ hohen Residuallast und der Rekordpreise an den Brennstoff- und CO2‑Märkten zogen die Spotmarkt-Preise weiter an. Unter der Woche schwankte der Baseload um 95 EUR/MWh. Am Donnerstag handelte der stündliche DayAhead bei bis zu 150 EUR/MWh. Dadurch stieg der Baseload auf 109 EUR/MWh – so hoch wie zuletzt im Oktober 2008. Wie schon in der Vorwoche blieb der Baseload auch am Wochenende mit 80 EUR/MWh sehr teuer. Siehe auch weiter unten Strompreise – Rekordstrompreise.
  • 08.07.21: RWE Steinkohlekraftwerke in Hamm und Ibbenbüren gehen endgültig vom Netz – In der Nacht vom 7. auf den 8. Juli lief die Bereitschaftsphase für die beiden letzten Steinkohlekraftwerke von RWE in Deutschland ab. An den Standorten Westfalen in Hamm und Ibbenbüren gehen die letzten Blöcke endgültig vom Netz. Damit endet für RWE die Ära der Stromproduktion aus Steinkohle in Deutschland. Im Dezember 2020 hatte RWE Generation bei der ersten bundesweiten Stilllegungsauktion für Steinkohlekraftwerke Zuschläge sowohl für den 800-Megawatt-Block E des Kraftwerks Westfalen als auch für den 800-Megawatt-Block B des Kraftwerks Ibbenbüren erhalten. Seit Januar dieses Jahres durfte RWE deshalb keinen Strom mehr aus diesen Anlagen vermarkten. Im Rahmen der vorgeschriebenen sechsmonatigen Bereitschaftsphase ging das Kraftwerk Westfalen auf Anforderung des Übertragungsnetzbetreibers aus Gründen der Versorgungssicherheit noch 13 mal ans Netz. Nun endet auch diese Phase, und ab dem 8. Juli darf an beiden Standorten keine Kohle mehr verfeuert werden. Der Standort Westfalen wird weiter einen wichtigen Beitrag zur Energiewende leisten: Die Bundesnetzagentur hat das Kraftwerk als systemrelevant eingestuft. Deshalb wird der Generator von Block E zum rotierenden Phasenschieber umgerüstet und so genannte Blindleistung zur Spannungshaltung erzeugen – eine wichtige Dienstleistung zur Stabilisierung des Stromnetzes. In den nächsten 18 Monaten folgen weitere Blöcke, sodass Ende 2022 eine Kraftwerkskapazität von 2,8 Gigawatt stillgelegt sein wird.
  • 06.07.21: Strommarktanalyse KW 26 – Unter der Wochen lagen die Tagesspitzen (Residuallast) bei 50 GW. Auch am Wochenende mussten konventionelle Kraftwerke zwischenzeitlich mehr als 40 GW einspeisen. Der Baseload lag unter der Woche um 90 EUR/MWh und erreichte mit 97 EUR/MWh am Freitag ein neues Vier-Jahres-Hoch. Der stündliche Intraday erreichte das Wochenmaximum am Dienstagabend bei knapp 200 EUR/MWh, nachdem die PV‑Einspeisung zur Mittagszeit etwa 3 GW hinter der Prognose zurückgeblieben war. Am Wochenende blieb der Baseload über 80 EUR/MWh und damit ungewöhnlich hoch. Der maximale Abruf positiver SRL lag in der fünften Zeitscheibe am Montag bei gut 1,8 GW (85% der vorgehaltenen Leistung). 
  • 06.07.21: Das Schweizer Stromnetz ist völlig ungenügend gegen Cyberangriffe geschütztDie Schweizer Strombranche ist ein leichtes Ziel für Angriffe über das Internet. Eine Umfrage zeigt erstmals, dass die Unternehmen im Schnitt nicht einmal über einen minimalen Schutz verfügen. Konkret erreichen die Elektrizitätsunternehmen auf einer Skala von 0 bis 4 im Schnitt kaum den Wert 1. Dieser entspricht einem rudimentären Grundschutz vor Cyberangriffen.
  • 29.06.21: Strommarktanalyse KW 25Nur am Montag lag die Windkraft über 10 GW, danach stiegen die Einspeisewerte kaum noch über 5 GW. Die Residuallast blieb deshalb in der Wochenmitte für 72 Stunden über 40 GW. Auch am Wochenende mussten thermische Kraftwerke zwischenzeitlich über 40 GW einspeisen. Am Donnerstag erreichte der Baseload mit 95 EUR/MWh den höchsten Stand seit Januar 2017 (damals stieg der Baseload auf 102 EUR/MWh). 
  • 27.06.21: E-Autos: Wissenschaftler sehen Klima-RechenfehlerDie Bundesregierung will bis 2030 nicht nur 10 Millionen Elektroautos auf der Straße haben, sondern auch Industrie und Heizung rasch umstellen. In 6000 von den 8760 Stunden im Jahr werde es neben Ökostrom auch mehr Strom aus fossilen Kraftwerken brauchen. Das habe die Politik in ihren Debatten und Rechnungen aber übersehen, auf jeden Fall nicht mitgerechnet. Dann könnten die realen CO-2-Emmission viel höher sein als von der Politik veranschlagt – in der Summe sogar doppelt so hoch.
  • 22.06.21: Strommarktanalyse KW 24 – Die Residuallast stieg unter der Woche wieder täglich über 50 GW. Am Sonntag sank der Bedarf an elektrischer Energie aus konventionellen Kraftwerken unter 10 GW. Am Mittwoch stieg der Baseload mit 85 EUR/MWh auf den höchsten Stand seit Januar 2019.  
  • 15.06.21: Strommarktanalyse KW 23 – Unter der Woche stieg die Residuallast täglich über 50 GW. Am Wochenende mussten konventionelle Kraftwerke aufgrund des stärkeren Windangebots deutlich weniger Strom einspeisen. Am Samstag sank die Residuallast zwischenzeitlich unter 1 GW, am Sonntag lag das Minimum bei knapp 5 GW.
  • 08.06.21: Strommarktanalyse KW 22 – Täglich mussten konventionelle Kraftwerke mehr als 40 GW bereitstellen, unter 20 GW sank die Residuallast hingegen in KW22 nicht. Die Windeinspeisung blieb die meiste Zeit hinter der Prognose zurück. Maximale Abruf positiver SRL: 1,7 GW lag (80% der vorgehaltenen Leistung)
  • 07.06.21: Situation in Österreich (APG) Die Tendenz des Anstiegs beim Strompreis seit Anfang des Jahres hat sich auch im April fortgesetzt. Mit einem monatlichen Preis von 60 Euro pro Megawattstunde (€/MWh) liegt man 228 Prozent über dem Vergleichswert aus dem Vorjahr. Auch beim wöchentlichen Strompreis ist eine deutliche Preiserhöhung gegenüber April 2020 von 15.55 €/MWh auf 63,02 €/MWh erkennbar. „Hauptgründe für den enormen und anhaltenden Anstieg des Strompreises sind, dass der April deutlich kälter war, als im Vorjahr. Außerdem befindet sich der CO2 Preis auf einem Rekordstand und die Fossilen waren im letzten Vergleichsjahr um einiges günstiger“.
    Damit die Stromversorgung auch dann funktioniert, wenn es eng wird, ergreift APG mittlerweile fast täglich die Sicherheitsmaßnahme Redispatch (RD). „Durch gezielte Eingriffe in den Einsatz von thermischen und hydraulischen Kraftwerken kann APG hohen Leitungsbelastungen kontrolliert entgegenwirken, sodass die sichere Stromversorgung stets gegeben ist“, sagt Christiner. Bis Ende April war bereits an 89 Tagen ein Eingriff in das Netz notwendig. Verglichen mit dem Vergleichszeitraum aus den Vorjahren ist das ein Tag mehr als 2020 und ganze 21 Tage mehr als noch 2019 notwendig waren.
    Den Stromkunden haben österreichweit fehlende oder noch in Bau befindliche Stromleitungen wie z.B. in Salzburg heuer bereits rund 30 Millionen Euro gekostet. Der aktuelle Beschluss der europäischen Union, die Treibhausgasemissionen bis 2030 um 55 Prozent zu reduzieren, sowie die Installierung der mit dem EAG geplanten Erneuerbaren würden diese Tendenz weiter beschleunigen.
  • 03.06.21: „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.“ 🤦‍♂️ www.steag.com
  • 03.06.21: Partielle Sonnenfinsternis am 10. JuniDie Übertragungsnetzbetreiber haben sich in den vergangenen Monaten intensiv auf die Sonnenfinsternis vorbereitet. Laut ihren Berechnungen wird die Erzeugung aus Solaranlagen um maximal 4,2 Gigawatt absinken.
  • 02.06.21: Strommarktanalyse KW 21 – An einem sonnigen sowie windigen Pfingstmontag deckten die fluktuierenden Erneuerbaren nahezu 100% des deutschen Strombedarfs. Nach dem niedrigen Wert am Pfingstmontag stieg die Residuallast im Wochenverlauf auf bis zu 50 GW. Erst am sonnigen Sonntag fiel der Bedarf an elektrischer Energie aus konventionellen Kraftwerken zwischenzeitlich wieder unter 10 GW.
  • 28.05.21: Amprion warnt vor Engpass bei gesicherter LeistungDer Stromverbrauch in Deutschland ist 2020 coronabedingt auf den niedrigsten Wert seit 1999 gefallen. Die erneuerbaren Energien lieferten fast jede zweite Kilowattstunde. 2020: 298 Stunden mit negativen Strompreisen – Die Notwendigkeit steigender Importe sei jedoch ebenfalls unübersehbar. 2025 rechnet der Netzbetreiber damit, dass die „kontrollierbare Erzeugung“ (Kohle, Gas, Biomasse, Wasser) die Spitzenlast unterschreitet. Die Engpässe im Netz von Amprion haben im letzten Jahr trotz des Verbrauchsrückgangs zugenommen. Scheiterten 2019 nur 8 % der Geschäfte im Stromhandel (einschließlich grenzüberschreitender Transaktionen), weil keine Leitung zur Verfügung stand, waren es im letzten Jahr 14 %.
  • 28.05.21:  Stromabkommen – Wie weiter nach dem Verhandlungsabbruch beim Rahmenabkommen? Swissgrid geht davon aus, dass die Intensität der Herausforderungen für die Netzsicherheit bis 2025 stark zunehmen wird.
  • 26.05.21: Strommarktanalyse KW 20 – Die Residuallast stieg nur in der Wochenmitte über 50 GW. Am Pfingstwochenende sank sie aufgrund des Sturmtiefs für mehrere Stunden unter 10 GW. Der Donnerstag war mit einem Baseload von knapp 78 EUR/MWh der teuerste Tag seit Mitte Februar. Am Samstag lag der Baseload sogar mit 7 EUR/MWh im Minus. Der stündliche DayAhead stand an diesem Tag 14 Stunden ununterbrochen im negativen Bereich und fiel dabei bis auf ‑69 EUR/MWh. Am Sonntag lag der Baseload wieder mit 21 EUR/MWh im Plus, da der DayAhead nur noch für vier Stunden ins Negative rutschte.
  • 24.05.21: Der Kohleausstieg beschleunigt sich schon jetztOffiziell soll der letzte Kohlemeiler 2038 vom Netz. Tatsächlich dürfte es viel schneller gehen – auch dank des neuen Klimaschutzgesetzes. Am Markt lässt sich die Dynamik bereits beobachten. Momentan sind sechs Kohlemeiler mit einer Leistung von 2930 Megawatt saisonal eingemottet. All das lässt eine gewisse Torschlusspanik vermuten. Wer kann, so scheint es, nimmt schon jetzt Reißaus. Das aber könnte bald zum Problem werden. Wenn die Kohlemeiler schneller wegfallen, dürfte Deutschland übergangsweise mehr Gaskraftwerke brauchen. Wer aber soll die bauen, wenn sich die Stromproduktion mit ihnen nur ein paar Jahre rechnet? Eine alternative Lösung wäre, immer mehr Kohlekraftwerke in die sogenannte Netzreserve zu stopfen – und die Versorger dafür zu entlohnen. Statt eines Kohleausstiegs hätte man dann eine fossile Zombie-Apokalypse mit zahlreichen untoten Meilern. Der Trick mit der Netzreserve ist schon jetzt der bevorzugte Weg, um die politischen Versäumnisse der Energiewende zu kompensieren: Schon jetzt fehlen Stromleitungen, um stets den kompletten Ökostrom aus dem windreichen Norden in den Industrie-reicheren Süden zu transportieren. Gerade erst wurde bekannt, dass eine der Haupttrassen von Schleswig-Holstein nach Süddeutschland, »Südlink« genannt, wohl erst 2028 fertig wird, zwei Jahre später als geplant. Bei der deutschen Energiewende läuft also schon jetzt vieles nicht mehr synchron. Und der beschleunigte Kohleausstieg verschärft diese Problematik.
  • 18.05.21: Strommarktanalyse KW 19 – Aufgrund der relativ schwachen Windkraft zog die Residuallast trotz des Feiertags im Vergleich zur Vorwoche leicht an. In der ersten Wochenhälfte mussten konventionelle Kraftwerke mehrfach mehr als 50 GW bereitstellen.
  • 17.05.21: 🚨📢 Ausfall des polnischen Kraftwerkes Bełchatów mit Frequenzeinbruch auf 49,84 Hertz.
  • 11.05.21: Strommarktanalyse KW 18 – Starke Erneuerbare drückten die Residuallast in KW18 mehrfach unter 10 GW. Am Wochenende deckte die PV mit Mittagspeaks um 30 GW mehr als die Hälfte des deutschen Strombedarfs. Dadurch mussten konventionelle Kraftwerke nur am Donnerstag, als Sturm Eugen abflachte, mehr als 55 GW einspeisen. Am Sonntag lag der DayAhead acht Stunden ununterbrochen im Minus, wodurch die sechs-Stunden-Regel griff. Das Minimum wurde zwischen 14‑15 Uhr bei ‑66 EUR/MWh erreicht. Die durchschnittlichen Leistungspreise der positiven Regelenergie verdoppelten sich im Vergleich zur Vorwoche, was unter anderem in einer eingeschränkten Kraftwerksverfügbarkeit begründet lag.
  • 28.04.21: Steigende Kosten durch Engpässe im NetzDer Aufwand, um das Stromnetz in Deutschland stabil zu halten, bleiben unverändert hoch. Die Entschädigungen für abgeregelten Ökostrom sind dabei nur wenig höher als die Kosten für das Redispatch konventioneller Kraftwerke. Noteingriffe zur Stabilisierung der Stromversorgung in Deutschland haben auch im vergangenen Jahr einen Milliardenbetrag gekostet. Für Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen fielen rund 1,4 Milliarden Euro an.Das waren etwa 100 Millionen Euro mehr als 2019. Die Kosten werden über die Netzentgelte auf den Strompreis umgelegt und landen am Ende beim Verbraucher. Im vergangenen Jahr konnten insgesamt gut 6.100 Gigawattstunden Strom aus erneuerbaren Energien nicht genutzt werden. Das waren etwa 3 Prozent der gesamten erneuerbaren Erzeugung in Deutschland. Die Betreiber der Anlagen, vor allem Windräder in Schleswig-Holstein und Niedersachsen sowie in der Nord- und Ostsee, erhielten dafür Entschädigungen von insgesamt 761 Millionen Euro. 2019 hatten diese Kosten bei 710 Millionen und 2018 bei rund 635 Millionen Euro gelegen.  Für Einspeisereduzierungen und -erhöhungen konventioneller Kraftwerke, das sogenannt Redispatch, sowie das Bereithalten von Reservekraftwerken fielen 2020 gut 637 Millionen Euro an Kosten an. 2019 waren die Kosten mit 570 Millionen und 2018 noch mit 841 Millionen Euro zu Buche geschlagen.
  • 27.04.21: Stromerzeugung und Stromhandel im März 2021 – Im Vergleich zum Vorjahresmonat ist der Stromverbrauch um 1,0 Prozent und die Stromerzeugung um 3,1 Prozent gestiegen. Mit 47,16 Euro/MWh war der durchschnittliche Großhandelspreis mehr als doppelt so hoch wie im Vorjahr. 
  • 26.04.21: Bericht zur Netz- und Systemsicherheit für das Q4 und Gesamtjahr 2020Das gesamte Maßnahmenvolumen für Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen ist im Vergleich zum Vorjahreszeitraum deutlich um 46 % gestiegen, insbesondere der Bedarf an strombedingten Redispatchmaßnahmen. Die absoluten Reduzierungen von Strom aus Erneuerbaren Energien im Rahmen des EinsMan lagen im vierten Quartal bei 1.359 GWh und sind im Vergleich zum entsprechenden Vorjahreszeitraum um rund zwölf Prozent gesunken (Q4 2019: 1.539 GWh). Die von den Netzbetreibern geschätzten EinsMan-Entschädigungsansprüche der Anlagenbetreiber beliefen sich im vierten Quartal 2020 auf rund 181,1 Mio. Euro (Q4 2019: 167,4 Mio. Euro). Die höheren Entschädigungsansprüche im Vergleich zum Vorjahreszeitraum ergeben sich aus der vermehrten Reduzierung von Offshore-Windenergieanlagen.
    Im Rahmen des Redispatchprozesses wurden Einspeisereduzierungen und -erhöhungen (inkl. Countertradingmaßnahmen) in Höhe von rund 4.982 GWh (2.489 GWh Einspeisereduzierungen und 2.493 GWh Einspeiseerhöhungen) von konventionellen Markt- und Netzreservekraftwerken angefordert. Die Anforderungen zur Leistungsveränderung von Kraftwerken lagen damit im vierten Quartal 2020 rund 80 Prozent über denen des Vorjahresquartals (Q4 2019: 2.787 GWh).Im Vergleich zum Vorjahr erhöhte sich die Gesamtmenge, besonders stark erhöhte sich das Volumen der grenzüberschreitenden Maßnahmen (Q4 2020: 3.573 GWh; Q4 2019: 1.300 GWh). Der Anstieg lässt sich größtenteils auf die bilaterale Vereinbarung zwischen Deutschland und Dänemark zurückführen. Diese sieht Mindesthandelskapazitäten für die Grenze zwischen Dänemark-West und Deutschland sowie eine Zusammenarbeit der Übertragungsnetzbetreiber bei Countertrading-Maßnahmen vor.Die vorläufigen Einsatzkosten für Redispatchmaßnahmen mit Markt- und Reservekraftwerken und für Countertradingmaßnahmen lagen im dritten Quartal 2020 bei rund 146,6 Mio. Euro und somit rund 50 Prozent über dem Vorjahresniveau (Q3 2019: 86,7 Mio. Euro).Netzreservekraftwerke wurden an 40 Tagen mit rund 157 GWh eingesetzt.
  • 20.04.21: Strommarktanalyse KW 15Unter der Woche stieg die Residuallast deutlich über 50 GW. ährend der stündliche DayAhead am Montagmorgen bei 100 EUR/MWh handelte, erreichte der stündliche Intraday ein Wochenmaximum von 222 EUR/MWh. Grund dafür war die Windeinspeisung, die knapp hinter der Prognose zurückblieb, was sich bei dem ohnehin schon knappen Angebot in starken Preisaufschlägen widerspiegelte. Durch ein verringertes Angebot an Regelleistung aus Wasserkraftwerken reduzierte sich die angebotene Leistung in der Regelleistungsauktion. Durchschnittliche MRL-Leistungspreise von bis zu 3.800 EUR/MW am Donnerstag ließen sich dennoch nicht fundamental erklären. Die Mondpreise wirkten daher mehr wie eine Demonstration von Marktmacht.
  • 13.04.21: Strommarktanalyse KW 14An einem windigen Ostermontag deckten die fluktuierenden Erneuerbaren zwischenzeitlich fast den gesamten Strombedarf der Bundesrepublik. Auch an den folgenden Tagen blieb die Windeinspeisung über 20 GW, erst am Wochenende gab das Dargebot deutlich nach. Nur am Freitagabend mussten konventionelle Kraftwerke mehr als 50 GW einspeisen. Aufgrund der sehr niedrigen Residuallast lag der stündliche DayAhead am Ostermontag während 17 Stunden ununterbrochen im Minus.  Der DayAhead erreichte das Tagesminimum zwischen 14-15 Uhr bei ‑53 EUR/MWh. Der stärkste Abruf positiver SRL lag kurz zuvor bei 2 GW, was 96% der vorgehaltenen Leistung entsprach.
  • 13.04.21: Strommarktanalyse KW 13 – Die Windkraft zeigte sich mit einem Dargebot zwischen 1 GW am Mittwochmittag und 28 GW am Montagmorgen volatil. Während der Windflaute am Dienstag und Mittwoch mussten konventionelle Kraftwerke noch bis zu 60 GW einspeisen. 
  • 11.04.21: Deutschland: Auszüge aus dem Bericht des deutschen Bundesrechnungshofs zur „Umsetzung der Energiewende im Hinblick auf die Versorgungssicherheit und Bezahlbarkeit bei Elektrizität“ vom 30. März 2021:
    • Die Annahmen des BMWi für die Bewertung der Dimension Versorgungssicherheit am Strommarkt sind zum Teil unrealistisch oder durch aktuelle politische und wirtschaftliche Entwicklungen überholt.
    • Aufgrund der Abweichung des beschlossenen Kohleausstiegspfads zur bisherigen Planung ist ab 2022 mit einer Lücke von bis zu 4,5 GW gesicherter Leistung wegen des Kohleausstiegs zu rechnen.
    • Eine Betrachtung von Szenarien, in denen mehrere absehbare Risiken gleichzeitig auftreten, hat das BMWi abgelehnt. Eine solche „Stapelung“ von Risiken sei nach dem Stand der Fachdiskussion zum Monitoring der Versorgungssicherheit am Strommarkt nicht sinnvoll.
    • In Bezug auf die Netzreserve weist das BMWi darauf hin, dass der notwendige Netzreservebedarf von 10,6 GW für den Winter 2022/2023 noch ohne Berücksichtigung der Empfehlungen der Kohlekommission ermittelt worden sei.
    • Nach Einschätzung des Bundesrechnungshofs kommen die im „Aktionsplan Gebotszone“ beschriebenen Maßnahmen voraussichtlich zu spät, um die Engpässe im deutschen Stromnetz rechtzeitig bis Ende 2025 zu beseitigen.
      Das BMWi muss dringend aktuelle und realistische Szenarien untersuchen. Außerdem muss es ein „Worst-Case“-Szenario untersuchen, in dem mehrere absehbare Risiken zusammentreffen, die die Versorgungssicherheit gefährden können.
    • Im Jahr 2019 gab es in 211 Stunden negative Strompreise, mit einem Volumen von 7 636 GWh im Gegenwert von 135 Mio. Euro.87 Das ist der höchste Stand seit dem Jahr 2010.
  • 11.04.21: Geschäftsbericht APG 2020 – Der Gesamtaufwand der im Jahr 2020 seitens der APG getätigten EPM-Maßnahmen inklusive der Kosten zur Absicherung der Redispatch-Kapazitäten in der APG-Regelzone belief sich auf rund 202,5 Mio. €; davon waren rund 132,4 Mio. € von APG zu tragen. Der restliche Betrag konnte an andere Netzbetreiber weiterverrechnet werden.
    Im abgelaufenen Jahr konnte diese Leistung über die im Jahr 2018 abgeschlossenen Verträge zur Engpassvermeidung (EPV-Verträge) abgesichert werden. Die dabei für den Zeitraum von 1.10.2018 bis 30.9.2021 kontrahierte Kapazität beträgt 3.100 bis 3.600 MW (abhängig von der Umgebungstemperatur). Diese Vorhalteleistung kam im Jahr 2020 regelmäßig zur Vermeidung von Netzengpässen zum Einsatz und musste zeitweise zur Gänze abgerufen werden. Die vorausschauende Absicherung dieser Kapazitäten aus flexiblen Anlagen durch APG war somit wesentlich dafür verantwortlich, dass die Netzsicherheit und damit auch die Versorgungssicherheit gewährleistet werden konnte.
  • 03.04.21: Schweiz verliert beim Strom den Anschluss – Weil die EU die Schweiz in den Berechnungen der Grenzkapazitäten nicht berücksichtige, würden ohne Stromabkommen ungeplante Stromflüsse weiter massiv zunehmen. Ein solches Szenario könnte das ohnehin schon schwelende Problem der künftigen Stromversorgung im Winter akzentuieren. Die Kosten für einen Blackout werden auf zwei bis vier Milliarden Franken pro Tag geschätzt.
  • 01.04.21: APG Netzbetrieblicher Quartalskurzbericht Quartal 1-4/2020 Die Engpassmanagement-Kosten für APG betrugen bis zum Ende von Q1-4/2020 ca. 133,9 Mio. €. Alle EPM-Abrufe von APG (inklusive EPV) in der Regelzone APG bis zum Ende von Q4/2020 verursachten Kosten in der Höhe von ca. 201,3 Mio. €. Diese Kosten wurden zum Teil weiterverrechnet, da sie durch externe TSOs aufgrund von externen Engpässen angefordert wurden.
  • 31.03.21: Strommarktanalyse KW 12Die Residuallast gab im Wochenvergleich leicht nach. Dennoch mussten konventionelle Kraftwerke in der Wochenmitte noch bis zu 64 GW bereitstellen. Erst mit dem steigenden Windangebot gab die Residuallast deutlich nach und fiel am Sonntag bis auf 2 GW. Die steigende Windeinspeisung am Wochenende konnte die Spot-Preise senken. Am Samstag und Sonntag lag der stündliche DayAhead für jeweils sechs Stunden im negativen Bereich und erreichte ein Minimum von ‑50 EUR/MWh – Negativrekord im bisherigen Kalenderjahr. Der stündliche Intraday fiel bis auf ‑67 EUR/MWh.
  • 07.03.21: Übertragungsnetzbetreiber bremsen SteinkohleausstiegDie Übertragungsnetzbetreiber Amprion und Tennet durchkreuzen die Pläne der Bundesregierung beim Steinkohleausstieg. Wie energate erfuhr, wollen sie die Kraftwerke Heyden, Walsum 9 und Westfalen E der Betreiber Uniper, Steag und RWE als systemrelevant einstufen. Diese müssten damit vorerst am Netz bleiben. Zusammen haben die Kraftwerke eine Leistung von mehr als 2.000 MW, also fast die Hälfte der bezuschlagten Abschaltkapazität von 4.800 MW. Sollten die Anträge der Übertragungsnetzbetreiber durchkommen, gehen die Kraftwerke zwar aus dem Markt, müssen aber im Sinne der Netzstabilität weiter zur Verfügung stehen. Rein wirtschaftlich bedeutet diese Konstellation keinen Nachteil für die Kraftwerksbetreiber. „Wird die Anlage nach dem Zuschlag in der Netz- oder Kapazitätsreserve gebunden, führt dies nicht zu einer Verschiebung der Fälligkeit des Steinkohlezuschlags“, so die Bundesnetzagentur. Mit anderen Worten: Die Stilllegungsprämie bekommen die Betreiber trotzdem. Hinzu kommt die Entschädigung für die Vorhaltung der Netzreserve. Damit sind unter anderem für zwei Jahre die Arbeitsplätze in den betroffenen Anlagen gesichert. Im Jahr 2020 wurde die Netzreserve an 1.470 Stunden abgerufen. Die Kosten lagen in den ersten drei Quartalen bei 214 Mio. Euro.
  • 05.03.21: Kohle-Ausstieg: Der Fehlstart wird für Uniper zum Geschäftsmodell – Eigentlich abgeschaltet, aber unentbehrlich: Das Steinkohlekraftwerk Heyden in Nordrhein-Westfalen; Allein zum 1. Januar 2021 wurden elf Steinkohlekraftwerke mit einer Gesamtkapazität von 4,7 Gigawatt abgeschaltet und die Betreiber für das vorzeitige Aus vergütet. Zu früh, wie sich jetzt zeigt. Nach Auskunft der Bundesnetzagentur ist das Kohlekraftwerk womöglich vorerst unverzichtbar für die sichere Stromversorgung. Die Anlage, die seit ihrer Abschaltung am Neujahrstag noch in ständiger Betriebsbereitschaft gehalten wird, musste auf Ersuchen des Netzbetreibers Tennet seit dem Jahreswechsel bereits sechsmal wieder hochgefahren werden. Zum ersten Mal am 8. Januar, dann aber auch während der Dunkelflauten am 30. Januar oder dem 27. Februar. Tennet hat bei der Behörde beantragt, das Großkraftwerk als „systemrelevant“ einzustufen.
  • 16.02.21: Strommarktanalyse KW 6 – In der Mitte der Woche mussten konventionelle Kraftwerke bis zu 66 GW bereitstellen. An den folgenden Tagen lag der Baseload über 60 EUR/MWh und erreichte am Donnerstag mit 79 EUR/MWh den höchsten Stand seit zwei Jahren.
  • 28.01.21: 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. Als Gründe wurden die gesunkenen Preise für Erdgas sowie die gestiegenen Kosten für Zertifikate im europäischen Emissionshandel genannt. Die Stilllegung fand schließlich am 14. Januar 2021 statt. EDP hat zudem in Spanien die endgültige Stilllegung des Kohlekraftwerks Soto de Ribera 3 (346 MW) für 2021 angezeigt.
  • 28.01.21: Engpassmanagement Österreich 2020: Allein in Österreich an 261 Tagen notwendig: Kostenpunkt 134 Millionen Euro. 
  • 08.01.21: 🚨📢 Schwerer Zwischenfall am 8. Jänner 2021, 14:05 Uhr – Frequenzabfall unterschreitet erste Abschaltgrenze von 49,8 Hz
  • 08.01.21: Hamburger Kohlekraftwerk Moorburg ist jetzt vom Netz Es ist eine von bundesweit elf Anlagen, die im Zuge des deutschen Kohleausstiegs in diesem Jahr abgeschaltet werden sollen. Betreiber Vattenfall hat den kommerziellen Betrieb jetzt eingestellt – bis Mitte des Jahres steht das Kraftwerk aber noch bereit, um im Notfall wieder Strom liefern zu können. Erst wenn klar ist, dass die Netzsicherheit auch ohne das Kraftwerk Moorburg gewährleistet ist, soll im Juli endgültig abgeschaltet werden.
  • 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.
  • 31.12.20: Deutschland importiert mehr Strom als im Vorjahr – Die Bundesrepublik hat im Jahr 2020 laut der Nachrichtenagentur dpa mehr Strom aus dem Ausland importiert als in Vorjahren. Das liegt unter anderem daran, dass der Anteil von Kohle und Atomkraft am Energiemix sinkt. Bis kurz vor dem Jahreswechsel flossen im kommerziellen Stromhandel knapp 33.000 Gigawattstunden ins deutsche Stromnetz. Das sind rund 36 Prozent mehr als im Jahr 2019. Weil zudem weniger Strom ins Ausland verkauft wurde als im Vorjahr, ist der deutsche Stromexportüberschuss kräftig gesunken. Mit rund 17.400 Gigawattstunden war er nur noch halb so hoch wie 2019. Zum Vergleich: Die Bruttostromerzeugung in Deutschland betrug 2020 nach vorläufigen Zahlen 564.000 Gigawattstunden. Hauptimportland für Strom war auch 2020 Frankreich, größter Abnehmer Österreich. Frankreich setzt weiterhin auf Kernkraft. Die Betreiber der großen Übertragungsnetze gehen davon aus, dass Deutschland in Zukunft stärker auf Stromimporte angewiesen sein wird, um in Extremsituationen die Stromversorgung aufrechterhalten zu können. 
  • 21.12.20: Bedeutung von KWK-Anlagen für die Netzreserve – Die Zahl der KWK-Einsätze zur Netzstabilisierung haben sich in den vergangenen Jahren verzehnfacht. Allein seit Oktober 2018 waren die KWK-Anlagen der Wien Energie im Rahmen des Engpassmanagements der APG mehr als 240 Mal im Einsatz. 
  • 21.12.20: RWE reduziert Kraftwerkskapazität um ein Drittel – Der größte deutsche Kraftwerksbetreiber RWE verringert seine Stromerzeugung im Inland bis Ende 2022 um rund 36 Prozent. „So schnell können Sie gar nicht zubauen, um diesen Schwund auszugleichen“, sagte Rolf Martin Schmitz, der Vorstandsvorsitzende der RWE der Zeitung „Welt“. RWE habe 2019 in Deutschland noch Kraftwerke mit einer Leistung von 20,8 Gigawatt betrieben, Ende 2022 seien es nur noch 13,3 Gigawatt. Ein Drittel unserer Braunkohle-Kapazitäten werden dann raus sein, alle Steinkohle-Anlagen und alle Kernkraftwerke. Für den Bau von Gaskraftwerken zur Absicherung der Stromversorgung gebe es derzeit kein Geschäftsmodell. „Wir bauen in Deutschland kein Kraftwerk, wenn ich nicht weiß, ob ich damit Geld verdienen kann und für wie lang“.
  • 15.12.20: Market Watch 2020 – KW 50 – Laut Daten des Fraunhofer ISE lag die wöchentliche PV-Einspeisung in KW50 nochmals unter dem bisherigen Jahresminimum der Vorwoche. Mit Ausnahme des Dienstags lagen die Mittagspeaks unter 4 GW. Deshalb stieg die Residuallast im Vergleich zur Vorwoche wieder an. Täglich lagen die Spitzenwerte über 50 GW. Von Dienstag bis Donnerstag mussten konventionelle Kraftwerke tagsüber durchgängig über 60 GW einspeisen. Die PV blieb am Donnerstag bis zu 2 GW hinter der Prognose.
  • 09.12.20: Market Watch 2020 – KW 49 – Mit einer Maximalleistung von 33 GW nahm die Windeinspeisung in KW49 im Vergleich zur Vorwoche wieder leicht zu. Die wöchentliche Einspeisung der PV setzte hingegen den Abwärtstrend fort und erreichte laut Daten des Fraunhofer ISE den niedrigsten Wert in 2020. Deshalb blieb die Residuallast ähnlich hoch wie in der Vorwoche. Dienstag und Mittwoch mussten konventionelle Kraftwerke bis zu 67 GW bereitstellen, auch am Wochenende erreichte die Residuallast 50 GW. Am Mittwoch erreichte der Basload-Preis mit 74 EUR/MWh den höchsten Stand seit Ende Januar 2019. Die PV blieb am Mittwoch etwa 4 GW unterhalb der Prognose!
  • 09.12.20: KKW Beznau 1 und 2 abgeschaltet – Beide Blöcke des Kernkraftwerks Beznau wurden am Mittwochmorgen kontrolliert abgeschaltet. Sie bleiben vom Netz, bis die Arbeiten an zwei Notstandsdieseln fertiggestellt sind. Grund für das Abfahren des KKW Beznau 1 und 2 am Mittwochvormittag sind Montageabweichungen bei Schwingungsdämpfern von zwei Notstandsdieseln. | Die beiden Blöcke des Kernkraftwerks Beznau wurden am 21. Dezember wieder in Betrieb genommen.
  • 02.12.20: Market Watch 2020 – KW 48 – In einer relativ windstillen KW48 sank das Windangebot auf einen Drittel des wöchentlichen Einspeisewertes der Vorwoche. Am Montag lag die Windkraft mit etwa 20 GW noch relativ hoch, in der zweiten Wochenhälfte blieben die Werte fast durchgängig unter 10 GW. Die PV blieb ebenfalls durchgängig unter 10 GW. Dadurch erreichte die wöchentliche Residuallast den höchsten Stand seit Ende Januar 2020. Täglich – auch am Wochenende – stieg die Residuallast über 50 GW. Am Freitag mussten konventionelle Kraftwerke tagsüber durchgängig über 60 GW bereitstellen. Grund für das hohe Preisniveau am Freitag war nicht nur die Residuallast: Am Donnerstag hatten einzelne Kraftwerke, die längere Zeit nicht mehr eingespeist hatten, Startschwierigkeiten. Das dadurch verringerte Angebot ließ den stündlichen Intraday am Donnerstag auf bis zu 137 EUR/MWh steigen.
  • 20.11.20: Frankreich könnte im Januar, Februar sowie Anfang März vor einem Strom-Engpass stehen, wenn die Temperaturen um 2-7 Grad unter die Norm fallen, warnte der Übertragungsnetzbetreiber RTE am Donnerstag. Das Risiko eines Engpasses werde vor allem im Februar bestehen, wenn 13 Reaktoren abgeschaltet sein sollten, nachdem die Wartungsfenster wegen der Covid-19-Pandemie in diesem Jahr verschoben werden mussten.
  • 15.11.20: Siebenfache Stromtransportkapazität zwischen Dänemark und Deutschland – 82 Kilometer Verbindungsstück bildet die neue Strommittelachse zwischen Deutschland und Dänemark. Die Verstärkung von 220 kV auf 380 kV führe dazu, dass mit dieser Leitung jetzt das Siebenfache an grünem Strom für Norddeutschland, Dänemark und Europa transportiert werden können im Vergleich zu früher. Der Baustart erfolgte Im Jahr 2015. Seither wurden 388 neue Masten auf 152 Kilometern Länge zwischen Hamburg/Nord und der Grenze zu Dänemark inklusive der erforderlichen Umspannwerke Audorf/Süd, Schuby/West und Handewitt errichtet.
  • 10.11.20: ZFKAmprion und der belgische Übertragungsnetzbetreiber Elia Group haben die erste Gleichstromverbindung zwischen Deutschland und Belgien in Betrieb genommen. Die 90 Kilometer lange Erdkabelstrecke zwischen den Umspannanlagen Oberzier im Rheinland und Lixhe in der Wallonie kann 1000 Megawatt Leistung übertragen. 
  • 04.11.20: BNetzA/DEU Quartalsbericht Netz- und Systemsicherheit – Zweites Quartal 2020 – Im Rahmen des Redispatchprozesses wurden Einspeisereduzierungen und -erhöhungen (inkl. Countertradingmaßnahmen) in Höhe von rund 3.858 GWh (1.947 GWh Einspeisereduzierungen und 1.911 GWh Einspeiseerhöhungen) von konventionellen Markt- und Netzreservekraftwerken angefordert. Die Anforderungen zur Leistungsveränderung von Kraftwerken lagen damit im zweiten Quartal 2020 rund 50 Prozent über denen des Vorjahresquartals (Q2 2019: 2.445 GWh).Im Rahmen des Redispatchprozesses wurden Einspeisereduzierungen und -erhöhungen (inkl. Countertradingmaßnahmen) in Höhe von rund 3.858 GWh (1.947 GWh Einspeisereduzierungen und 1.911 GWh Einspeiseerhöhungen) von konventionellen Markt- und Netzreservekraftwerken angefordert. Die Anforderungen zur Leistungsveränderung von Kraftwerken lagen damit im zweiten Quartal 2020 rund 50 Prozent über denen des Vorjahresquartals (Q2 2019: 2.445 GWh).Im Vergleich zum Vorjahr erhöhte sich insbesondere das Volumen der spannungsbedingten Maßnahmen (Q2 2020: 1.970 GWh; Q2 2019: 904 GWh). Hintergrund ist die niedrigere Last aufgrund des zurückgegangenen Stromverbrauchs während der Corona-Zeit. Generell führt eine niedrigere Last in den Sommermonaten bei gleichzeitig langen Transportwegen zu einem verstärkten Bedarf an Blindleistung, um die oberen Spannungsgrenzwerte in den Netzen halten zu können. Dieser Effekt wurde im Q2 2020 wegen Corona verstärkt.Die vorläufigen Einsatzkosten für Redispatchmaßnahmen mit Markt- und Reservekraftwerken und Countertradingmaßnahmen lagen im zweiten Quartal 2020 bei rund 87,6 Mio. Euro und somit rund 50 Prozent über dem Vorjahresniveau (Q2 2019: 58,8 Mio. Euro).Netzreservekraftwerke wurden an 60 Tagen mit rund 212 GWh eingesetzt.
  • 27.10.20: Market Watch 2020 – KW 43 – Am Montag mussten konventionelle Kraftwerke bis zu 60 GW liefern. Kurz nach der Umstellung auf die Winterzeit erreichte die Residuallast das Wochenminimum bei 8 GW. Am frühen Sonntagmorgen lag der DayAhead zwischen 3-8 Uhr bis zu 8 EUR/MWh im Minus, der Intraday sank bis auf -33 EUR/MWh. Der stärkste Abruf der positiven SRL lag zeitgleich bei 1,7 GW.
  • 20.10.20:  Market Watch 2020 – KW 42 – Die Residuallast stieg auf den höchsten Stand seit Ende Januar diesen Jahres. In der Spitze lieferten konventionelle Kraftwerke 65 GW, nur am Sonntag sank die Residuallast etwas unter 20 GW.
  • 20.10.20: Die Baubewilligung für die umstrittene 380-kV-Leitung in Salzburg ist rechtskräftig. Der Verwaltungsgerichtshof (VwGH) hat mit seiner Entscheidung vom 15. Oktober die ordentliche Revision gegen die Genehmigung als unbegründet abgewiesen. Damit hat auch die letzte Instanz im Sinne der Projektbetreiber entschieden. Die Stromleitung soll die Lücke im 380-kV-Ring schließen und gilt als wichtigstes Strominfrastrukturprojekt Österreichs.
  • 07.10.20: BNetzA erschwert Missbrauch am Strommarkt: Die Bundesnetzagentur will mit neuen Vorgaben Missbrauch am Regelenergiemarkt beenden und hat einen entsprechenden Vorschlag der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) angenommen, wie die Behörde gestern bekanntgab. Insbesondere soll damit verhindert werden, dass Strom sowohl am Regelenergiemarkt als auch im normalen Stromhandel („Intraday-Markt“) verkauft wird. Dieser Doppelvermarktung soll dadurch ein Riegel vorgeschoben werden, dass in Zukunft die ÜNB bei Nichtlieferung der Regelenergie einen hohen Pönal-Preis in Rechnung stellen dürfen, der mit den Strompreisen im Handel ansteigt.
    Damit würde dieses Vorgehen wohl gänzlich unattraktiv. Während weitere Änderungen erst ab Oktober 2021 gelten sollen, wird die neue Strafregel schon Anfang November eingeführt. In der Vergangenheit hatten lieferuntreue Händler mehrmals die Sicherheit des Stromnetzes gefährdet. Regelenergie wird im Stromnetz benötigt und stets vorgehalten, um kurzfristige Schwankungen bei Angebot und Nachfrage sowie Systemausfälle kompensieren zu können. jas
  • 02.10.20: Gem. der Novelierung des deutschen EEG 2021 § 51 soll die Vergütung für neue Anlagen nun auch schon ab dem ersten negativen Strompreisintervall von 15 Minuten wegfallen. Die bisherige Sechs-Stunden-Regelung im Paragrafen 51 wird also verschärft. Diese Maßnahme dürfte sich zusätzlich negativ auf die Verfügbarkeit von EE-Anlagen auswirken, da diese statt negative Preise zu bezahlen, die Anlagen abstellen werden. Das EEG 2021 gilt ab 01.01.2021.
  • 22.09.20: Market Watch 2020 – KW38 – Am Dienstag kam es zwischen 18-21 Uhr fast durchgängig zu Abrufen positiver MRL zwischen 300-600 MW – den stärksten Abrufen der Woche. Der stärkste Abruf positiver SRL lag zeitgleich bei 1,7 GW, was 87% der vorgehaltenen Menge entsprach. Der stärkste Abruf negativer MRL lag in der sechsten Zeitscheibe am Donnerstag bei 500 MW, der stärkste Abruf negativer SRL lag fast zeitgleich bei 1,8 GW (94% der vorgehaltenen Menge). 
  • 20.09.20: Ein neues Phänomen ist seit 13. September 2020 zu beobachten: Innerhalb weniger Stunden bzw. Tage treten enorme Strompreisschwankungen auf. So wurde am Sonntag, 13.09.20, von 13 bis 14 Uhr ein negativer Preis von -59 Euro pro MWh erreicht. Von 20 bis 21 Uhr kostete dann die MWh 51 Euro. Eine Differenz von 110 Euro! Einen Tag später, am Montag, 14.09.20 kostete die MWh zwischen 19 und 20 Uhr bereits 121 Euro. Erstmals seit 24.01.19 wurde damit wieder ein Preis über 100 Euro erzielt. Am Dienstag, 15.09.20 sogar 189 Euro. Der höchste Wert seit 08.02.12 (18 bis 19 Uhr 210 Euro)! Im Intraday-Handel wurde sogar ein Preis von 555 Euro/MWh erzielt, also mehr das 10-fache vom üblichen Preis um diese Zeit. Grund waren die schwache Windeinspeisung, Wartungsarbeiten an französischen Kernkraftwerken und niedrige Flusspegelstände, welche die Verfügbarkeit thermischer Kraftwerke reduzierten. Der noch höhere Intraday ließ sich dadurch erklären, dass die tatsächliche Nachfrage über der Prognose lag. Eine Woche später, am Monate dem 21.09.20 gibt es von 19 bis 20 Uhr bereits den nächsten Rekord: 200 Euro! Der Intraday-Preis stieg jedoch „nur“ auf 128 Euro. Das bedeutet nicht nur eine große preisliche Schwankung (Angebot und Nachfrage), sondern vor allem enorme Herausforderungen für den sicheren Netzbetrieb! Siehe auch signifikante Preissprünge.
  • 15.09.20: ENTSO-E Winter Outlook 2020-2021 – The European power system was especially stressed on 15 September, when high cooling demand in southern Europe, low wind generation and low conventional generation availability due to planned outages caused several TSOs to trigger an alert state in the European Awareness System and deplete all real time measures.
  • 15.09.20: Market Watch 2020 – KW37 – Am Sonntagmittag (13.09.) fiel der DayAhead Preis für insgesamt vier Stunden in den negativen Bereich. Das Minimum wurde zwischen 13-14 Uhr bei -59 EUR/MWh erreicht. Der maximale Abruf positiver SRL erfolgte bei 1,6 GW (knapp 80% der vorgehaltenen Menge). 
  • 03.09.20: McKinsey Energiewende-Index 09/20 Die Corona-Krise verschärft die Probleme bei der Energiewende. Vor allem der Windkraft- und Netzausbau kommen nicht voran. Bis zu 15% aller EE-Projekte in Europa könnten durch die Corona-Pandemie verzögert oder annulliert werden. Die Kosten für Netzeingriffe fielen 2019 deutlich von 10,8 € pro MWh aus Erneuerbaren auf 6,4 €. Der Indikator Ausbau Transportnetze wird mit nur noch 35% Zielerreichung immer unrealistischer. 3.321 km hätten bis Mitte 2020 fertiggestellt sein müssen, um auf dem Zielpfad zu bleiben – realisiert wurden gerade einmal 1.340 km. 
  • 03.09.20: Market Watch 2020 – KW35 – Mit orkanartigen Böen trieb Sturmtief Kirsten die Windkraft am Mittwoch auf bis zu 44 GW. Gemeinsam mit der PV stellten die fluktuierenden Erneuerbaren gegen 13:30 Uhr etwa 61 GW bereit – ein neuer Rekordwert. Die tatsächliche Windeinspeisung lag bis zu 5 GW über der Prognose. Teuerster Tag war der Donnerstag mit einem Baseload von 46 EUR/MWh – Höchstwert seit Januar 2020. Auch am Wochenende blieb der Baseload über 30 EUR/MWh. Grund war unter anderem eine erhöhte Stromnachfrage aus Frankreich, wo die Kernkraftwerke Civaux und Bugey derzeit aufgrund von Wartungsarbeiten außer Betrieb sind.
  • 03.09.20: Besetzung des Mannheimer Großkraftwerks sorgte für Probleme Der Stromlieferant der Metropolregion Rhein-Neckar ist knapp an einem Versorgungsausfall vorbei geschrammt. Die illegale Blockade des Kohleförderbands beim Großkraftwerk Mannheim (GKM) durch Öko-Aktivisten am ersten Augustwochenende hätte den Betrieb fast lahmgelegt. Nach Informationen eines GKM-Mitarbeiters habe nur das rasche Eingreifen eines Sondereinsatzkommandos der Polizei verhindert, dass die Anlage abgeschaltet werden musste. Denn ausgerechnet an diesem Tag standen keine alternativen Brennöfen zum Hochfahren bereit. [Anmerkung: Zum falschen Zeitpunkt, am falschen Ort könnte damit eine Kaskade ausgelöst werden]
  • 01.09.20: APG Netzbetrieblicher Quartalskurzbericht Quartal 1-2/2020 Die Engpassmanagement-Kosten für APG betrugen bis zum Ende von Q1-Q2/2020 ca. 66,9 Mio. €. Alle EPM-Abrufe von APG (inklusive EPV) in der Regelzone APG bis zum Ende von Q2/2020 verursachten Kosten in der Höhe von ca. 99,9 Mio. €. Diese Kosten wurden zum Teil weiterverrechnet, da sie durch externe TSOs aufgrund von externen Engpässen angefordert wurden. 
  • 01.09.20: Stromnetz am Limit: „Wir haben ein massives Problem“ Österreichs Stromnetze seien „am Limit“, berichten Vorstände des Übertragungsnetzbetreibers APG. Neben neuen Leitungen seien auch leistungsfähige Speicher nötig, damit das Land seine Klimaziele erreichen könne, heißt es beim Branchenverband Oesterreichs Energie. Anlass der neuerlichen Forderung der APG nach einem stärkeren Ausbau der Netze sind die Kosten für Redispatch, die während der Coronakrise weiter stark steigen.In den vergangenen Monaten gab es deutliche Verbrauchsrückgänge bei einer gleichzeitig hohen Erzeugung mit Erneuerbaren. In den vergangenen Wochen hat sich in Österreich der Anteil der Erneuerbaren wiederholt der Marke von 100 Prozent genähert oder lag sogar darüber. Als Folge davon stieg für die APG der Aufwand für die Stabilisierung der Netze stark an. In den ersten acht Monaten musste der Netzbetreiber rund 100 Mio. Euro für Redispatch ausgeben. Jeden zweiten bis dritten Tag könne Strom aus dem Westen Österreichs oder aus dem westlichen Ausland nicht in den Osten des Landes transportiert werden, wo die Ballungszentren und die energieintensive Industrie seien.„In den letzten Wochen haben wir die Alarmglocken schrillen gehört, und die APG konnte die Situation nur dank zahlreicher Notmaßnahmen meistern. Wir haben ein massives Problem, weil uns Leitungen fehlen“, sagte der technische Vorstand Gerhard Christiner bei einer Pressekonferenz in Wien.
  • 27.08.20: Corona-Krise zeigt Lücken im Stromnetz auf Gerade die Corona-Krise hat gezeigt, welche Risiken das System hat, so Christiner. Für eine zukunftsfitte Energieversorgung sei noch einiges zu tun. “Die Transportfähigkeit von Strom ist in Österreich leider mangelhaft. Seit Jahren funktioniert es nur mehr mit Notmaßnahmen, die sehr viel Geld kosten, die Netzkapazitäten aufrecht zu erhalten”, so Christiner. “Das Gleichgewicht kam in Gefahr, viele Kraftwerke im Stromsystem konnten nicht so schnell auf die geringere Nachfrage reagieren, vor allem thermische Kraftwerke. Die Balance kam ins Schwanken und gefährdete die Versorgung. “Das Übertragungsnetz ist für den nationalen Ausgleich zu schwach. Hundert Millionen Euro für Gaskraftwerke wurden ausgegeben, obwohl genug Erneuerbare Energie da gewesen wäre – alles wegen des schlechten Netzausbaus”, bedauert Christiner.
  • 20.08.20: DEU – Quartalszahlen Q1/2020: Im Vergleich zum Vorjahresquartal ist das Maßnahmenvolumen für Netz- und Systemsicherheits-maßnahmen im ersten Quartal 2020 leicht gestiegen. Die vorläufigen Kosten für Netz- und System-sicherheitsmaßnahmen (EinsMan, Redispatch inkl. Countertrading und Einsatz Netzreserve) liegen für dieses Quartal bei rund 465 Mio. Euro und sind damit leicht gesunken (Q1 2019: 503 Mio. Euro). Die gleichwohl gesunkenen Gesamt-Kosten ergeben sich vor allem aus spürbar gesunkenen spezifischen Redispatch- und Countertradingkosten pro MWh. Diese resultieren aus marktbedingten Effekten die u.a. im März 2020 aufgrund der Coronakrise auftraten.Im ersten Quartal 2020 wurden knapp 2,4 Prozent der Erneuerbaren Energien im Rahmen von Einspeisemanagement-Maßnahmen (EinsMan) abgeregelt. Die absoluten Reduzierungen von Strom aus Erneuerbaren Energien im Rahmen des Einspeisemanagements (EinsMan) lagen im ersten Quartal bei 2.961 GWh und sind im Vergleich zum entsprechenden Vorjahreszeitraum um rund acht Prozent gesunken (Q1 2019: 3.205 GWh). Das Einspeisemanagementvolumen lag also trotz eines höheren Anteils der Erneuerbaren Energien im Netz (Q1 2019: 43%; Q1 2020: 53%) unter dem Vorjahresniveau.Im Rahmen des Redispatchprozesses wurden Einspeisereduzierungen und -erhöhungen (inkl. Countertradingmaßnahmen) in Höhe von rund 5.826 GWh (3.020 GWh Einspeisereduzierungen und 2.806 GWh Einspeiseerhöhungen) von konventionellen Markt- und Netzreservekraftwerken angefordert. Die Anforderungen zur Leistungsveränderung von Kraftwerken lagen damit im ersten Quartal 2020 über denen des Vorjahresquartals
    (Q1 2019: 5.032 GWh). Netzreservekraftwerke wurden an 31 Tagen mit rund 65 GWh eingesetzt.
  • 12.08.20: National Grid fires up coal power station for first time in 55 days Heatwave brings wind turbines to standstill and causes gas plants to struggle Electricity supplies have become tighter than expected during the heatwave because gas-fired power stations have struggled to generate electricity at their maximum capacity owing to the unusually high temperatures. At the same time wind turbines have slowed because of low wind speeds. Electricity output from Britain’s wind farms, which generated 30% of the UK’s electricity in the first quarter of this year, fell to lows of 4% on Wednesday afternoon. Ratcliffe is one of Britain’s few remaining coal-fired power stations, which are all due to shut down by 2025 under the government’s ban on coal-fired power.
  • 11.08.20: Enpassmanagement ÖsterreichDie österreichischen Stromnetze laufen immer öfter Gefahr, aus dem Gleichgewicht zu geraten. Ganze 220 Mal sprangen die Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK)-Anlagen der Wien Energie 2019 ein, um die Stromnetze im Gleichgewicht zu halten. 2018 waren es noch „lediglich“ 145 Mal. Noch vor wenigen Jahren musste Wien Energie bloß 15 Mal im Jahr zu derartigen Noteinsätzen ausrücken. Und die Herausforderungen nehmen weiter zu. Da viele KWK-Anlagen ans Ende ihrer Lebensdauer geraten, besteht die Gefahr, dass deren BetreiberInnen künftig im Notfall nicht mehr Feuerwehr fürs Stromnetz spielen können. KWK-Anlagen werden zudem durch Verwerfungen am Strommarkt aus dem Markt gedrängt. Die Politik muss daher jetzt die richtigen Rahmenbedingungen und Anreize für Neuinvestitionen in KWK-Anlagen schaffen.
  • 05.08.20: Market Watch 2020 – KW31: Im ersten Halbjahr 2020 deckten die Erneuerbaren 50,2 % und damit erstmals mehr als die Hälfte des deutschen Stromverbrauchs, so Daten des BDEW. Grund dafür war zum einen der im Zuge der Corona-Krise um 5,7 % gesunkene Stromverbrauch, zum anderen aber auch eine starke Einspeisung von PV und Wind. 
  • 29.07.20: Market Watch 2020 – KW30: Die maximale Abweichung zwischen Prognose und tatsächlicher Einspeisung betrug am Sonntag, 26.07., etwa 6 GW. Der Strompreis fiel auf knapp -45 EUR/MWh.
  • 29.07.20: Stromversorgungssicherheit der Schweiz 2020 – Bericht der ElCom Im Bereich der Netze bleibt der Ausbau des Übertragungsnetzes eine Herausforderung. Auch Netzverstärkungen auf bestehenden Trassen (Bickigen-Chippis sowie Bassecourt-Mühleberg) können nur nach langwierigen Verfahren realisiert werden. Bei der Betriebsführung zeigt sich, dass der Trend zu einer höheren Belastung anhält. Die simulierte (N-1)-Netzbelastung hat in den letzten zwei Jahren sowohl im Sommerhalbjahr wie auch im Winterhalbjahr zugenommen. Der ansteigende Trend im Winterhalbjahr dürfte u.a. auf die Zunahme der ungeplanten Transitflüsse aus der Optimierung der flussbasierten Marktkopplung in der Region Central Western Europe1 (CWE) zurückzuführen sein. Im Sommerhalbjahr dürfte die Zunahme der (N-1)-Verletzungen auf den erhöhten Anteil an stochastischer Produktion zurückzuführen sein. Die erhöhte Volatilität im Systembetrieb zeigte sich 2019 in diversen Konstellationen: Im Sommer exportierte die Schweiz sehr viel Elektrizität, sowohl nach Norden wie auch nach Italien. Im November musste nach einem Erdbeben in Südfrankreich aufgrund einer Ausfall-Kaskade die Netzanbindung der Romandie entmascht werden, so dass diese zeitweise nur noch via Frankreich versorgt werden konnte.Mit Blick auf den hohen Vermaschungsgrad des schweizerischen Übertragungsnetzes dürfte die weitere Optimierung der flussbasierten Marktkopplung (70%-Regel) sowie die geographische Erweiterung (von CWE auf die Core-Region2) eine der grossen Herausforderungen der nächsten Jahre werden. Da auch gleichzeitig in den umliegenden Ländern der Anteil an stochastischer Produktion ansteigt, ist mit einer weiteren Zunahme der Volatilität im Systembetrieb zu rechnen. Um den anstehenden Herausforderungen gerecht zu werden, sieht die ElCom Handlungsbedarf bei der Optimierung der Kapazitätsbereitstellung und beim Einsatz von Redispatch. Dies geschieht permanent im Rahmen von operativen Massnahmen für die Erhöhung der Redispatch-Verfügbarkeit.Im Bereich der Produktion sieht die ElCom den grössten Handlungsbedarf bei den Rahmenbedingungen für die inländische Winterproduktion. Mit zunehmendem Alter der Kernkraftwerke nimmt die Wahrscheinlichkeit von technisch oder wirtschaftlich bedingten unvorhergesehenen Ausserbetriebnahmen zu. Mit den bislang erzielten Zubauraten für Produktion aus erneuerbarer Energie ist es nicht möglich, innert nützlicher Zeit einen angemessenen Anteil der im Winterhalbjahr wegfallenden Winterproduktion aus Kernkraft (rund 14 TWh) zu ersetzen. Ein für alle Lebensbereiche so zentrales System wie die Stromversorgung sollte nicht über längere Zeit am Limit betrieben werden. In Anbetracht der notwendigen Vorlaufzeit beim Zubau von zusätzlicher Winterproduktion ortetet die ElCom Handlungsbedarf bei der anstehenden Revision des Energiegesetzes.
  • 27.07.20: Der Fall Schweden offenbart, was Deutschland beim Atomausstieg droht 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. 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.
  • 26.07.20: Versorgungsunterbruch im WallisBei Prüfarbeiten zur Erweiterung der 220-kV-Schaltanlage in Chippis (VS) ist es am Freitag 17. Juli um 16.23 Uhr im Übertragungsnetz der Schweiz zu einer ungewollten Schutzauslösung des 220-kV-Netzknotens Creux de Chippis gekommen. In der Folge der technischen Störung waren auch die Schaltanlagen in Stalden und Bitsch sowie in Mörel vom Spannungsverlust betroffen, was zu einem regionalen Versorgungsunterbruch im Verteilnetz geführt hat. Vom Stromausfall waren insgesamt 60 Gemeinden mit rund 112 000 Haushalten sowie Gewerbe und Industrie in der Region Siders sowie dem gesamten Oberwallis mit Ausnahme des Goms betroffen. Die Dauer der Störung im Übertragungsnetz betrug eine Stunde.
  • 21.07.20: Market Watch 2020 – KW29: Im Wochenverlauf wurden lediglich 0,45 TWh eingespeist – so tief lag die Windeinspeisung zuletzt im September 2017.
  • 11.07.20: EEG-Konto aufgebraucht Die Reserven auf dem sogenannten EEG-Konto, aus dem heraus Ökostromerzeuger ihre festen Tarife erhalten, sind aufgebraucht.
    Nicht zuletzt wegen der Nachfrageschwäche in der Corona-Krise sind die Preise an der Strombörse derzeit niedrig. Die Erzeuger von Ökostrom leiden darunter jedoch nicht, da sie eine festgelegte Einspeisevergütung erhalten. Nach Angaben der Übertragungsnetzbetreiber, die das Konto führen, überstiegen die Ausgaben im Juni die Einnahmen um fast 1,3 Milliarden Euro. Der Saldo ist schon seit März negativ, also seit Beginn der Pandemie. Neu ist, dass der durch frühere Überschüsse aufgelaufene Gesamtkontostand im Juni erstmals ins Minus gerutscht ist. Im Mai betrugen die Reserven noch 98 Millionen Euro, nun gibt es einen Fehlbetrag von fast 1,2 Milliarden Euro. Zum Vergleich: Im Februar hatten die Einnahmen noch um fast 200 Millionen Euro über den Ausgaben gelegen, so dass das Finanzpolster auf dem EEG-Konto auf 2,4 Milliarden Euro angeschwollen war.
  • 30.06.20: Swissgrid: Am 30 Juni führten 50Hertz, Amprion, APG, Elia, RTE, Swissgrid, TenneT und TransnetBW die erste erfolgreiche FCR-Auktion mit 4-Stunden-Produkten für den Folgetag durch. Somit reduziert die FCR-Kooperation die Produktlänge von einem Tag auf vier Stunden und der Markt für Primärregelleistung nähert sich der Echtzeit an. Ziel ist es, die Beschaffungskosten durch den stärkeren Wettbewerb zwischen Regelreserveanbietern und Technologien zu verstärken und die Marktattraktivität für kurzfristig verfügbare Flexibilitäten zu erhöhen. Dieser gemeinsame FCR-Markt ist der grösste Markt für Primärregelleistung in Europa, mit einem Gesamtbedarf von ungefähr 1400 MW. Das entspricht beinahe der Hälfte des FCR-Bedarfs von Kontinentaleuropa. Die gemeinsame Auktion ermöglicht es den Übertragungsnetzbetreibern, FCR zu möglichst niedrigen Kosten für die Endverbraucher zu beschaffen und gleichzeitig allen Regelreserveanbietern einen grossen, gemeinsamen Markt zu bieten. Darüber hinaus wird über die gemeinsame Beschaffung die Volatilität der Preise verringert und die Sicherheit des Netzbetriebs erhöht, indem eine zonenübergreifende Beschaffung von FCR ermöglicht wird.
    Anmerkung Franz Hein: Die gemeinsame „Beschaffung“ von Regelleistung und Regelenergie ist an sich sinnvoll. Die Robustheit des Gesamtsystems wird geringer, weil die „Effizienz“ (gemessen am Preis des Ausregelvermögens) erhöht wird. In aller Regel ist eine Effizienzsteigerung mit einer Verringerung der Robustheit verbunden. Mit einer Effizienzsteigerung ist das Anpassungsvermögen an neue Randbedingungen geringer, weil Toleranzen verringert werden (Verringerung der Vielfalt durch autonomes Handeln Einzelner). In einem mechanischen System führt das zur Starrheit. Solange dann die erreichte Festigkeit ausreicht, ist das gut. Reicht die nicht mehr, kommt es zum Bruch. Hingegen ist ein einzelner Halm deutlich robuster gegen einen Windstoß. Er biegt sich und wird nicht geknickt. Bedenklich bei dem FCR-Verfahren finde ich den weiter erhöhten Anteil des wirtschaftlichen Denkens und die Minderung des Sicherheitsdenkens. Das gleiche passiert gegenwärtig mit der (n-1)-Sicherheit im tagtäglichen Betrieb. Auch da soll nun (oder wird schon) mit Wahrscheinlichkeiten gerechnet, um zu einer höheren Auslastung des bestehenden Systems zu kommen. Wahrscheinlichkeiten sind aber keine Gewissheiten.
  • 30.06.20: APG: Noch nie in der Geschichte wurde so viel Strom exportiert wie am 15. Juni 2020 in der Periode zwischen 22:30 und 22:45 Uhr. Insgesamt 3.943 MW flossen zu diesem Zeitpunkt über das APG Stromtransportnetz ins Ausland. Der Wert markiert ein historisches Hoch. Auch wenn es sich um eine Momentaufnahme handelt, zeigt das wie volatil und unberechenbar die neue Strom- und Energiewelt ist. Eine extrem gute Wasserführung, Windspitzen, die die Windräder kräftig Strom produzieren ließen, bei gleichzeitig niedrigem Verbrauch in den Nachtstunden waren der Grund für den Stromüberschuss in Österreich. Die rund 4.000 MW Leistung sind auch im europäischen Kontext eine beträchtliche Menge, stellen sie beispielsweise rund die Hälfte des heimischen Spitzenverbrauchs während des Sommers in Österreich dar oder entsprechen knapp der doppelten Erzeugungsleistung aller österreichischen Donaukraftwerke. Das Allzeithoch zeigt aber auch, wie sensibel das Strom-Management geworden ist: Mussten in den vergangenen Tagen teilweise Erzeugungsüberschüsse in Österreich abgeregelt werden, waren noch wenige Wochen davor hohe Importe und das Anfahren konventioneller Kraftwerke aufgrund einer Flaute und Niedrigwasser in den Wasserkraftwerken zur heimischen Lastdeckung erforderlich.
  • 27.06.20: Effizienteres Engpassmanagement: Übertragungsnetzbetreiber nehmen Redispatch-Abwicklungsserver (RAS) in Betrieb Die vier Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW haben heute den ersten Bestandteil der gemeinsamen Redispatch-Plattform erfolgreich in Betrieb genommen – den sogenannten Redispatch-Abwicklungsserver (RAS). Bisher erfolgte die Durchführung von Redispatch-Maßnahmen zwischen den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) und den Betreibern von Kraftwerken und Speichern mit einer Leistung von mehr als 10 MW auf Basis regelzonenspezifischer IT-Werkzeuge. Mit der Einführung des RAS sind nun die Prozesse und Formate beim Redispatch-Abruf im gesamten Stromsystem weitgehend harmonisiert. Anmerkung: Das ist einmal eine positive Entwicklung!
  • 24.06.20: Market Watch 2020 – KW24 Eine 36-stündige Windflaute und trübes Wetter im Süden sorgten dafür, dass die Residuallast in KW25 den höchsten Stand seit Beginn der Corona-Maßnahmen erreichte. Die Windmüller stellten im Wochenverlauf lediglich 0,77 TWh bereit – so wenig wie zuletzt im August 2019. Auch das PV Angebot fiel mit 1,13 TWh relativ verhalten aus. Die Tagesmaxima der Residuallast lagen deshalb unter der Woche bei 50 GW. 
  • 20.06.20: Bald Stromlücke – trotz Corona-Krise 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.
  • 17.06.20: Market Watch 2020 – KW23 Der stärkste Abruf der positiven MRL lag am in der dritten Zeitscheibe am Sonntag bei knapp 1 GW (80% der vorgehaltenen Leistung), als die Windeinspeisung gut 5 GW unter der Prognose lag. Der stärkste Abruf der positiven SRL lag in der dritten Zeitscheibe am Montag bei etwas mehr als 1,3 GW.
  • 09.06.20: Market Watch 2020 – KW23 Die Windkraft schwankte in der ersten Wochenhälfte noch um 10 GW und fiel am Dienstag sogar auf 1,5 GW. Erst am Freitag stiegen die Einspeisewerte wieder bis 30 GW. Die Residuallast sank am sonnigen Feiertag auf 3 GW. Aufgrund der Fehlprognose der Windkraft kam es am Donnerstag zu einem fünfstündigen Abruf positiver MRL. Die maximal Abgerufene Leistung betrug 1,2 GW und damit 100% der vorgehaltenen Leistung. Der maximale Abruf positiver SRL erfolgte ebenfalls am Donnerstag und lag bei 2 GW (98% der vorgehaltenen Leistung).
  • 09.06.20: APG: NEUE SOFTWARE Mit zwei neuen Software-Tools kann die Balance zwischen Angebot und Nachfrage noch besser prognostiziert werden. Insgesamt 38 europäische Übertragungsnetzanbieter nutzen sie bereits seit dem Frühjahr 2020. STA ermöglicht eine Lastdeckungsprognose auf dem Zeithorizont zwischen einer Woche bis zu einem Tag im Voraus. Vor dem Hintergrund der Energiewende ist das besonders wichtig: Es braucht innovative Lösungen, um die ökologische, aber wetterbedingt stark schwankende Form der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien intelligent in das System integrieren, und auch in Zukunft effizient managen zu können.
  • 05.06.20: Deutsches Stromnetz über Stunden unterdeckt Am Donnerstag ist es im Stromsystem erneut zu größeren Ungleichgewichten gekommen. Für die Minutenreserve gab es über einen längeren Zeitraum Vollabrufe. Fast genau ein Jahr nach den großen Systemungleichgewichten im deutschen Stromnetz ist es am vergangenen Donnerstag erneut zu einer signifikanten und noch dazu zu einer sehr lang anhaltenden Unterdeckung gekommen. Der Netzregelverbund (NRV) war am Donnerstag im Zeitraum von circa 6 Uhr bis 18 Uhr unterdeckt. Zwischen 8 Uhr und circa 11 Uhr lag die Unterdeckung im Mittel bei rund 2000 MW, in der Spitze bei circa 2800 MW. Dies entspreche in etwa der ausgeschriebenen Regelleistung in Deutschland (3.000 MW). Auch abschaltbare Lasten kamen zum Einsatz. Dass der zweite Abruf von Minutenreserve sich über Stunden erstreckt, ist ungewöhnlich. Grund für die Ungleichgewichte sind laut einer ersten Einschätzung der ÜNB größere Prognoseabweichungen zwischen Day-Ahead-Prognose und Hochrechnung, die am frühen Vormittag aus Wind, im Verlauf des Vormittags auch aus PV resultierten. 
  • 04.06.20: Redispatch 2.0“: Bayerische Netzbetreiber-Kooperation bereitet sich gemeinsam vor Um die Redispatching-Kosten zu reduzieren und um die Planbarkeit der Prozesse zu erhöhen, müssen gemäß dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) ab Oktober 2021 alle Einspeiseanlagen mit einer Leistung von mehr als 100 kW am künftigen Redispatch-Prozess teilnehmen – auch Windkraft- und PV-Anlagen. Vom „Redispatch 2.0“ betroffen sind künftig bundesweit circa 80.000 Erzeugungsanlagen – bisher wurde dieser Prozess von den Übertragungsnetzbetreibern nur mit circa 80 konventionellen Kraftwerken angewendet. In der Folge müssen alle Netzbetreiber, in denen entsprechende Anlagen angeschlossen sind, bis Oktober 2021 neue Fähigkeiten entwickeln, beispielsweise im Bereich der Prognosen von Einspeisungen, Netzzustandsberechnungen oder energetischen Bilanzierungen. In Deutschland betrifft dies circa 800 Netzbetreiber. Der zukünftige Prozess erfordert eine intensive Koordination des Netzbetriebes über Spannungsebenen hinweg. [Anmerkung: Dieses Vorhaben wird hoffentlich zur Systemstabilität beitragen, erhöhte aber die Komplexität erheblich.]
  • 29.05.20: Die Anzahl der Netzeingriffe ist im vergangenen Jahr gesunken, wie aus dem aktuellen Bericht zur Netz- und Systemsicherheit für der Bundesnetzagentur hervorgeht. Entsprechend fielen auch die Gesamtkosten für Netz- und Sicherheitsmassnahmen von 1,4 Mrd. Euro im Vorjahr auf 1,2 Mrd. Euro im Jahr 2018. Die Netzbetreiber regelten demnach 5,5 Mio. kWh Strom aus Erneuerbaren-Energien-Anlagen ab. Im absoluten Zahlen stiegen die sogenannten EinsMan-Maßnahmen damit im Jahresvergleich um 19 Prozent (2018: 5,4 Mio. kWh). 97 Prozent des Ökostroms konnten transportiert werden.  Mit rund 78 Prozent bleibt Windenergie an Land der am meisten abgeregelte Energieträger, gefolgt von Windenergie auf See mit knapp 18 Prozent. Die Redispatch-Mengen ging von 15,5 auf 13,5 Mio. kWh zurück. Die Redispatch-Massnahmen teilten sich etwa gleich auf Einspeisereduzierungen – und Erhöhungen auf. Zusätzliche Redispatchmengen lieferten in erster Linie Steinkohle- und Gaskraftwerke. Drohte zu viel Strom, drosselten hingegen hauptsächlich Stein- und Braunkohlekraftwerke ihre Produktion. [Anmerkung: Der Rückgang hängt wohl auch mit der Strommarktdrennung zwischen Österreich und Deutschland im Oktober 2018 zusammen]
  • 29.05.20: Kraftwerk Irsching soll wieder Strom erzeugen Vier Jahre lang dienten sie nur als Reserve, weil sie ein Verlustgeschäft waren. Nun sollen zwei moderne Blöcke des Gaskraftwerks Irsching wieder regulär laufen – der Rohstoff ist derzeit deutlich billiger.
  • 26.05.20: Market Watch 2020 – KW21 Zu Beginn der zurückliegenden kurzen Arbeitswoche dominierte die PV-Einspeisung den deutschen Strommix. Bis Donnerstag lagen die Mittagspeaks der PV zwischen 20-30 GW, während die Windkraft wiederholt unter 1 GW fiel. Erst am Wochenende sanken die Tagesmaxima der PV unter 20 GW, an diesen Tagen deckte der Wind den Großteil des deutschen Strombedarfs. Am Mittwoch lag die Residuallast bei wenig Wind und relativ schwacher PV am höchsten, stieg jedoch im gesamten Wochenverlauf nie über 50 GW. Am Sonntag fiel die Residuallast zwischenzeitlich unter 5 GW, Negativwerte (Überproduktion) blieben im Gegensatz zur letzten Woche aus.
  • 25.05.20: Swissgrid nimmt die neue Höchstspannungsleitung Beznau – Birr ein Jahr früher in Betrieb Swissgrid hat die bestehende Leitung zwischen Beznau und Birr auf eine Spannung von 380 kV ausgebaut. Dabei wurde erstmals ein 1,3 Kilometer Teilstück einer Höchstspannungsleitung in die Erde verlegt. Die Kosten für die Erdkabelstrecke der Höchstspannungsleitung Beznau – Birr sind damit über den gesamten Lebenszyklus betrachtet rund 6 Mal höher als für eine Freileitung.
  • 12.05.20: Market Watch 2020 – KW19 Der Spitzenwert der Woche lag im Mittagspeak am Mittwoch bei gut 31 GW PV-Strom. Der stärkste Abruf positiver SRL lag in der vierten Zeitscheibe am Sonntag – mit 1,8 GW wurden 81% der vorgehaltenen Leistung abgerufen. Der stärkste Abruf negativer SRL lag in der vierten Zeitscheibe am Sonntag, es wurde etwas mehr als 1 GW abgerufen. In der vierten Zeitscheibe am Montag stieg der Durchschnittspreis für die Vorhaltung positiver MRL über 2.000 EUR/MW. Das höchste bezuschlagte Gebot lag bei 24.713 EUR/MW
  • 08.05.20: Eine Rekordeinspeisung an erneubaren Kapazitäten im April und „geringe“ Nachfrage lassen den Spotpreis in der deutsch-luxemburgischen auf Rekordwerte fallen und verzeichnen Preise auf einem 20-Jahres-Tief.
  • 01.05.20: In den Jahren 2017 und 2018 mussten jeweils über 5 TWh an überschüssigem Windstrom abgeregelt werden. Das sind 5.000.000.000 kWh. Damit könnten rund 67 Millionen Tesla Autobatterien (75 kWh) vollgelagen werden.
  • 01.05.20: APG Netzbetrieblicher Quartalskurzbericht Quartal 1-4/2019 Die maximal aufgetretenen Werte des Import-Export-Saldos der Regelzone APG (380-, 220- und 110-kV-Ebene) betrugen in Q1-4/2019 in Exportrichtung 3.713 MW und in Importrichtung 4.059 MW. Alle EPM-Abrufe von APG (inklusive EPV) in der Regelzone APG bis zum Ende von Q4/2019 verursachten Kosten in der Höhe von ca. 243,5 Mio. €. 
  • 27.04.20: Market Watch 2020 – KW17 In der ersten Hälfte von KW17 deckte die Einspeisung der Erneuerbaren mehrfach annähernd 100 % des deutschen Strombedarfs. Die Windkraft erreichte den wöchentlichen Spitzenwert (38 GW) am Dienstagabend, die Mittagspeaks der PV lagen über 30 GW. Die Spitzenwerte der PV lagen auch in der zweiten Wochenhälfte nur knapp unter 30 GW, der Wind flachte jedoch stark ab. Sowohl am Donnerstag als auch am Sonntag fiel die Windeinspeisung auf 1 GW. In den letzten Wochen und Monaten traten Negativpreise an Wochenenden und Feiertagen auf, die von einer niedrigen Stromnachfrage geprägt waren. An regulären Arbeitstagen kam es bisher nur selten zu Negativpreisen. 
  • 21.04.20: Market Watch 2020 – KW16 Das Windangebot fand sein Wochenmaximum bereits am Montagabend (31 GW). Danach sanken die Werte täglich und lagen am Freitag zeitweise unter 1 GW. Am Ostermontag fiel die Residuallast deshalb auf 3 GW. Diese sank am Sonntag sogar unter das Niveau vom Ostermontag. Am Ostermontag lag der DayAhead Strompreis zwischen 15-16 Uhr im Durchschnitt bei -78 EUR/MWh (Intraday: -109 EUR/MWh). Am Dienstag erfolgte in der vierten Zeitscheibe ein 100% Abruf (1,3 GW) der positiven MRL, in der Zeitscheibe zuvor lag ein 95% (1,97 GW) der positiven SRL. Die abgerufene negative MRL-Leistung betrug knapp 700 MW, der Abruf negativer SRL lag bei 1,2 GW.
  • 17.04.20: Letztes Kohlekraftwerk in Österreich geschlossen Das letzte Kohlekraftwerk Österreichs in Mellach in Graz-Umgebung hat den Betrieb eingestellt. Damit endet laut Verbund die „Ära der Kohlestromversorgung in Österreich“. Der Verbund wird die Kraftwerksanlage in Mellach für die Anforderungen der sogenannten Engpassvermeidung auf der Brennstoffbasis Erdgas betriebsbereit halten. Das Kraftwerk kann somit bei Bedarf kurzzeitig zur überregionalen Stromnetzstützung abgerufen werden. In dieser Funktion steht auch das benachbarte Gaskombikraftwerk Mellach regelmäßig im Einsatz.
  • 16.04.20: Österreichs Stromversorgung: „Das System wird anfällig“ Österreichs Strombranche kommt bisher gut durch die Krise. Allerdings nur, weil genug fossile Kraftwerke zur Verfügung stehen. Das werde sich bald ändern, warnt E-Control-Chef Andreas Eigenbauer. Österreich müsse neue Gaskraftwerke bauen. Doch gerade die vergangenen Wochen haben auch gezeigt, wie stark das Land immer noch auf fossile Kraftwerken bauen muss. Denn die politisch gewünschte Versorgung mit erneuerbaren Energieträgern hängt derzeit wetterbedingt etwas in den Seilen: Der trockene Frühling ließ die Stromproduktion aus Flüssen im Wasserkraftland Österreich massiv einbrechen. Aktuell liefert die Donau nur etwa halb so viel Energie, vor einem Jahr. Seit Beginn der Ausgangsbeschränkungen sinkt der Stromverbrauch der Österreicher kontinuierlich. In der ersten Aprilwoche benötigten sie etwa um 19 Prozent weniger Elektrizität als Anfang März. Im ersten Quartal stemmten Gaskraftwerke fast ein Viertel der heimischen Stromproduktion. Dieses Sicherheitsnetz für die Energieversorgung ist akut gefährdet, warnt E-Control-Ko-Vorstand Andreas Eigenbauer. 2030 steht Österreich vor einer Versorgungslücke im Ausmaß von 1,3 Gigawatt. Das entspricht etwa vier großen Laufkraftwerken an der Donau. Soll ein neues Kraftwerk gebaut werden, brauche das eine Vorlaufzeit von sechs Jahren. Im Vorjahr meldete der Übertragungsnetzbetreiber APG mehr als ein Dutzend kritischer Situationen, in denen das Netz an der Grenzen seiner Belastbarkeit kam.
  • 15.04.20: Market Watch 2020 – KW15 Die durch Corona-Maßnahmen reduzierte Stromnachfrage ließ keine hohe Residuallast zu. Lediglich am Mittwochabend lag die Residuallast deutlich über 50 GW. Im Vergleich zu anderen europäischen Ländern zeigte sich die Stromnachfrage in Deutschland allerdings weiterhin robust: Nach Daten von Montel Energy Quantified lag die Nachfrage in Deutschland bei 96% des Normalbedarfs, während der Verbrauch in Spanien auf 81% und in Italien auf 74% fiel. Nach vier Sonntagen mit Negativpreisen lag der stündliche DayAhead am Ostersonntag wieder durchgängig im positiven Bereich – Grund war die schwächere Windproduktion. Der stärkste Abruf negativer SRL lag bei knapp 1,4 GW.
  • 12.04.20: Seit Mitte März war aufgrund der Corona-Krise eine deutliche Abwärtsbewegung bei den Strompreisen für Lieferungen im zweiten, dritten und vierten Quartal des Jahres 2020 als auch für das Folgejahr 2021. So fiel der Strompreis von Anfang bis Mitte März am deutlichsten für das 2. Quartal (-35%) und das 3. Quartal (-23%). Für das 4. Quartal und das Kalenderjahr 2021 gab der Strompreis um etwas mehr als 15% nach. Seit Anfang April hat sich der Strompreis an den Terminmärkten wieder erholt. Für das 4. Quartal und das Folgejahr 2021 bewegt sich der Strompreis mittlerweile nur noch knapp unterhalb des Strompreises von Anfang März.
  • 07.04.20: Market Watch 2020 – KW14 Am Sonntag (05.04) lag die Windeinspeisung bis zu 4 GW über der Prognose, wobei die Stromnachfrage hinter der Vorhersage zurückblieb. Die Residuallast ging unter 5 GW. Positive MRL wurde täglich abgerufen. Der stärkste Abruf fand am Samstag in der sechsten Zeitscheibe statt, mit 1,3 GW wurden knapp 100% der vorgehaltenen Reserve abgerufen. Der stärkste Abruf positiver SRL lag in der dritten Zeitscheibe am Sonntag, mit 1,9 GW wurden etwa 85% der verfügbaren positiven SRL in Anspruch genommen.
  • 30.03.20: Live-Tracker: So bremst Corona die Wirtschaft – Echtzeit-Daten über die wirtschaftlichen Auswirkungen der Coronakrise sind sehr schwer zu beschaffen. Ein Großteil der wirtschaftlichen Aktivitäten hängt jedoch stark von der Nutzung von Elektrizität ab. Da die Coronavirus-Krise weite Teile der Wirtschaft unter Druck setzt, geht der Energieverbrauch zurück, wie eine ab heute täglich aktualisierte Live-Grafik der Agenda Austria zeigt.
  • 29.03.20: Die Coronakrise und der Strommarkt Wie unsere hauseigenen Stromhändler berichten, sind die Auswirkungen allerdings weniger aufgrund der gesunkenen Strompreise, sondern wegen der Lastverschiebungen im Tagesverlauf bemerkenswert. Normale Gewohnheiten der deutschen Stromverbraucher wie frühmorgens aufstehen, Licht machen, Duschen, die Kaffeemaschine einschalten und vieles mehr verschwinden durch die Ausgangsbeschränkungen oder verteilen sich auf den ganzen Tag.
    Der enorme Rückgang des Stromverbrauchs zeigt auch deutliche Effekte auf dem Regelenergiemarkt. So stieg der Preis für negative Sekundär- und Minutenreserveleistung am vergangenen Wochenende stark an, da die Netzbetreiber durch den Einsatz von großen Mengen negativer Sekundärregelleistung (SRL) und Minutenreserveleistung (MRL) dem Stromnetz den überschüssigen Strom entziehen mussten.Normale Leistungspreise für negative SRL und MRL liegen im einstelligen Eurobereich – am Samstag (21.03.2020) stiegen die Preise jedoch zunächst auf 20 Euro pro MW, am Sonntag dann auf rekordverdächtige 80 Euro pro MW an. Die Netzbetreiber deckten sich mit negativer Regelenergie für die erwarteten Stromverbrauchseinbrüche am Montag ein.
    Die charakteristischen Peaks, also die Höchstverbrauchswerte, sind im derzeitigen Preisverlaufsprofil eines normalen Tages am Intradaymarkt kaum zu erkennen. Unsere Stromhändler müssen daher an eine neue Situation im Stromhandel anpassen, der sie weder während ihrer Ausbildung noch bisher im Arbeitsalltag begegnet sind. Auch in der Primärregelleistung (PRL), die keine negativen und positiven Produkte kennt, sondern kontinuierlich die Netzfrequenz ausgleicht, wurden sehr viel höhere Leistungspreise als üblich erzielt (Samstag 164 Euro/MW, Sonntag 260 Euro/MW). Auf dem Regelenergiemarkt kam es trotz der sprunghaft gestiegenen Nachfrage nach negativer Regelenergie zu keinen Turbulenzen.
  • 28.03.20: Ein Drittel weniger Stromverbrauch in Tirol Durch die Corona-Krise ist der Strombedarf in Tirol um rund 30 Prozent gesunken. Alle Tiwag-Baustellen mit Ausnahme der für die Sicherheit erforderlichen Arbeiten sind derzeit eingestellt. Besonders schmerzt uns die Unterbrechung der Bautätigkeiten bei den für die Landesversorgung wichtigen Projekten „Erweiterung Kraftwerk Kirchbichl“ und „Revision KW Kühtai“. Grundsätzlich ist in den nächsten Jahren aber auch ohne Corona ein großflächiger Stromausfall wahrscheinlicher geworden.
  • 18.03.20: Zehn Prozent weniger Stromverbrauch Durch die Coronavirus-Krise ist der Stromverbrauch merklich, um rund zehn Prozent, zurückgegangen. Damit liege Österreich im europäischen Gleichklang. Frankreich habe auch rund ein Zehntel Rückgang eingemeldet, Italien minus 20 Prozent. Die Strompreise seien aufgrund der geringeren Nachfrage rückläufig. In Europa gebe es derzeit das „altbewährte Bild“ mit Frankreich und Deutschland als Stromexporteuren und dem Rest Europas als Importeur, vor allem Italien – nicht nur wegen der Corona-Krise. Frankreich exportiere aktuell sehr viel, über 10.000 Megawatt (MW), Deutschland bis zu 10.000 MW. Der Rest Europas sei Importeur. Auch Österreich finde sich momentan unter den Stromeinfuhrländern.
  • 17.03.20: Die Corona-Krise und die steigende Blackout-Gefahr
  • 09.03.20: ENTSO-E has recently found evidence of a successful cyber intrusion into its office network A risk assessment has been performed and contingency plans are now in place to reduce the risk and impact of any further attacks. It is important to note that the ENTSO-E office network is not connected to any operational TSO system. Our TSO members have been informed and we continue to monitor and assess the situation.
  • 07.03.20: Quartalsbericht zu Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen Zweites und Drittes Quartal 2019 Die absoluten Abregelungsmengen von Strom aus Erneuerbaren Energien und KWK-Anlagen im Rahmen des Einspeisemanagements (EinsMan) lagen bei 875 GWh in Quartal 2 bzw. 864 GWh in Quartal 3 und sind im Vergleich zum zweiten Quartal 2018 gesunken und im Vergleich zum dritten Quartal 2018 gestiegen (Q2 2018: 945 GWh, Q3 2018: 723 GWh).Die geschätzten EinsMan-Entschädigungsansprüche der Anlagenbetreiber beliefen sich im zweiten Quartal 2019 auf rund 90 Mio. Euro (Q2 2018: 102 Mio. Euro) und im dritten Quartal 2019 auf rund 91 Mio. Euro (Q3 2018: 78 Mio. Euro).Der Trend aus dem zweiten Quartal setzte sich im dritten Quartal 2019 fort, auch hier stiegen die Redispatchmaßnahmen auf ein Niveau über dem des Vorjahres, wobei sich das Countertradingvolumen im Vergleich zum Vorjahr vervierfachte. Die Einspeisereduzierungen beliefen sich auf 1.630 GWh und die Einspeiseerhöhungen auf 1.627 GWh (in Summe 3.257 GWh) und waren damit höher als im zweiten Quartal 2019 und als im dritten Quartal 2018 (Q3 2018: 3.068 GWh). Der Anteil der abgeregelten konventionellen Energieträger lag damit in 2019 für das zweite Quartal bei 2 % und für das dritte Quartal bei rund 2,5 % der eingespeisten konventionellen Erzeugung.Die vorläufigen Einsatzkosten für Redispatchmaßnahmen mit Markt- und Reservekraftwerken und Countertradingmaßnahmen lagen im zweiten Quartal 2019 bei rund 48 Mio. Euro und somit auf dem Vorjahresniveau (Q2 2018: 48 Mio. Euro). Im dritten Quartal lagen diese Kosten bei rund 73 Mio. Euro (Q3 2018: 93 Mio. Euro), wobei entsprechend der Mengenzunahme insbesondere der Anteil der Kosten für Countertrading gestiegen sind. Die Vorhaltekosten für die Netzreserve sind der Bundesnetzagentur bisher in Höhe von 178,2 Mio. Euro bekannt.Die vorläufigen Gesamtkosten für Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen (EinsMan, Redispatch inkl. Countertrading und Netzreserve) für die bereits vorliegenden drei Quartale des Jahres 2019 liegen bei rund 952,4 Mio. Euro.
  • 07.03.20: Im Szenario 2 (Kohleausstieg wie geplant) zeigt sich für 2021 eine positive verbleibende Leistung von 2,6 GW und für 2022 ein Importbedarf von ca. 7,2 GW. 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 Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2018-2022 unter Alle wollen importieren, nur niemand sagt, woher der Strom dann wirklich kommen soll …
  • 28.02.20: Die Winterstürme Sabine, Victoria und Yulia brachten neue Rekorde – zuletzt den noch nie dagewesenen Spitzenwert von 46,2 Gigawatt (GW). Der Anteil der Erneuerbaren an der Nettostromerzeugung lag in der dritten Februarwoche bei 69 Prozent, 55 Prozent hiervon steuerte der Wind bei. Nie zuvor wurde so viel Windstrom ins deutsche Stromnetz eingespeist. Quelle: www.next-kraftwerke.de
  • 26.02.20: Nach Recherchen von ZEIT ONLINE regelten die Übertragungsnetzbetreiber allein in den beiden am stärksten betroffenen Gebieten während des Sturms Sabine 210 Gigawattstunden (GWh) Windstrom ab. Im Netz von Tennet im Nordwesten blieb mit 160 GWh die größte Menge Windstrom zwangsweise unproduziert, bei Netzbetreiber 50Hertz im Nordosten waren es 50 GWh. Keine Spitzenwerte, betonen die Netzbetreiber. Aber alles andere als Peanuts: Mit den 210 GWh unproduzierten Windstroms könnten 60.000 Haushalte, eine ganze Stadt, ein Jahr lang ihren kompletten Bedarf decken.
  • 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.
  • 12.02.20: Das Energiewirtschaftliche Institut an der Kölner Universität (EWI) stellt in Frage, ob das gegenwärtige Design des Strommarkts geeignet ist, das derzeit sehr hohe Niveau der Versorgungssicherheit auch künftig zu halten. Denn mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien wächst der Bedarf an regelbarer Leistung. Zugleich gehen jedoch konventionelle Erzeugungskapazitäten vom Netz. In einer Studie für den Verband Zukunft Erdgas haben die EWI-Autoren ermittelt, dass bis 2030 bis zu 45 Gigawatt an zusätzlicher regelbarer Leistung nötig sind, um die gewohnte Systemsicherheit aufrecht zu halten. Geplant sind derzeit aber lediglich sieben Gigawatt. 
  • 11.02.20: Das Sturmtief Sabine verursachte heute Montag mehrere Schäden am Höchstspannungsnetz. In der Innerschweiz führte der Sturm zu einem Stromausfall und einem Brand. Auch in der Ost- und Westschweiz führte Sturm Sabine zu Ausschaltungen von Leitungen. Die Netzsicherheit ist gewährleistet.
  • 08.02.20: Uniper nimmt bis 2025 2.9 GW Kohlestromleistung vom Netz bis Ende 2022 sollen das Kraftwerk Wilhelmshaven sowie drei Steinkohle-Kraftwerksblöcke in Gelsenkirchen-Scholven mit einer Gesamtleistung von rund 1.500 Megawatt vom Netz gehen. In Scholven soll eine Gas-und-Dampfanlage (GuD) die bestehenden Anlagen perspektivisch ersetzen. Bis spätestens Ende 2025 sollen weitere 1.400 Megawatt an den Standorten Staudinger und Heyden abgeschaltet werden. Das 1.1-GW-Kohlekraftwerk Datteln 4 geht aber in Betrieb.
  • 05.02.20: Anzengruber: Im Regierungsabkommen steht im Prinzip, dass das Blackout-Szenario ein Szenario bleiben soll. Das ist ein Wunsch, den die Regierung mit Maßnahmen hinterlegen muss. Ich bin mir allerdings nicht sicher, ob wirklich schon allen Beteiligten bewusst ist, wie groß die Herausforderung der Versorgungssicherheit ist.
  • 05.02.20: Kooperation zwischen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) sorgt für mehr Stabilität im europäischen Stromnetz. Seit Dezember 2019 tauschen die deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW sowie die österreichische APG sogenannte „Minutenreserve“ aus. Damit kooperieren Deutschland und Österreich als erste Staaten in Europa bei allen Regelreservearten. Unter Minutenreserve versteht man die Bereitstellung kurzfristiger Stromreserven zum Ausgleich von Schwankungen von Erzeugung und Verbrauch, die sich auf die Frequenz auswirken. Minutenreserve wird nach den beiden kurzfristig wirkenden Ausgleichsenergien „Primärregelleistung“ und „Sekundärreserve“ eingesetzt. Die Aktivierung von Minutenreserve erfolgt innerhalb von 15 Minuten. Diese Flexibilität leistet einen wesentlichen Beitrag zur sicheren Stromversorgung in Europa.
  • 03.02.20: 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.
  • 25.01.20: Sellrain/Silz vom Stromnetz, Notfallplan für BlackoutKraftwerksgruppe ist wegen Großrevision bis Juli außer Betrieb. Europa-weiter Stromausfall hätte Konsequenzen für die Wiederversorgung Tirols. Siehe auch www.tiwag.at.
  • 25.01.20: Frankreich schließt 14 Atomkraftwerke bis 2035. Bis 2028 sollen 4 bis 6 Kernkraftwerke stillgelegt werden. 
  • 25.01.20: Der Stromhandel im November und Dezember 2019. Deutschland exportierte in den beiden vergangenen Monaten mehr Strom als es importierte. Der Nettoexport fiel aber um 23 Prozent gegenüber dem gleichen Vorjahreszeitraum. Größte Importeure von hier produziertem Strom waren Österreich, Frankreich und die Schweiz. Der durchschnittliche Großhandelsstrompreis lag bei 36,41 Euro/MWh und somit deutlich unter dem Durchschnittspreis des Vorjahreszeitraums (52,33 Euro/MWh).
  • 25.01.20: Deutschlands erste hybride Statcom-Anlage im Umspannwerk Borken in Betrieb. Deutschlands erste hybride Statcom-Anlage sorgt für dynamische Spannungsunterstützung und die Bereitstellung von Blindleistung. TenneT versorgt mit mehr als 23.000 Kilometern Stromleitungen rund 41 Millionen Endverbraucher indirekt mit Strom. Der Großteil des Netzes ist dabei als eng vermaschtes Drehstromnetz aufgebaut. Damit die Stromübertragung im Netz funktioniert, wird Blindleistung für den Spannungsaufbau benötigt. Zur Wirkleistung, die tatsächlich beim Verbraucher ankommt, sollte die Blindleistung stets im richtigen Verhältnis stehen, damit der Stromtransport nicht beeinträchtigt wird. Das heißt, ohne Blindleistung ist kein Stromtransport möglich, jedoch reduziert zu viel Blindleistung im Netz die Wirkleistung und kann sich entsprechend negativ auf die Stromübertragung auswirken. Auf das richtige Maß kommt es an.
  • 18.01.20: Das neue Steinkohlekraftwerk Datteln 4Das Kraftwerk hat einen sehr hohen Wirkungsgrad und erzeugt Bahnstrom und Fernwärme für rund 100.000 Haushalte in der Region. Das 1,1-Gigawatt-Kraftwerk ist derzeit in einer Testphase mit maximal gut 600 Megawatt Stromerzeugung. Die Inbetriebnahme ist für den Sommer geplant.
  • 13.01.20:  TenneT steigert Anschlusskapazität für Offshore-Windenergie in Deutschland auf 7.132 MegawattMit drei weiteren Offshore-Netzanschlüssen in der Umsetzung werden im Jahr 2025 allein von TenneT in Deutschland rund 10.000 Megawatt Übertragungskapazität in der Nordsee bereitgestellt. In den Niederlanden wird bis 2023 die Anschlussleistung auf 3.500 Megawatt ausgebaut. Der bisherige Maximalwert der Einspeisungsleistung der Offshore-Windparks in der Nordsee wurde am 05. Dezember 2019 mit 6.077 Megawatt erreicht. Der Kapazitätsausbau der Offshore-Windparks in der Nordsee lag am Stichtag 31.12.2019 bei 6.436 Megawatt.
  • 08.01.20: Trans European Replacement Reserves Exchange (TERRE) is the European implementation project for exchanging replacement reserves in line with the Electricity Balancing guideline. The aim of TERRE is to build the RR Platform and set up the European RR balancing energy market in order to create a harmonized playing fields for the Market Participants.
  • 06.01.20: Kraftwerksgruppe Sellrain-Silz vor Großrevision: 38 Jahre nach Inbetriebnahme muss sich die Kraftwerksanlage Sellrain-Silz einer Großrevision unterziehen. Derzeit (August 2019) werden die von der Behörde vorgeschriebenen Absenkungen bzw. Entleerungen der beiden Speicher Finstertal und Längental vorbereitet. Diese sollen bis zum Juni 2020 abgeschlossen sein. Sämtliche Maßnahmen sollen bis zum Frühsommer 2020 abgeschlossen sein. Anmerkung: Damit gibt es wohl auch größere Einschränkungen bei der aktuellen Schwarzstartfähigkeit von Tirol. Siehe Situation in Tirol ganz unten.
  • 02.01.20: Ak­tu­el­le Strom­markt­da­ten BNetzADer 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. Siehe auch Importentwicklung seit 2015 (auf das Bild klicken, um dieses zu vergrößern):
  • 23.12.19: Im Dezember gehen im voralpinen Raum des europäischen ENTSO-E Verbundnetzes 5% des schweizerischen Stroms (KKM, 0,4 GW) und fast 20% des badenwürttembergischen Stroms (KKW Philippsburg, 1,45 GW) vo Netz.
  • 20.12.19: Mindestproduktion mit Speicherkraftwerken in der Westschweiz vereinbartZur Sicherung der Netzstabilität in der Region zwischen Bassecourt, Mühleberg und Chamoson hat Swissgrid mit ausgewählten Kraftwerken in der Westschweiz eine Mindestproduktion für die Zeit der Schwachlasttage zwischen Weihnachten und Neujahr vereinbart. Der Grund für die Massnahme liegt in der beschränkten Verfügbarkeit des Transformators Bassecourt und des noch nicht installierten neuen Transformators Mühleberg. Beide Projekte werden im Frühjahr 2020 umgesetzt. Die präventive Massnahme dient der Vermeidung der Überlastung von Netzelementen in der Westschweiz.
  • 19.12.19: Mühleberg geht vom Netz: Die Abschaltung des Kernkraftwerks hat Auswirkungen auf das ÜbertragungsnetzMit dem Wegfall von Mühleberg erhöht sich die Importabhängigkeit der Schweiz. Gerade im Winter sind wir auf Strom aus dem Ausland angewiesen, da die Produktion in der Schweiz den Verbrauch nicht decken kann. Um die Versorgungssicherheit mittelfristig zu gewährleisten, muss Swissgrid die Importkapazitäten erhöhen.
  • 14.12.19: Frankreich baut in den ersten neun Monaten 707 Megawatt Photovoltaik zuDie Solarstromerzeugung stieg im Zeitraum von Januar bis September um knapp 9,2 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Die kumuliert installierte Photovoltaik-Leistung beläuft sich damit auf 9,6 Gigawatt. In den ersten drei Quartalen 2018 lagen die Neuinstallationen mit 711 Megawatt nur leicht höher. Mehr als die Hälfte der zugebauten Kapazität entfiel in diesem Jahr auf Projekte mit einer Größe von über 250 Kilowatt Leistung, obwohl diese Anlagen in der Anzahl weniger als 1 Prozent aller neu angeschlossenen Projekte ausmachten. Die Solarproduktion deckt derzeit rund 2,8 Prozent des gesamten Stromverbrauchs in Frankreich.
  • 11.12.19: Market Watch – KW 49 next-kraftwerke.de: Mit einer Wochenhöchstleistung von 44 GW am Sonntagnachmittag lag die Windstromproduktion so hoch wie zuletzt am 15. März 2019. Begonnen hatte die Woche mit Einspeisungen zwischen 5 GW – 20 GW. Da die PV-Leistung den Trend der letzten Wochen fortsetzte und Peak-Werte zwischen 4 GW – 12 GW lieferte, erreichte die Residuallast (N (Nachfrage) – FEE (fluktuierende Erneuerbare Energien) = (Residuallast)) am Dienstag und Mittwoch noch Werte nördlich der 60 GW. Die Leistung aus Windkraft lag bis zum Ende der Woche durchgängig oberhalb der 30 GW. Gepaart mit milderen Temperaturen und der gewohnt niedrigeren Stromnachfrage am Wochenende fiel die Residuallast an den letzten Tagen der Woche mehrfach unter die 10 GW Linie. Siehe auch bei den Negativstrompreisen weiter unten.
  • 05.12.19: Schweiz: Das Kernkraftwerk Mühleberg (KKM) mit einer Leistung von 373 MW wurde 1972 in Betrieb genommen und wird am 20.12.19 stillgelegt. Die jährliche Produktion entsprach rund 5 % des gesamten Schweizer Strombedarfs.
  • 01.12.19: Netzbetrieblicher Quartalskurzbericht Quartal 1-3/2019: Die Engpassmanagement-Kosten für APG betrugen bis zum Ende von Q3/2019 ca. 132,9 Mio. €. Alle EPM-Abrufe von APG (inklusive EPV) in der Regelzone APG bis zum Ende von Q3/2019 verursachten Kosten in der Höhe von ca. 202,9 Mio. €. Diese Kosten wurden zum Teil weiterverrechnet, da sie durch externe TSOs aufgrund von externen Engpässen angefordert wurden.
  • 28.11.19: Spätestens in der Silvesternacht 2019 geht das Atomkraftwerk Philippsburg endgültig vom Netz. Somit fehlen auf einen Schlag rund 17% der gesicherten Stromerzeugung in Baden-Württemberg (1.468 MW). Die Brennstäbe müssen drei bis vier Jahre ins Abklingbecken gehen, bevor sie in Castoren gepackt und ins Zwischenlager am Standort gehen. Siehe auch Süddeutschland braucht künftig zunehmend Stromimporte – nur woher?
  • 28.11.19: Winter Outlook 2019/2020 – Summer Review 2019Under normal conditions, the pan-European adequacy analysis indicates no risk for supply shortage during system-wide peak moments. Nevertheless, extreme cold spells, combined with low renewable generation and unplanned outages of generation and transmission, indicate a risk of supply shortages in Belgium and France in January 2020. Adequacy risk is observed when the daily average temperature in that region drops to -5°C, which is nearly 10°C lower than the normal January temperature and rather unlikely in the region. Under these circumstances, both countries would heavily rely on imports. Renewable generation capacity in 2019 increased at the same pace as in 2018 in Europe. As a result, higher renewable curtailment should be expected in periods with low demand and high renewable generation compared to winter 2018/2019. In addition, conventional generation continued to be decommissioned since 2018 but at a slower rate. No significant events were recorded in summer 2019. Some heatwaves were recorded, but with no impact on electricity supply. Hydro reservoir levels remained stable over 2019 and were near average by the end of the summer season in most regions, except Italy, where reservoir levels settled slightly above historical minimum levels. Weitere Details sihe unter dem Beitrag Winter Outlook 2019/2020.
  • 28.11.19: Monitoringbericht 2019 der Bundesnetzagentur: Der Redispatchbedarf (Redispatchmaßnahmen dienen dem Erhalt der Netz- und Systemsicherheit) war im Jahr 2018 weiterhin hoch, das Volumen ist aber im Vergleich zum Jahr 2017 gesunken. An 354 Tagen des Jahres wurden entsprechende Redispatching-Eingriffe angewiesen. Die Kosten für Redispatchmaßnahmen mit Markt- und Netzreservekraftwerken lagen im Jahr 2018 bei rund 803 Mio. Euro. Das Einspeisemanagementvolumen Vorjahres. Die durch die Netzbetreiber an die Bundesnetzagentur gemeldeten geschätzten Entschädigungsansprüche der Anlagenbetreiber belaufen sich für das Gesamtjahr 2018 auf rund 635,4 Mio. Euro und liegen somit etwas über dem Niveau des Vorjahres (Gesamtjahr 2017: 609,9 Mio. Euro). In Bezug auf Netzreservekraftwerke wurden im Gesamtjahr 2018 an 166 Tagen Abrufe mit einer Gesamtarbeit von rund 904 GWh getätigt. Die Vorhaltekosten zzgl. weiterer abrufunabhängiger Kosten lagen bei rund 330,3 Mio. Euro. Die Ausfallarbeit durch Einspeisemanagementmaßnahmen (EinsMan-Maßnahmen), also die Abregelung von EEG- oder KWKG-vergüteten Anlagen, lag im Jahr 2018 mit insgesamt 5.403 GWh auf einem weiterhin hohen Niveau. Im Vergleich zum Vorjahr sank die Menge leicht um zwei Prozent (2017: 5.518 GWh). Die Summe der ausgezahlten Entschädigungen hat sich im Jahr 2018 mit rund 719 Mio. Euro gegenüber 2017 um rund 145 Mio. Euro erhöht (2017: 574 Mio. Euro) [siehe auch Meldung vom 2.11. weiter unten]. In Summe beliefen sich die Kosten für Netz- und Systemsicherheit im Jahr 2018 auf rund 1.438,4 Mio. Euro. Dies ist eine Minderung von rund 72,3 Mio. Euro (-4,8 Prozent) im Vergleich zum Vorjahr (2017: 1.510,7 Mio. Euro).
  • 23.11.19: Energiewende-Index: Der Energiewende-Index betrachtet seit 2012 alle sechs Monate den Status der Energiewende in Deutschland entlang der drei Dimensionen des energiewirtschaftlichen Dreiecks: Klima- und Umweltschutz, Versorgungssicherheit und Wirtschaftlichkeit. Das Fazit: Deutschland verfehlt den Großteil seiner selbstgesteckten Ziele für die Energiewende bis 2020. Gleichzeitig ist mittelfristig nach dem beschlossenen Atom- und Kohleausstieg die Versorgungssicherheit gefährdet, wenn die abgeschalteten Kapazitäten nicht rechtzeitig flexibel ersetzt werden und der Ausbau der Transportnetze schneller vorankommt.
  • 10.11.19: Amprion nimmt rotierenden Phasenschieber in illingen in Betrieb: Der deutsche Übertragungsnetzbetreiber Amprion hat in der Umspannanlage Illingen-Uchtelfangen einen rotierenden Phasenschieber in Betrieb genommen. Dieser gleicht der rotierende Phasenschieber Spannungsspitzen und -täler im Stromnetz in kürzester Zeit aus und stabilisiert so das Netz. Er dient nicht nur für den Blindleistungshaushalt und damit zur Spannungshaltung, sondern ist „automatisch“ auch Teil der Momentanreserve im Gesamtsystem. Die Anlage ist die zweite im gesamten Netzgebiet des Übertragungsnetzbetreibers, das von Niedersachsen bis an die Alpen reicht. 
  • 03.11.19: Münchens Kohleausstieg bis 2022 geplatztLaut Bürgerentscheid muss München bis Ende 2022 den Steinkohle-Block im Kraftwerk Nord stilllegen – das hat nun die Bundesnetzagentur verboten. Die Anlage sei „systemrelevant“ und für die Versorgungssicherheit nötig, beschloss die Behörde. Das Kraftwerk soll bis Ende 2027 gedrosselt weiterlaufen: In den drei Sommermonaten gar nicht, mit 60 Prozent Leistung in den Wintermonaten, um die Anlage dann bei Bedarf rasch hochfahren zu können, und dazwischen mit etwa einem Viertel der Leistung. Den Betrieb noch stärker zu drosseln oder die Anlage gar nur als Reserve für echte Strom-Notfälle bereitzuhalten, sei unmöglich, ohne sie zu beschädigen – schließlich sei sie technisch auf einen Dauerbetrieb ausgelegt. Während man bei einer Abschaltung Strom auch zukaufen könnte, ist das bei der Fernwärme nicht möglich. Dann blieben bei einem sehr strengen Winter womöglich Wohnungen unbeheizt. 
  • 02.11.19: Geisterstrom aus Windparks: 364 Millionen Euro fürs Nichtstun: Schleppender Ausbau, überlastete Netze: Im ersten Quartal 2019 zahlte die Bundesnetzagentur rund 364 Millionen Euro an Betreiber von Windkraftanlagen – für Strom, der nie produziert wurde. Das Phänomen „Geisterstrom“ belegt die Probleme der deutschen Energiewende. 3,23 TWh traten im Zeitraum von Januar bis März ihren Weg ins Stromnetz überhaupt nicht an. Wegen überlasteter Netze mussten die Windräder zwangsweise abgeregelt werden, um einen Blackout zu vermeiden. 
  • 23.10.19: Nach Beinahe-Blackout: Aufsichtsverfahren gegen Strombranche Die Bundesnetzagentur hat ein Aufsichtsverfahren gegen sechs Stromversorger eingeleitet. Hintergrund ist ein Vorfall vom Juni, als es fast zu einem Blackout kam. Nur das Eingreifen der Netzbetreiber konnte einen größeren Stromausfall verhindern. Siehe auch Die Lage war besorgniserregend
  • 23.10.19: Gaskraftwerke sind zwar Systemrelevant, aber derzeit wird nichts investiert, weil es sich nicht rechnet. ORF Konkret
  • 14.10.19: Die Spannungserhöhung der Höchstspannungsleitung Bassecourt – Mühleberg wird wegen Beschwerden an das Bundesverwaltungsgericht verzögert. 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.
  • 12.10.19: Stromnetz ohne doppelten Boden – Die Verzögerungen im Netzausbau zwingen den Übertragungsnetzbetreiber Tennet zu einem Paradigmenwechsel: Das Unternehmen hebt die n-1-Sicherheit streckenweise auf, um mehr Offshore-Windstrom ins Netz zu pressen. Das deutsche Stromnetz gilt als eines der sichersten der Welt. Es ist so großzügig ausgelegt, dass beim Ausfall einer großen Leitung der Strom einfach über eine andere fließen kann. Diese n-1-Sicherheit wird dadurch erreicht, dass die Kabel nie voll ausgelastet sind. Im Stromnetz verbleibt also ständig eine Sicherheitsreserve, die nur im Notfall zum Einsatz kommen darf. Der Übertragungsnetzbetreiber Tennet muss ständig rund ein Drittel seiner Transportkapazitäten für solche Ernstfälle vorhalten. Betroffen ist die 220-kV-Doppelleitung zwischen Emden an der Nordseeküste und dem rund 70 Kilometer entfernten Conneforde in Niedersachsen. Beide Kabel auf dieser Trasse liefen bei hoher Windstrom-Einspeisung annähernd auf Volllast. Einen Sicherheitspuffer gibt es folglich nicht mehr. Das Blackout-Risiko steige dadurch nicht, beteuert Tennet. Vorausgesetzt  heißt es in Branchenkreisen  es werde richtig gemacht. Das große Problem ist, dass das Onshore-Netz viel zu schwach ist, um so viel Offshore-Strom aufnehmen zu können. Zwischen Emden und dem Übertragungsnetz in Conneforde soll eine 380-kV-Leitung gebaut werden. Allerdings ist die im August erst genehmigt worden. Fertig ist sie frühestens 2021, vielleicht auch erst 2023, sollte der Planfeststellungsbeschluss beklagt werden.
  • 24.09.19: Netzsicherheit – Insgesamt wurden schon im ersten Quartal 2019 fast 500 Millionen Euro fällig, um die Sicherheit der Stromnetze (DEU) zu gewährleisten, ein neuer Rekord für drei Monate.
  • 22.09.19: Es ist Feuer auf dem Dach der Stromversorgung – So wie heute bereits sehr häufig wird das Netz zukünftig zunehmend an seiner technischen Belastungsgrenze ((n-1)-Grenze) betrieben werden.
  • 21.08.19: Besonderen netztechnischen Betriebsmittel: Der Übertragungsnetzbetreiber TransnetBW hat den Zuschlag für die Vorhaltung eines „besonderen netztechnischen Betriebsmittels“ (bnBm) nach §11 Abs. 3 EnWG mit einer Leistung von 300 Megawatt an die Energie Baden-Württemberg AG (EnBW) erteilt. Die EnBW wird dazu am Standort Marbach ein Gasturbinenkraftwerk mit einer Kapazität von 300 Megawatt errichten und betreiben. Das besondere netztechnische Betriebsmittel wird nicht dem Markt zur Verfügung stehen, sondern wird ab dem 1. Oktober 2022 ausschließlich auf Anforderung der TransnetBW zur Wiederherstellung der Sicherheit und Zuverlässigkeit im Übertragungsnetz eingesetzt. TransnetBW hat gemeinsam mit den Übertragungsnetzbetreibern Amprion und TenneT ab Ende Juni 2018 die besonderen netztechnischen Betriebsmittel im Umfang von insgesamt 1.200 Megawatt technologieoffen und europaweit ausgeschrieben. Die Ausschreibung erstreckt sich über vier Regionen im Süden Deutschlands, in den jeweils 300 Megawatt Kapazität vergeben werden.
  • 14.08.19: 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. Over the next 10 years, coal-fired and nuclear power plants with a total capacity of around 100 GW will be shut down in Europe, equivalent to Germany’s thermal power capacity alone, according to grid operator data. www.reuters.com
  • 14.08.19: Die Sicherheit der Stromversorgung kostet so viel wie nieFast eine halbe Milliarde Euro nur von Januar bis März – Verbraucher müssen dafür aufkommen. Mit jedem Zubau von EE werden die Kosten weiter steigen und gleichzeitig keine Probleme gelöst werden, weil es bei der Energiewende an einem ganzheitlichen, systemischen Zugang fehlt.
  • 12.08.19: Joachim Vanzetta, Leiter Systemführung bei Amprion, über drei Tage im Juni 2019, an denen das deutsche Stromnetz die Balance zu verlieren drohte.
  • 10.08.19: Negativstrompreistage – neuer Rekord am 11. August 2019! Damit wurde bereits der bisherige Jahreshöchstwert von 2017 übertroffen.
  • 09.08.19: Großstörung im UK-Netz am 9. August 2019: Am Freitag, 9. August 2019, verursachte der Ausfall eines Gaskraftwerks (664 MW) und kurz darauf der zusätzliche Ausfall eines Windparks (406 MW) ab 16:54 Uhr (15:54 UTC) eine Großstörung im britischen Übertragungsnetz.
  • 01.08.19: Kohlekraftwerk Dürnrohr abgeschaltet: Der niederösterreichische Energieversorger EVN hat am Freitag im Kraftwerk Dürnrohr in der Gemeinde Zwentendorf (Bezirk Tulln) nach knapp 33 Jahren die Stromerzeugung mit Kohle beendet. Der Schritt war Ende Mai angekündigt.
  • 07.07.19: Niedrige Flusspegel durch TrockenheitDie Pegel so mancher Flüsse im Land präsentieren sich derzeit ungewöhnlich niedrig. Am stärksten betroffen ist wie schon im Vorjahr die Elbe, Einschränkungen des Schiffsverkehr sind die Folge. An der Donau und am Rhein ist momentan kein Niedrigwasser zu erwarten, hier liegen die Pegel im oder teilweise sogar über dem langjährigen Mittel.  Ein ganz anderes Bild an der Elbe, Beispiel Magdeburg. Durch den heißen und abgesehen von Gewittern oft trockenen Juni sinkt hier der Wasserstand seit Anfang Juni. In nur vier Wochen ist der Wasserstand von 120 cm auf 50 cm zurückgegangen. Aktuell liegen die Durchflüsse an über der Hälfte der sächsischen Flusspegel im Niedrigwasserbereich, weitere 30 Prozent nahe daran. 
  • 03.07.19: Ramschware Regelenergie?: Wie das Mischpreisverfahren aus der Versorgungssicherheit des Stromnetzes eine Spekulationsmasse macht: Am 6., 12. und 25. Juni 2019 ist es in Deutschland zu Marktverwerfungen mit teils heftigen Auswirkungen auf das Stromnetz gekommen. Auch die Versorgungssicherheit gerät durch die Zusammenwirkung von hohen Leistungs- und niedrigen Arbeitspreisen unter Druck. Durch die mit dem Mischpreisverfahren günstiger gewordene Regelenergie ist ein Ausgleich aus der Reserve mitunter billiger als am Intradaymarkt oder durch eigene Prognoseverbesserungen. Mit anderen Worten: Es gibt für Bilanzkreisverantwortliche weniger Anreize, weiter in Prognoseverbesserungen zu investieren, um den eigenen Bilanzkreis ausgeglichen zu halten. Die Entwicklungen auf dem nach dem Mischpreisverfahren arbeitenden Regelenergiemarkt kamen weder für uns noch für andere Marktbeteiligte überraschend. Anstatt ein ausgeglichenes, faires System für alle Marktbeteiligten zu fördern, wurde ein funktionierendes System mit der Einführung des Mischpreisverfahrens durch die Bundesnetzagentur strukturell beschädigt – mit allen volkswirtschaftlichen Konsequenzen.Denn während im zweiten Quartal 2018, vor der Einführung des Mischpreisverfahrens, die Vorhaltungskosten für die Stromkunden noch lediglich 7,5 Millionen Euro betrugen, haben sich diese im zweiten Quartal 2019 fast verzehnfacht. Diese Mehrausgaben werden auf die Netznutzungsentgelte aufgeschlagen, was wiederum die Strompreise verteuern wird. Wer muss dann öffentlich für diese Preiserhöhungen einstehen? Es ist absehbar, dass der grüne Sündenbock schon bald wieder meckern wird…
  • 02.07.19: EPEX: Datenpanne, Decoupling, Desaster?: Durch ein fehlerhaftes Datenpaket kam es an der europäische Strombörse EPEX in Paris am 7. Juni 2019 zu einer Entkopplung des europäischen Strommarktes und großer Aufregung an den Märkten.  Wie die EPEX jetzt mitteilte, hat ein unbekannter Marktteilnehmer offenbar ein „korruptes“ Datenpaket an die EPEX übermittelt. Einen Hackerangriff oder Schadsoftware hat die EPEX nicht erwähnt – es hat aber den Handelsserver bei der EPEX in die Knie gezwungen und führte zu einem Serverneustart. Die EPEX hat mit dem Neustart das korrupte Gebot entfernt. Allerdings wurde das Gebot erneut übermittelt – trotz Rücksprache. Dies setzte wohl nicht nur den Hauptrechner, sondern auch die Backup-Server des Redundanzsystems vollständig außer Gefecht.
    Hat dies zu den großen Preisschwankungen in Belgien geführt? Dort sind am betroffenen Tag hohe negative Preise von rund minus 134 Euro pro Megawattstunde aufgetreten. Belgien hatte in der ersten, fehlerhaften Runde plötzlich einen Strompreis von plus 2233,39 € Euro pro MWh – an einem sonnigen und sehr windigen Tag. Da konnte etwas nicht stimmen. Nach der Annullierung und Wiedereröffnung der Gebotsphase bis 14:35 Uhr lag der Preis dann bei den bereits genannten rund minus 134 Euro pro Megawattstunde.Die Veröffentlichung der ersten, massiv zu hohen Preise hat definitiv zu einer Marktbeeinflussung in Belgien und anderswo geführt. In der ersten Auktion lagen die Preise für Belgien bei plus 2.000 Euro – die Betreiber dachten „Wow, wir verdienen unendlich viel Geld“. Eine nachvollziehbare Reaktion bei solchen Preisen ist es natürlich, bildlich gesprochen das Gaspedal durchzutreten: „Kriegen wir nicht irgendwo doch noch eine Megawattstunde in den Markt?“ Dann die Annullierung und alles dreht sich um – die Betreiber mussten extrem draufzahlen, es war viel zu viel Strom im Markt. Wir haben solche Probleme bei der EPEX noch nicht erlebt. Die Frage, warum alle Sicherheitsmechanismen und Redundanzen versagt haben, steht im Raum und muss beantwortet werden. [Offizielle Meldeung EPEX]
  • 02.07.19: Chaotische Zustände im deutschen Stromnetz: 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 wäreDie 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.
  • 29.06.19: 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.
  • 27.06.19: Die Hitze macht Kraftwerken in Deutschland zu schaffen: Hohe Wassertemperaturen und niedrige Flusspegelstände beeinträchtigen den Betrieb von Kohle- und Kernkraftwerken immer wieder. Im Süden reduzieren Kraftwerksbetreiber daher auf Basis von Prognosen deren Leistung, um Gewässer zu schonen. UBIMET
  • 26.06.19: Atomkraftwerke werden gedrosselt: Dominik Jung vom Portal wetter.net: „In Frankreich kommen die Atomkraftwerke teilweise aus der Puste. Die Anlagen müssen in den kommenden Tagen ihre Leistung drosseln oder ganz heruntergefahren werden, denn sie werden unter anderem mit Flusswasser gekühlt und die Temperaturen der Flüsse steigen in Frankreich aufgrund der Hitzewelle derzeit stark an.“ Dort werden in den nächsten Tagen Spitzenwerte bis zu 43 oder 44 Grad im Schatten gemessen. „Das bringt dann schnell mal die gesamte Stromproduktion des Landes in Straucheln.“
  • 16.06.19: Auch in Deutschland [Europa] wird der Mega-Blackout wahrscheinlicher: 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.
  • 16.06.19: EinsMan All-Time-High Germany – 23 April 2019 – Have you heard about the all-time-high of EinsMan (curtailment of renewables) in Germany? A very high solar and wind power production at the same time with less demand during holiday time lead to significant grid congestions. We recorded more than 8.5 GW of EinsMan during noon time. Quelle: LinkedIn Anmerkung: In Österreich bestand in diesem Zeitraum ein Verbrauch von rund 7,8 GW! In Deutschland mussten 8,5 GW abgeriegelt werden.
  • 31.05.19: Stromnetzausbau geht zu langsam voranDer 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.
  • 31.05.19: 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.
  • 31.05.19: Der 49,84 Hz Vorfall am 03.04.2019 um 21 Uhr im europäischen Stromnetz Am Abend des 03.04.2019 kam es wieder zu einem Unterfrequenzereignis, ähnlich dem Ereignis am 10. Januar 2019. Im Moment lässt sich die Ursache noch nicht genau ermitteln, aber die Netzfrequenz sank um 21:02:30 Uhr CEST auf 49,84 Hz ab, lag also außerhalb des Normbereichs. Im europäischen Netz beträgt die Nennfrequenz 50 Hz, mit einem Reglertotband von +/- 10 mHz. Somit erfolgt innerhalb dieses Unempfindlichkeitsbereichs von 49,99 Hz bis 50,01 Hz keine Frequenzregelung.
  • 31.05.19: Langzeitanalyse der Frequenzdaten bestätigt Erkenntnisse einer Kurzzeitanalyse von Gridradar: Der Untersuchung liegen 509 Ereignisse zugrunde, bei der die Frequenz im Mittel mehr als 100 mHz abgewichen ist (zwischen Oktober 2017 und April 2019). Diese Verteilung deutet darauf hin, dass der Stundenwechsel der Treiber für systematische größere Abweichungen in der Frequenz darstellt.  Der Hintergrund für diese Beobachtung ist wahrscheinlich, dass zum Stundenwechsel die Lieferfristen von Anbietern auslaufen bzw. die von anderen Anbietern anlaufen, die „Übergabe“ zwischen vorherigen und nachfolgenden Anbietern erfolgt allerdings nicht koordiniert. Daher verändern frühere Anbieter ihre Einspeisung bereits vor dem Stundenwechsel, während spätere Anbieter noch nicht die volle Leistung zum Stundenwechsel erbringen. Besonders stark ausgeprägt sind Schwankungen um den Stundenbruch mit tendenziell positiver Richtung in den Morgen- und tendenzieller negativer Richtung in den Abendstunden, was wahrscheinlich durch Anforderungen von Börsenprodukten getrieben ist.
  • 28.05.19: ENTSO-E technical report on the January 2019 significant frequency deviations in Continental Europe: The largest absolute frequency deviation since 2006It appears the drop was caused by the superposition of two elements. On one hand, a large deterministic frequency. ENTSO-E technical report points out however the need to find solutions to deterministic deviations in Continental Europe. Even if they have been observed for years, they tend to occur more and more often and are of greater amplitude. This phenomenon is due to the fact that the behaviour of generation units (or large consumption units) follows market rules and not the real time physical conditions of the system. The generation changes stepwise. While the evolution of the demand curve is more linear. This creates imbalance between generation and demand during short period of times around the change of hour.
  • 28.05.19: Netzsicherheitsverletzung vom 20. Mai 2019 – Am Montag, 20. Mai 2019 ergab sich im Schweizer Übertragungsnetz eine kritische Situation. Einzelne Netzelemente wurden erheblich überlastet oder drohten überlastet zu werden (n- und n-1-Verletzungen).
  • 28.05,18: EVN lässt noch heuer Kohle Kohle sein Statt erst 2025 sperrt der niederösterreichische Energieversorger sein Kohlekraftwerk Dürnrohr noch diesen Herbst zu. Dürnrohr war laut EVN „seit 1986 ein Eckpfeiler der Versorgungssicherheit Ostösterreichs. Jetzt werde die vorhandene Restkohle verstromt. Sie reiche insgesamt noch für etwa 30 Betriebstage. „Aus ökologischer Sicht ist die vorzeitige Schließung verständlich, nichtsdestotrotz war Dürnrohr ein Kraftwerk, das bei Bedarf kurzfristig ans Netz gehen konnte„, heißt es bei der Austrian Power Grid (APG), die für das Hochspannungsnetz in Österreich zuständig ist. „Wir müssen die Situation nun neu bewerten.“ 
  • 25.05.19: In der Nacht vom 29. auf den 30. Oktober 2018 wurden im Gebiet der Albulapasshöhe vier Masten durch aussergewöhnlich starke Winde während dem Sturmtief Vaia geknickt. Die beiden betroffenen 380-kV-Leitungen Filisur – Robbia sowie Pradella – Robbia – Sils sind seither ausser Betrieb. Der Ersatz der geknickten Masten auf der wichtigen Nord-Süd-Verbindung ist dringend. Zurzeit laufen die Arbeiten an den Fundamenten der vier umgestürzten Masten. Anschliessend werden neue Masten installiert und die Leiterseile eingezogen. Die Instandsetzungsarbeiten werden bis Ende Juli abgeschlossen und die Leitungen wieder in Betrieb genommen. Es waren aufgrund der Schäden keine Versorgungsunterbrüche im Übertragungsnetz zu verzeichnen. Die (n-1)-Netzsicherheit ist gewährleistet, aber die Transitkapazität Richtung Italien ist bis zur Wiederinbetriebnahme der Leitung reduziert. Quelle: swissgrid
  • 08.05.19: Deutschland könnte bereits im Winter 2019/20 einen Importbedarf von 0,5 GW haben, sollte es durch eine Dunkelflaute eng werden. Siehe auch Alle wollen importieren, nur niemand sagt, woher der Strom dann wirklich kommen soll …
  • 11.04.19: Die Kosten zur Stabilisierung des Stromnetzes (Redispatch) beziffert die APG für 2018 mit 117 Millionen Euro, nach 92 Millionen Euro. Nur an 88 Tagen habe man nicht eingreifen müssen, so Christiner. Heuer seien es weniger Abrufe gewesen, weil es bisher eine gute Wasserkrafterzeugung gegeben habe. Auch sei 2019 bisher ein sehr gutes Windjahr gewesen. Allerdings muss das Vorhalten von Kraftwerkskapazitäten nun von der APG bezahlt werden, im ersten Quartal des Vorjahres hatten diese deutsche Unternehmen übernommen, die nun nur die tatsächlichen Abrufe zahlen. Quelle: tt.com
  • 05.04.19: Ein weiterer Punkt ist die Versorgungssicherheit. Denn die Schweiz ist punkto Strom abhängig vom Ausland und damit vor der EU – gerade im Winter, wenn zu wenig einheimischer Strom zur Verfügung steht. Quelle: www.srf.ch
  • 19.03.19: Der Energiedienstleister Wien Energie warnt bei seiner Jahrespressekonferenz, dass der Ausbau erneuerbarer Energien das österreichische Stromnetz auf eine harte Probe stelle. Im Vorjahr bat der Übertragungsnetzbetreiber Austrian Power Grid die Wien Energie „fast jeden zweiten Tag um Hilfe, um die Versorgung aufrecht zu erhalten“, so Wien-Energie-Geschäftsführer Michael Strebl. Allein bis Oktober wurde man im Rahmen des Engpassmanagements „145 Mal punktuell um Hilfe gebeten“, seit Herbst sei man nahezu dauerhaft zur Netzstabilisierung im Einsatz.
  • 15.03.19: 2018 musste die APG an 277 Tagen stabilisierend eingreifen, nach 301 Tage 2017. Die Redispatch-Mengen seien dabei mit 3,5 (4,6) GWh erheblich gewesen, so Anzengruber. Auch habe für 3.890 (5.678) Stunden der Börse-Intraday-Handel wegen drohender Engpässe gestoppt werden müssen. Quelle: www.trend.at
  • 08.03.19: Kohleausstieg Deutschland: Der Plan sieht vor, dass bis 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. Die Braun- und Steinkohlekraftwerke tragen derzeit rund 40 Prozent zum Strommix bei, etwa so viel wie die Erneuerbare-Energien-Anlagen. Deren Anteil muss also enorm wachsen, um den Wegfall der Kohlemeiler – und auch der letzten Atomkraftwerke, die bis Ende 2022 vom Netz gehen – zu kompensieren. Um bis 2030 65 Prozent der gegenwärtigen Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien bereitzustellen, müssen ab 2020 jedes Jahr acht Gigawatt Windenergie und neun Gigawatt Fotovoltaik zugebaut werden. Davon sind die jüngsten Zubauzahlen weit entfernt: Bei der Onshore-Windenergie wurden 2018 gerade einmal 2,4 Gigawatt und bei der Fotovoltaik knapp drei Gigawatt installiert. Etwa 100 Gigawatt Leistung von Gaskraftwerken sind laut Fraunhofer IEE nötig, um die Versorgungssicherheit zu jedem Zeitpunkt und unter allen Bedingungen zu garantieren. Derzeit sind hier zu Lande Gaskraftwerke mit zusammen rund 30 Gigawatt Leistung am Netz. Neben der Stromerzeugung und der Bereitstellung von Systemdienstleistungen haben Kohlekraftwerke eine weitere Funktion im Energiesystem: Sie versorgen Gebäude und Industrieanlagen mit Wärme. Rund 28 Prozent der Fern- und Nahwärme stammen dem Bundesverband der deutschen Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) zufolge aus Kohlekraftwerken. Ob auch das übergeordnete Klimaziel der Bundesrepublik – insgesamt minus 55 Prozent bis 2030 – erreicht wird, hängt damit vor allem vom Verkehrs- und Wärmesektor ab. Gerade beim Verkehr hinkt Deutschland seinen Zielen allerdings so weit hinterher, dass hier wohl Maßnahmen nötig sind, gegen die der Kohleausstieg ein Kinderspiel ist. Quelle: www.spektrum.de
  • 20.02.19: Im Jahr 2018 lagen die Kosten für Redispatch und Einspeisemanagement bei 1,5 Mrd. Euro, die auf die Netzentgelte umgelegt werden. Quelle: www.energate-messenger.ch
  • 19.02.19: Im Januar war eine ungewöhnliche Konstellation am europäischen Strommarkt zu beobachten: Deutschland exportierte in der Monatsbilanz fast 1,5 Milliarden Kilowattstunden nach Frankreich – per Saldo gerechnet, also kurzzeitige Importe bereits abgezogen. Ein solcher Exportüberschuss nach Frankreich ist einmalig. In Frankreich steigt bei Kälte der Strombedarf enorm. Gleichzeitig waren im Mittel 8 der 58 Atomkraftwerke im Land nicht verfügbar. Und schließlich war auch die französische Wasserkraft im Januar sehr schwach. Die Bundesrepublik exportierte im Januar nicht nur nach Frankreich, sondern auch nach Österreich und in die Niederlande in großem Stil. Deshalb erzielte Deutschland laut vorläufigen Zahlen der Übertragungsnetzbetreiber mit rund 7 Milliarden Kilowattstunden den höchsten Stromexportüberschuss eines Monats überhaupt. Quelle: www.taz.de
  • 19.02.19: Errors in solar power forecasts: German solar power output can be up to 8000 MW lower than expected on days with low stratus (German: Hochnebel). This seems not to be generally known. On the predictability of solar power, Fraunhofer concludes in a recent report. “Because PV power generation is decentralized, regional changes in cloud cover do not lead to serious fluctuations in PV power production throughout Germany as a whole.” Tennet DE (one of four German system operators) has published expected and measured data. Additional dispatchable reserves could have been ordered the previous day, but idle reserve capacity is more expensive than curtailing industrial load. Industry representatives do not agree. The increasing number of curtailments has turned into a roblem.
    Missing nuclear production: In the autumn of 2018, six of seven nuclear reactors in Belgium were shut down for repair. The nuclear production was 40 TWh in 2017 and 27 TWh in 2018, and the load factor went down from 78% to 62%. Electricity supply depended heavily on import from France and Netherlands, and there was concern about electricity shortage. In 2018, Belgium had to import 19 TWh or about 23% of the consumption. In the autumn of 2017, France had some reactors shut down. The difference between 2017 and 2018 was 14 TWh or the same magnitude as in Belgium. Due to the much larger French nuclear fleet, the load factor was practically the same (76% in 2017 and 77% in 2018). Is the worry justified? There is no doubt that the reserve capacity in Europe will have a slightly decreasing trend from 2020 to 2025, but the risk level will still be satisfactory in 2025 according to ENTSO-E. The condition is a perfectly balanced development of trading systems, transmission systems, power system control and backup power. Most European countries will be increasingly dependent on foreign support. A trustful international cooperation will be decisive. In some cases, system operators have limited exchange of power in order to protect national interests. If such measures prevail, the risk of power shortage in some countries can be much higher than estimated by ENTSO-E. Quelle: pfbach.dk
  • 15.02.19: Süddeutschland braucht künftig zunehmend Stromimporte – nur woher? Diese „Studie“ lässt einen wirklich sprachlos zurück. Der politische Missbrauch «Bis 2025 ist die Stromversorgung gewährleistet» ist dann nur mehr der Gipfel.
  • 03.02.19: Tennet stabilisiert Stromnetz mit Milliardenaufwand: Tennet stabilisiert Stromnetz mit Milliardenaufwand – „Wir haben auch 2018 erheblichen Aufwand betreiben müssen, um das Netz zu stabilisieren. Die Gesamtkosten für Tennet betrugen im vergangenen Jahr 1,03 Milliarden Euro“ Damit seien die Kosten „2018 zwar stabil geblieben, das aber auf einem hohem Niveau. Von der Gesamtsumme entfallen etwa 550 Millionen Euro auf Redispatch-Maßnahmen und die Netzreserve sowie etwa 480 Millionen Euro auf Entschädigungszahlungen für Windanlagen, die wir abregeln mussten“ 2017 beliefen sich die Gesamtkosten aller vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber für solche Stabilisierungsmaßnahmen auf rund 1,4 Milliarden Euro. Quelle: www.wallstreet-online.de
  • 29.01.19: Linz „Strom Gas Wärme GmbH“: Der Erdgasabsatz blieb konstant, der Stromverkauf war leicht fallend, aber das Engpassmanagement steuerte dem entgegen: Die flexiblen Gaskraftwerke, die innerhalb von einer Viertelstunde Volllast erreichen können, sprangen an 100 Tagen auf Anforderung des Übertragungsnetzbetreibers ein – Tendenz seit Jahren steigend. Das waren 18 Tage mehr als im Jahr davor. „Ohne unsere flexiblen Gaskraftwerke wären die Netze nicht aufrechtzuerhalten gewesen“. Quelle: ooe.orf.at/www.nachrichten.at
  • 27.01.19: Fehler in der Strommarktregulierung – Mit großem Interesse habe ich den Artikel „Der Tag, an dem der Strom knapp wurde“ (F.A.Z. vom 12. Januar) von Andreas Mihm gelesen. Ich bin selbst Stromhändler, und aus meiner Sicht zeichnen Sie das Bild nicht ganz vollständig. Deshalb würde ich gerne Folgendes ergänzen: Sie geben als Grund für die Schwankungen im Netz und die daraus resultierenden Abschaltungen insbesondere die volatile Einspeisung von Wind- und So-Ihr-Strom an. Das ist sicherlich nicht falsch. Doch bis vor ein paar Monaten war die volatile Einspeisung völlig unproblematisch für die Versorgungssicherheit, denn das System konnte mit der Volatilität effizient umgehen. Um genau zu sein, hat die Integration der erneuerbaren Energien bis Mitte Oktober 2018 sehr gut funktioniert. Doch dann hat die Bundesnetzagentur ein neues Vergabeverfahren auf dem Regelenergiemarkt eingeführt. Und dieses neue System, das Mischpreisverfahren, hat leider einige Schwachstellen, deren Folgen wir jetzt sehen. Denn das Mischpreisverfahren führt dazu, dass die Aktivierung von Regelenergie zum Ausgleich der eigenen Portfolioungleichgewichte für Energieversorger günstiger ist als der Ausgleich über den tagesaktuellen Handel. In der Folge wird mehr Regelenergie abgerufen, da Ungleichgewichte seltener durch kurzfristigen beseitigt werden. Bildlich gesprochen, ist das Bier am Kiosk jetzt billiger als im Supermarkt — und wie problematisch es ist, wenn die letzte Reserve vor der vorletzten Reserve verbraucht wird, sehen Sie am Beispiel des 14. Dezember 2018. An diesem Tag fehlten mittags 5000 Megawatt Strom aus Wind und Photovoltaik, in der Regelzone wurde teilweise über 2000 Megawatt positive Regelenergie abgerufen, also alles, was an Minuten- und Sekundärreserve zur Verfügung stand, und deshalb kam es zu Abschaltungen nach der Verordnung für abschaltbare Lasten. Das Mischpreisverfahren provoziert diese Situationen, weil es sich eben nicht mehr lohnt, die Ungleichgewichte im kurzfristigen Handel auszugleichen. Kommt dann hinzu, dass große Mengen an Regelenergie benötigt werden, wie am 14. Dezember, ist die Reserve schnell aufgebraucht, und es kommt zu Abschaltungen. Nur kurz zum Vergleich: Bis zur Einführung des Mischpreisverfahrens gab es im Jahr 2018 nicht eine Situation, in der mehr als 80 Prozent der verfügbaren Regelenergie abgerufen wurde. Seit Einführung des Mischpreisverfahrens kam dies bereits in 20 Viertelstunden vor. Vor allem den erneuerbaren Energien den Schwarzen Peter für die Abschaltungen unterzuschieben ist daher aus meiner Sicht unfair. Nicht die Erneuerbaren sind das Problem, sondern das neue Marktdesign. Das Mischpreisverfahren ist nicht in der Lage, die Erneuerbaren richtig zu integrieren. Wir sollten uns daher die Frage stellen, ob ein solches Marktdesign in Zeiten der Energiewende wirklich sinnvoll ist. MIRKO THODEN, OTTERSBERG
  • 19.01.19: «10 Länder Europas schätzen das Stromangebot als kritisch ein – und damit die Versorgungssicherheit.» Das hat mit dem Energy-Only-Markt zu tun, in dem Kunden nur nach bezogenen Kilowattstunden bezahlen. Im Kurzfristbereich funktioniert dieses Marktmodell, dank wirtschaftlich nachvollziehbaren Mechanismen und Marktbewegungen. Im Mittel- und Langfristbereich vermag der Energy-Only-Markt aber kaum günstige Signale zu setzen. Das gilt für Europa ebenso wie für die Schweiz. Auch die dezentrale Stromwelt wird diese Problematik nur abschwächen, nicht aber lösen können. Quelle: www.presseportal.ch
  • 18.01.19: Das APG-Umspannwerk Obersielach versorgt das Stromnetz der Kärnten Netz GmbH und damit ein Großteil der Kärntner Haushalte und Wirtschaftsbetriebe mit Strom. Einer von drei Stück Großtransformatoren zur Anspeisung des 110-kV-Netzes der Kärnten Netz GmbH muss nun aufgrund eines Störfalles kurzfristig mit einem Reservetransformator getauscht werden. Die Inbetriebnahme des Transformators erfolgt nach umfangreichen Aufbau- und Überprüfungsarbeiten Ende Februar 2019 im Umspannwerk Obersielach. Quelle: APG
  • 14.01.19: Siehe den Beitrag Jänner 2019: Kritische Ereignisse und Erkenntnisse; mehrere kritische Ereignisse
  • 06.01.19: Warum die Energie-Industrie zum Jahreswechsel Strom verschenkt: Insgesamt gab es nach Angaben der Bundesnetzagentur 2018 in Deutschland 134 Stunden mit negativen Strompreisen. 2017 waren es noch 146 Stunden, nach 97 Stunden im Jahr 2016 und 126 Stunden im Jahr 2015. Quelle: www.handelsblatt.com
  • 11.12.18: STANDARD: Im Vorjahr mussten Sie, sprich: die APG, an 301 von 365 Tagen eingreifen, um das Netz zu stabilisieren. Das verursachte Kosten von rund 300 Millionen Euro. Und heuer? Baumgartner-Gabitzer: Wir gehen von einer ähnlichen Dimension aus, sowohl die Interventionen als auch die Kosten betreffend – es war ein schlechtes Wasser- und Windjahr. derstandard.at
  • 02.12.18: ENTSO-E’s Winter Outlook 2018/2019 finds that Europe’s supply of electricity is secured under normal conditions. In case of a cold spell, the situation will need monitoring in an area including Belgium, France, Northern–Italy, Central–Northern Italy and Slovenia. ENTSO-E’s Winter Outlook 2018/2019
  • 18.11.18: Belgien: Stromversorgung zeitweise kritisch: Der November gehört nach Angaben des Netzbetreibers Elia zu den kritischsten Monaten. Wochenlang lief zuletzt nur ein einziger der sieben Meiler: Doel 3, 1982 ans Netz gegangen, mit einer Leistung von 1006 Megawatt – alle anderen waren wegen Wartungs- oder Reparaturarbeiten abgeschaltet. Netzbetreiber Elia warnte vor einigen Wochen eindringlich: Sollten nicht zusätzlich mindestens 1600 Megawatt besorgt werden, könne man nicht für die Versorgungssicherheit des Landes garantieren. Inzwischen gibt Elia-Sprecher Tom Demeyer Entwarnung. Anfang November sei es zeitweise kritisch gewesen, räumt er ein. Durchschnittlich rund 50 Prozent des belgischen Stroms werden dem Kraftwerk-Betreiber Engie zufolge eigentlich in den Akw Doel und Tihange produziert. Am Montag ging nun der Reaktor Tihange 1 wieder ans Netz – eine Woche früher als geplant. Zwei von sieben Meilern laufen wieder. „Bislang haben wir keinen Energie-Engpass ausgemacht, aber jedes zusätzliche Megawatt ist willkommen“, sagte Demeyer kürzlich. Der nächste Härtetest steht jedoch bevor: Zu Beginn des nächsten Jahres könnte der Strom wieder knapp werden. Dann werde es schwieriger, Strom aus Frankreich zu importieren, sagt Demeyer. Quelle: www.nnn.de
  • 18.11.18: Die europäischen Institutionen nähern sich beim Strombinnenmarkt allmählich an. Bei der vierten Trilog-Verhandlung zwischen EU-Parlament, Kommission und Ministerrat zur neuen Strommarktrichtlinie habe es grosse Fortschritte gegeben, bei der zur Strommarktverordnung immerhin kleinere, erfuhr energate aus Verhandlungskreisen. Eine endgültige Einigung zu beiden Vorschriften am 5. Dezember ist möglich.Das EU-Parlament stellt aber, anders als der Rat, auf die maximal technisch mögliche, das heisst die „thermische“ Transportkapazität der Interkonnektoren ab.Der europäische Verband der Übertragungsnetzbetreiber, Entso-E, hält EU-Vorgaben zur Auslastung der Interkonnektoren nicht vereinbar mit der physischen Realität der Netze. Laut Verband würde dies zu noch höheren Redispatch-Kosten führen. Quelle: www.energate-messenger.ch
  • 16.11.18: Auf europäischer Ebene wird weiterhin intensiv um die Öffnung grenzüberschreitender Stromtrassen für den internationalen Energiehandel gerungen. Eine Entscheidung hat auch Folgen für die deutsche Strompreiszone. Zudem sei der Handel wichtig für ein effizientes Stromsystem und er beuge Krisensituationen vor. „Das ist eine wichtige Botschaft“, so Sefcovic. Aber gerade in Deutschland gibt es deutlichen Widerspruch zu diesen Argumenten. So warnte Paul-Georg Garmer vom Übertragungsnetzbetreiber Tennet ausdrücklich vor den Folgen der EU-Pläne. Wenn durch offene Interkonnektoren etwa noch mehr Windstrom ins ohnehin schon überlastete Netz in Schleswig-Holstein fließe, führe das nicht zu mehr Versorgungssicherheit, sondern zu weniger. Er sehe eine „echte Gefährdung der Systemsicherheit“, so Garmer. Zudem drohten deutlich höhere Kosten für Redispatch-Maßnahmen. Auch Annegret Groebel von der Bundesnetzagentur sieht das Vorhaben kritisch. „Fraglich ist, ob es überhaupt machbar ist, große Netzkapazitäten für den grenzüberschreitenden Handel zu reservieren. Wenn, dann nur zu sehr hohen Kosten“, sagte sie. Quelle: www.energate-messenger.de
  • 27.10.18: Das Sturmtief „Siglinde“ hat die Windstromeinspeisung in der Regelzone des Übertragungsnetzbetreibers 50 Hertz auf einen neuen Höchstwert getrieben. 15.382 MW Windenergie seien am 23. Oktober in das Netz gespeist worden, teilte das Unternehmen mit. Weitere 3.000 MW Windkraftleistung seien beim Redispatch aufgrund ausgelasteter Leitungen abgeregelt worden. Die bisherige Rekordmarke von 14.354 MW stammte aus dem Januar 2018. Grund für den neuen Höchstwert sei laut 50 Hertz – neben dem Sturm – vor allem der Zubau an Windkraftleistung in den vergangenen Monaten. „Wir kommen jetzt in Dimensionen, die die Netzsteuerung mit ihren aktuellen Mitteln an ihre Grenzen bringt“, sagte Dirk Biermann, Geschäftsführer Märkte und Systembetrieb bei 50 Hertz. Nach Unternehmensangaben betrug die installierte Windkraftleistung im 50-Hertz-Netz Ende 2017 rund 18.500 MW. Dass beim Redispatch nicht mehr als 3.000 MW Windkraftleistung abgeregelt wurde, habe insbesondere an der Thüringer Strombrücke gelegen, die seit gut einem Jahr erhöhte Transportkapazitäten in Richtung Süden bereitstellt. Quelle: www.energate-messenger.de
  • 24.10.18: Wasserstand auf Donau erreicht Rekordtief. Weil der Regen ausbleibt, führt die Donau so wenig Wasser wie noch nie seit Beginn der Messungen. Die Donaukraftwerke produzieren weniger Strom als sonst zu dieser Jahreszeit. In Altenwörth (Bezirk Tulln) etwa fließe derzeit nur halb so viel Wasser durch die Turbinen wie sonst. „Niedrigwasser gibt es immer wieder, aber dieses hält nun schon sehr lang an. In so einem Ausmaß hab ich das noch nicht erlebt“, Werksgruppenleiter Heinz-Peter Allmer. Quelle: orf.at 
  • 12.10.18: Heuer wurden erstmals am 08. und 09.10. Preise von über 100 Euro pro MWh erzielt.
  • 12.10.18: Berlin, 10. Oktober 2018 – Zehn nationale Verbände der Energiewirtschaft in Europa haben heute in Berlin einen gemeinsamen Appell zur Sicherung der europäischen Stromversorgung verabschiedet. In der gemeinsamen Erklärung konstatieren die Verbände eine in vielen europäischen Ländern parallel laufende Entwicklung: Während die Stromerzeugungskapazitäten auf Basis erneuerbarer Energien immer weiter ausgebaut werden, verringert sich in vielen Staaten die zur Verfügung stehende gesicherte Leistung: Immer mehr Gas- und Kohlekraftwerke, die – abgesehen von geringen Ausfallzeiten – jederzeit und wetterunabhängig Strom erzeugen können, gehen vom Netz. Dieser Trend werde sich verstärken, da die derzeitigen Marktbedingungen beispielsweise den Bau neuer Kraftwerke oder Speicheranlagen nicht zuließen, so die Verbände. Werde dieser Entwicklung nicht entgegengewirkt, sei in nur wenigen Jahren die bisher praktizierte Solidarität zwischen den Ländern bei der Überwindung beispielsweise von Netzengpässen gefährdet, da es dann etwa an geeigneten Kraftwerks- oder Speicherkapazitäten mangeln werde. Quelle: www.bdew.de
  • 29.09.18: Zur Aufrechterhaltung der Stromnetzstabilität ist die Austrian Power Grid (APG) kurz vor Abschluss von Kontrahierungsverträgen mit Kraftwerksbetreibern für die Vorhaltung thermischer Anlagen. Dabei geht es um 3,6 GW von den in Österreich insgesamt verfügbaren rund 5,5 GW an thermischer Leistung. Daneben hat die APG heuer auch höhere Aufwendungen für das sogenannte Engpassmanagement zu tätigen – vor allem der trockene Sommer schlug dabei kräftig ins Kontor, wie APG-Vorstand Gerhard Christiner vorige Woche vor Journalisten sagte. Bis inklusive Juli musste der Übertragungsnetzbetreiber heuer schon über 55 Mio. Euro fürs Engpassmanagement aufwenden, allein im Juni und Juli waren es jeweils mehr als 15 Mio. Euro. Zur Salzburger 380-kV-Leitung meinte er, „alle“ würden auf eine rasche Entscheidung des Bundesverwaltungsgerichts warten. Je länger es hier bis zu einem grünen Licht dauere, umso mehr müsse die APG für Netzstabilisierung und Gasanlagen-Kontrahierung ausgeben. Quelle: www.trend.at
  • 29.09.18: Die Themen Ökostromausbau und Versorgungssicherheit sind eng miteinander verbunden. Eine Modellberechnung der E-Control für 2030 ergab basierend auf der Energieaufbringung der letzten fünf Jahre, dass in den Wintermonaten neben 1.500 GWh aus Wärmekraftwerken ein Importbedarf von 1.000 GWh pro Woche bestehen wird. Gleichzeitig würden sich aufgrund des 100%- Zieles im Sommer wesentliche Exportüberschüsse ergeben, um etwaige Importe bzw. die Erzeugung aus kalorischen Kraftwerken bilanziell ausgleichen zu können. Weiters zeigt es sich, dass Importmöglichkeiten in Zukunft nicht mehr unlimitiert vorhanden sein werden. So geht etwa aus diversen Energiestrategien und Plänen verschiedenster Länder hervor, dass sich Exportmöglichkeiten heutiger Lieferanten teilweise dramatisch reduzieren könnten. „Wir sprechen hier zum Beispiel von Deutschland, Frankreich oder Tschechien. Deshalb sind wir davon überzeugt, dass Erdgas auch künftig für die Versorgungssicherheit notwendig sein wird.“, so Eigenbauer. Quelle: www.boerse-express.com
  • 29.09.18: Die fehlende Energie aus Kohlekraftwerken müsste von ausländischen Kraftwerken ersetzt werden, um die Versorgungssicherheit weiter aufrecht zu erhalten. Genau genommen sind es 85 Prozent der fehlenden Energie, die durch ausländischen Strom kompensiert werden müssten. Europaweit wird ein Umstieg auf erneuerbare Energie angestrebt. Dadurch sinken aber auch die international vorhandenen Überkapazitäten. Wenn sich Deutschland zu sehr auf den Stromimport verlässt, könnte die Versorgungssicherheit stark gefährdet werden. Die europäischen Nachbarn benötigen die Energiereserven selbst, um das eigene Stromnetz aufrecht zu erhalten. Deshalb dürfe sich Deutschland nicht auf erneuerbare Energieträger verlassen, sondern müsse neue Erzeugungskapazitäten auf Basis von Gas schaffen. Quelle: hlk.co.at
  • 19.09.18: Nach dem „Spiegel“-Bericht ist geplant ist, in einem Sofortprogramm Kraftwerke mit einer Leistung von insgesamt fünf bis sieben Gigawatt bis zum Jahre 2020 vom Netz zu nehmen und gegebenenfalls als Reserve zu behalten. Quelle: www.handelsblatt.com
  • 16.09.18: Die Aufteilung der deutsch-österreichischen Gebotszone im Stromhandel kann pünktlich zum 1. Oktober starten. Darauf weisen die deutschen und österreichischen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) in einer gemeinsamen Mitteilung hin. Die Anpassung und Tests der Systeme und Betriebsverfahren für den Handel und das Balacing wurden „erfolgreich durchgeführt“. Quelle: www.energate-messenger.de
  • 10.08.18: Hitzewelle sorgt für kräftige Energieeinbußen Die hohen Temperaturen und der geringe Niederschlag führen in heimischen Flüssen zu niedrigen Wasserständen. Die Kraftwerke entlang der Donau produzieren deshalb bis zu 40 Prozent weniger Energie. Die Ausfälle würden sich deshalb mit 40 Prozent noch in Grenzen halten. u Engpässen werde es nicht kommen, da Speicherkraftwerke bei der Stromversorgung aushelfen. Die Versorgungssicherheit sei gegeben, da Fotovoltaikanlagen, Wind- und vor allem Gaskraftwerke die fehlende Energie liefern: „In den letzten Tagen ist das Kraftwerk Theiß bei Krems verstärkt in Betrieb gewesen, um den Strom zu erzeugen, der nicht aus der Wasserkraft gekommen ist“, sagte Zach. Quelle: orf.at
  • 06.08.18: Hitzwelle: Wegen Kühlwasserproblemen werden weitere DEU Kraftwerke gedrosselt oder abgeschaltet. Die Rheintemperatur ist inzwischen auf 28,6 Grad gestiegen. Frankreich: vier Kernkraftwerke vorübergehend abgeschaltet. Quelle: www.energate-messenger.ch, siehe auch Hitzewelle zwingt erste Kraftwerke in die Knie
  • 07.07.18: Grid Time Deviation reaches 1 minute in Continental European Power Grid: The cause for deviation is still unsolved by both Serb and Kosovo authorities. ENTSO-E and the Continental European TSOs working on legal/ technical measures and urge for political solution. Quelle: ENTSO-E – Siehe auch Netzzeitabweichung – Unterdeckung im europäischen Stromversorgungssystem
  • 02.07.18: Gründe für das Umsatzplus sind der höhere Strompreis und die Netzreserveleistung für den deutschen Netzbetreiber Tennet. Die Wien Energie hat im Winter 2017/18 erstmals für Deutschland eine Netzreserve bereitgestellt. Von Jänner bis März 2018 gab es an 30 Tagen und 200 Stunden Einsätze für das Engpassmanagement und damit etwas weniger als im Vorjahreszeitraum. Quelle: www.vienna.at
  • 15.06.18: Wir haben in Österreich mit ungeplanten Stromausfällen von unter einer halben Stunde pro Jahr immer noch eine Top-Versorgungssicherheit. Aber die Stromimporte steigen. Sie liegen aktuell bei gut 15 Prozent. Die Handelsbilanz ist also nicht mehr ausgeglichen. Gleichzeitig kommt es zu immer mehr Eingriffen, um das Stromnetz zu stabilisieren. Die Situation wird also zunehmend fragiler. Bedingt ist das durch den Ausbau der volatilen erneuerbaren Energien Wind und Sonne bei gleichzeitigem Ausstieg aus gesicherter Leistung wie fossiler Energie oder nuklearer Energie im Nachbarland Deutschland. Quelle: news.wko.at
  • 01.06.18: According to the European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E), no risk is expected for the security of electricity supply in Europe in the summer of 2018. The balance between generation and consumption should be maintained even under severe conditions. Hydroreservoirs, however, require special attention throughout the season. These are the key messages from the Summer Outlook 2018, the ENTSO-E supply security forecast on the upcoming summer season, which recently has been published together with the Winter Review 2017/18. Quelle: www.tscnet.eu
  • Blackout in Österreich? „Es geht immer mehr an die Grenzen“
  • 26.05.18: Allein die Redispatch-Kosten in den Netzgebieten von 50 Hertz und Tennet beliefen sich im vergangenen Jahr auf mehr als 1,2 Mrd. Euro. Quelle: www.energate-messenger.de
  • 20.05.18: E-Control warnt: Versorgungssicherheit bei Strom 2030 nicht gewährleistet: „Wir müssen feststellen, dass wir heute schon in der Situation sind, dass wir uns nur noch eingeschränkt selbst versorgen können und jedenfalls langfristig keine gesicherte Versorgung mehr haben.“ So habe sich etwa im Jänner 2017 gezeigt, dass Österreich seinen Strombedarf nur an zehn Tagen aus eigener Kraft decken konnte. Ohne Importe hätte man aber wöchentlich bis zu 60 Prozent des aktuell vorhandenen Speicherinhalts verwenden müssen. Der Stromimport werde immer mehr zu einer Art Strategie, sagte Eigenbauer. „Wenn man ‚Import‘ hinschreibt, muss man nichts tun, das wird dann schon jemand anderer machen.“ Das funktioniere aber nicht, wenn alle die gleiche Strategie fahren. So seien bereits im Winter 2017 nur Deutschland und Tschechien exportfähig gewesen. Quelle: diepresse.com
  • 02.05.18: Die Engpassmanagementkosten 2018 eskalieren weiter. Im 1. Quartal 2018 wurden bereits rund 56,4 Millionen Euro ausgegeben.
  • 03.04.18: Stresstest: Kritische Situationen für Österreichs Stromversorgung 2017 –  Im Jänner und Juni 2017 kam es zu Engpässen in der heimischen Stromversorgung. Es war dies ein Reality Check in Fragen sicherer Kraftwerkskapazitäten: Die Umstände, die zu den Engpässen geführt haben, können jederzeit wiederkehren. Quelle: www.energieinstitut.net
  • 16.03.18: Das 840-MW-Gaskraftwerk Mellach erzeugte voriges Jahr 1,47 TWh Strom, 2,3-mal so viel wie 2016 bzw. mehr als 2015 und 2016 zusammen. Grund war der deutlich höhere Einsatz für das Engpassmanagement, für das – ebenso wie für andere Netzstabilisierungsmaßnahmen – im Vorjahr mehr getan werden musste. Quelle: www.kleinezeitung.at
  • 08.03.18: Österreichs E-Control-Vorstand Andreas Eigenbauer alarmiert die an sich recht harmlose Frequenzstörung aus anderen Gründen: Er sieht sie als „Indikator, wie knapp man an die Grenzen herangeht“. Manche Staaten würden offenbar hart an den Grenzen fahren. Quelle: Der Standard
  • 03.04.18: Frequency deviations – Continental European TSOs have restored the situation to normal – Following frequency deviations that affected the Continental Europe Power System between mid-January and beginning of March, the Continental Europe transmission system operators carried out a collective compensation programme to restore the situation back to normal. Quelle: ENTSO-E
  • 28.02.18: Kältewelle: Frankreich importiert massiv Strom wegen AKW-Ausfall
  • 25.01.18: 2017 gab es gehäuft Stresssituationen im Netz: An 301 Tagen musste stabilisierend eingegriffen werden. Kosten so hoch, wie noch nie: 300 Millionen Euro; Zum Vergleich: Vor fünf Jahren gab die APG zur Ausbalancierung des Netzes nur 1,1 Millionen Euro aus.
  • 16.01.18: Die eidgenössische Elektrizitätskommission (Elcom) gibt in Bezug auf die Versorgungssicherheit keine vorbehaltslose Entwarnung. Damit relativierte die Aufsichtsbehörde die Ergebnisse der Studie „Adequacy 2020“, welche Ende des vergangenen Jahres publiziert wurde. Gemäss Studie ist die Versorgungssicherheit [in der Schweiz] im Prinzip gegeben. Dies jedoch nur, solange die europäischen Länder weiterhin zu Exporten willig und vor allem fähig blieben. Bezüglich Ersterem macht sich Elcom-Geschäftsführer Renato Tami derzeit keine Sorgen: „Die vergangenen Krisensituationen haben gezeigt, dass es am Willen nicht mangelt.“ Im Gegensatz dazu bewertete Tami die Exportfähigkeit der europäischen Nachbarländer nach 2020 als eher kritisch. So seien für diesen – bis anhin nicht untersuchten – Zeitraum „Wolken am Horizont“ auszumachen. Denn sowohl Frankreich als auch Deutschland planen, die installierte Kapazität an Kernkraftwerken kontinuierlich zurückzufahren. Weiter wies Tami auf eine internationale Entwicklung hin, die „Sorgen bereite“. So führe die lastbasierte Marktkopplung der EU, welche das Schweizer Netz nicht berücksichtige, zu ungeplanten Stromflüssen durch die Schweiz. Dies gefährde die Netzstabilität und somit auch die Versorgungssicherheit. Daraus resultierende kritische Situationen hätten in der Vergangenheit auch mit internationalen Redispatch-Massnahmen gelöst werden müssen.  Quelle: www.energate-messenger.ch
  • 04.01.18: Der große Stromnetzbetreiber Tennet, dessen Netzgebiet in der Mitte Deutschlands von Schleswig-Holstein bis zum Süden Bayerns reicht, musste deshalb 2017 fast eine Milliarde Euro für Noteingriffe ins Netz zahlen. Die Eingriffskosten lagen 2015 noch deutlich niedriger bei 710 Millionen Euro, im windschwachen Jahr 2016 sogar nur bei 660 Millionen Euro. Quelle: FAZ
  • 04.03.16 – Schweiz: „Weitergehende Entspannung der Lage, u.a. dank günstiger Witterungsbedingungen (milde Temperaturen, überdurchschnittliche Niederschläge); «Nach dem Winter ist vor dem Winter»: Vorbereitung von
    vorbeugenden Mittelfristmassnahmen für den kommenden Winter 2016/2017; Verbleibende Risiken: Ausfall eines kritischen Betriebsmittels oder eine unerwartete, länger andauernde Kälteperiode“ Quelle: Präsentation Arbeitsgruppe Winter 2015/2016
  • 26.02.16 – „EVN: Die Abrufe im ersten Quartal (Geschäftsjahr 2015/16 – Oktober bis Dezember) für die Netzstabilisierung in Österreich und in Deutschland haben die Zahl des gesamten Geschäftsjahres 2014/15 bereits deutlich übertroffen.“ Quelle: www.finanzen.at
  • 02.02.16Energie- und Netzsituation Schweiz im Winter 2015/2016 – Die über die Feiertage beobachtete leichte Entspannung der Energie- und Netzsituation hat sich im Januar fortgesetzt. Die Netzsituation konnte mithilfe der umgesetzten Massnahmen verbessert werden. Die Entwicklung der Energie- und Netzsituation in den Monaten Februar bis April 2016 bleibt ungewiss. Eine länger andauernde Kälteperiode oder der Ausfall eines kritischen Betriebsmittels könnte erneut zu einer Verschärfung der Situation führen.
  • 22.01.16 – Hochspannung im Stromnetz – Es wird kaum eine Wind- und Solarstromproduktion in den nächsten 2 Wochen erwartet. Die Lage wird durch die deutsche Bundesnetzagentur als „besonders kritisch“ bezeichnet.
  • 12/15, 01/16 – Schweiz: Wieso uns bald ein Blackout drohen kann – Der aktuelle Wasserstand in den Schweizer Speicherseen und der Ausfall von Atomkraftwerken führt zu einer angespannten Versorgungssituation in der Schweiz.
  • Alle Jahre wieder …. Muttertag … und Rekordnegativstrompreise – Negativstrompreisrekord mit -130 Euro/MWh
  • Die Austrian Power Grid verdreifacht (von 800 auf 2.400 MW) die vorgehaltene Notfallreserve für den kommenden Sommer.
  • 30.11.17: Die Netzbetreiber müssen immer öfter eingreifen. Damit steigen sowohl die Kosten zur Systemstabilisierung als auch die operativen Risiken für einen sicheren Netzbetrieb. Hinter den Kulissen wächst dennoch die Sorge der Fachleute. Vor allem im windreichen Winter ist der Druck auf die Netze enorm. Im Winter 2015/2016 wurden die Reservekraftwerke im In- und Ausland – vor allem in Österreich – bereits deutlich häufiger angefordert als 2014/15: an 93 Tagen, ein Jahr zuvor waren es nur 7 Tage. Nach jetzigem Stand sollen die drei Stromautobahnen, die „Schlagadern“ der Energiewende, 2025 ans Netz gehen – zwei bis drei Jahre nach dem endgültigen deutschen Atomausstieg Ende 2022 und damit schon nach jetziger Planung eigentlich zu spät: Für einen jahrelangen Übergangszeitraum fällt der Atomstrom bereits weg, die Netze für den Transport von Ersatz stehen aber noch nicht komplett. Quelle: www.heise.de
  • 22.11.17: Als im letzten Winter gleichzeitig mehrere Kraftwerke abgeschaltet wurden, stand das deutsche Stromnetz kurz vor dem Kollaps. Das sagt einer, der es wissen muss, der Chef des größten deutschen Stromnetzbetreibers Amprion, Klaus Kleinekorte: „Es haben nur wenige Tropfen gefehlt, und es wäre zum Überlaufen gekommen, das heißt Blackout.“ Quelle: www.hr-fernsehen.de
  • 08.11.17: Das Gaskraftwerk Mellach produzierte – bedingt durch den im Vergleich zum Vorjahr erhöhten Einsatz für das Engpassmanagement zur Stabilisierung der Stromnetze – um 892 GWh mehr Strom. Mit dem deutschen Übertragungsnetzbetreiber TenneT sei eine Linie des Gas-Kombikraftwerks Mellach zur Deckung des Reservekraftwerksbedarfs für den Winter 2017/18 kontrahiert worden. Quelle: Der Standard
  • 08.11.17: Frankreich schiebt die geplante Atomwende um bis zu zehn Jahre auf. Umweltminister Nicolas Hulot sagte heute dem Sender BFMTV, die Regierung wolle „spätestens bis 2035“ den Anteil der Nuklearenergie an der Stromversorgung auf 50 Prozent senken. Hulot verteidigte den Kabinettsbeschluss, das Zieldatum 2025 für die Atomwende zu kippen: „Viele wussten, dass er nicht eingehalten werden kann.“ Die sozialistische Vorgängerregierung hatte 2015 in einem Energiewendegesetz festgelegt, den Atomanteil am Strom bis 2025 von 75 auf 50 Prozent zu senken. Quelle: orf.at
  • 30.10.17: Im letzten Winter hat Österreich Deutschland mit 2.400 MW Leistung Hilfe zur Netzstabilisierung geleistet und umgekehrt im heurigen Sommer in Deutschland 2.400 MW kontrahiert, im Winter 2017/18 werden Deutschland 2.900 MW angeboten. Die Redispatch-Kosten seien enorm. Lagen sie 2013/14 noch um die 20, 30 Mio. Euro im Jahr, seien es 2015 bereits 200 Mio. Euro gewesen, „und heuer stehen wir bis jetzt schon bei 270 Mio. Euro. Deshalb gebe es massive Stromimporte aus Deutschland, die man zum Teil physikalisch gar nicht transportieren könne. Vertraglich würden im Stromhandel bis zu 7.000 MW Importe nach Österreich fixiert, obwohl lediglich 5.000 MW realisierbar seien. Richtung Deutschland komme der Handel bis auf 9.000/10.000 MW, die aber ebenfalls nicht lieferbar seien. Quelle: industriemagazin.at
  • 04.10.17: Die Engpassmanagement-Kosten für APG betrugen bis zum Ende von Q2/2017 ca. 37,83 Mio. €.  Alle EPM-Abrufe von APG (inklusive Bereithaltung) in der Regelzone APG bis zum Ende von Q2/2017 verursachten Kosten in der Höhe von ca. 161,59 Mio. €. Diese Kosten wurden zum Großteil weiterverrechnet, da sie durch externe TSOs aufgrund von externen Engpässen angefordert wurden.  Quelle: APG
  • 16.09.17: System „an der Grenze der Belastungsfähigkeit“
  • 30.08.17: Deutlich beunruhigender seien da schon die fehlenden Kraftwerksreserven in Österreich. Das hätten die kalten Wochen im heurigen Jänner und Februar gezeigt. Die Stromversorgung habe nur dank massiver Importe aus Deutschland und Tschechien über den gesamten Zeitraum sichergestellt werden können. „Bis zu diesem Winter waren wir der Meinung, die Versorgungssicherheit sei gegeben, das ginge sich mit der nationalen Leistung aus“, sagt Eigenbauer. „Wir wurden eines Besseren belehrt.“ Stromseitig ist Österreich stark abhängig von den Pumpspeichern. „Das sind aber Tages- und Wochenspeicher“, sagt Eigenbauer. „Bei einer dreiwöchigen Kälteperiode, wie wir sie heuer hatten, sind die Pumpspeicher vorzeitig erschöpft. Damit hat das Land plötzlich keine Leistung mehr außer dem, was an kalorischer Leistung da ist – sprich Gas- und alte Kohlekraftwerke.“ Österreich stehe mit dieser Problematik nicht allein da. „Die meisten Mitgliedsstaaten der Union rüsten parallel zum Energy-only-Markt Kapazitätsmechanismen nach. Energy-only-Markt bedeutet, dass Kraftwerksbetreibern nur die bereitgestellte Energiemenge (Stromproduktion in Kilowattstunden, kWh) bezahlt wird. Für die Vorhaltung von Erzeugungskapazitäten – sprich Kraftwerksleistung in Kilowatt – erfolgt keine direkte Vergütung. Quelle: Der Standard
  • 28.07.17: Das Gas-Kraftwerk Mellach war heuer schon 1.700 Betriebsstunden zur Netzstabilisierung eingesetzt. 2016 waren es knapp 800 Stunden. Insgesamt rechnet der Verbund im heurigen Jahr mit Rekorderlösen aus der Vermarktung flexibler Kraftwerksleistung in Höhe von 166 Millionen Euro – nach 128 Millionen im Jahr davor. Quelle: Der Standard
  • 21.07.17: DEU 1.HJ 2017: Die maximale Solarleistung betrug am 27.05.2017 um 13:00 Uhr ca. 30 GW.  Die maximal erzeugte Windleistung betrug am 18.03.2017 um 09:15 Uhr ca. 38,9 GW.
  • 10.07.17: „Ohne Gas hätte es auch einen Stromengpass gegeben“ Gerade im vergangenen Winterhalbjahr habe sich laut Längle gezeigt, „wie wichtig Gas und die funktionierende Infrastruktur sind“. Aufgrund der niedrigen Temperaturen und des damit verbundenen höheren Heizbedarfs habe das Unternehmen einen enorm hohen Beitrag zur Versorgungssicherheit geleistet. In diesem Winter war außerdem gut erkennbar, wie eng die Gas- und Stromwirtschaft miteinander verflochten sind: „Es wäre im Jänner und Februar definitiv ein Versorgungsengpass auf der Stromseite eingetreten, wenn es die Infrastruktur der RAG nicht gegeben hätte“, schildert der RAG-Vorstand. Die Gaskraftwerke sind im vergangenen Winter mit voller Leistung gefahren, um den anfallenden Strombedarf entsprechend abzudecken. Während der oft windstillen und trüben Wintertage konnten erneuerbare Energien wie Wind und Sonne und die Wasserkraft nicht jenen Beitrag erbringen, der aufgrund ihrer Leistung in den vergangenen Jahren prognostiziert worden war. In diesen kritischen Situationen konnten die Gaskraftwerke, die eben auch kurzfristig einsatzbereit sind, die Bedarfserfordernisse gesichert abdecken. Quelle: Energy Inside 2/2017
  • 04.07.17: Aktuell brennt freilich das Thema Versorgungssicherheit unter den Nägeln, weil die Kosten zur Netzstabilisierung heuer bis Juni schon so hoch waren wie im gesamten Vorjahr. Quelle: APA; siehe auch unter Engpassmanagementkosten
  • 03.07.17: Obwohl 2017 die Wetterindikatoren nicht so eindeutig sind, gingen in den vergangenen Monaten die Kosten für die Netzstabilisierung zur Abwendung von möglichen Großstörungen enorm hoch. Ein weiterer Höhepunkt ist für Juni zu erwarten. Siehe Engpassmanagementkosten weiter unten. Anfang Juni waren zudem mehre kurzfristige Gaskraftwerkanforderungen zur Netzstabilisierung erforderlich.
  • 22.03.17: Quelle: Gas Markets Events faced during Winter 2016/2017: In this background paper, EURELECTRIC looks into some of the most noticeable situations of tight gas supply in Europe during the winter 2016/2017. These events highlight the importance of guaranteeing gas security of supply and show the potential collateral effects on the electricity system of tensions in the gas market, especially in countries where gas-fired power plants are key for electricity generation. This growing interdependency between gas and electricity markets calls for a strengthened consideration of the cross-commodity dimension in the evolution of the energy regulatory framework.
    Such dependency may have serious impacts on the Security of Supply of the electricity system, given the heavy dependence of electricity generation on natural gas. (…) However, it is worth noting that the current Emergency Procedure activates the different emergency levels according to criteria that are no longer appropriate to capture the real emergency status. (…)
    Siehe auch Wie sicher ist unsere Erdgasversorgung wirklich? bzw. eine Meldung nach der letzten Kältewelle im Jahr 2012Im Februar 2012 traten während einer Kältewelle zwei potenziell kritische Rahmenbedingungen gleichzeitig auf. Zum einen konnten aufgrund von Engpässen im Gasnetz nicht alle deutschen Gaskraftwerke ausreichend mit Gas versorgt werden, zum anderen trat zeitweise eine erhebliche Unterspeisung der Bilanzkreise auf. Die Unterspeisung der Bilanzkreise führte in einigen Stunden zur vollständigen Ausschöpfung der Regelenergiereserven und überschritt sogar zeitweilig die vorgehaltene Kapazität deutlich. Um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, mussten die Übertragungsnetzbetreiber die Reservekraftwerke zur Ergänzung der Regelenergie heranziehen und zusätzlich Energie im Intraday-Markt in Deutschland und im benachbarten Ausland beschaffen. Der Ausfall eines weiteren größeren Kraftwerks hätte in  dieser Situation nur schwer kompensiert werden können. Aufgrund der insbesondere im Süden Deutschlands ausgefallenen Gaskraftwerke, sowie einer hohen Netzlast und erheblichen Exporten nach Frankreich, Österreich und in die Schweiz, war das Netz hoch ausgelastet, was die sog. (n-1)-Sicherheit in wenigen Stunden gefährdete.
  • 10.03.17: Der kalte Winter trieb laut Eigenbauer auch die Versorgungssicherheit in Europa an ihre Grenzen. Die Kältewelle habe gezeigt, dass die Inlandsstromerzeugung allein Österreichs Stromversorgung nicht sichern könne, sondern dass diese von Stromimporten abhänge. Für zwei Wochen musste der Übertragungsnetzbetreiber APG heuer die Warnstufe Gelb ausrufen – denn die erneuerbare Energie lieferte im Winter zu wenig Elektrizität. Warnstufe Gelb bedeutet laut E-Control intensiveres Monitoring. Von Warnstufe Rot (was Energielenkungsmaßnahmen bedeuten würde) sei man allerdings noch entfernt gewesen. „Versorgungssicherheit ist dann gegeben, wenn man sich auf die Importe verlassen kann. Aus eigener Kraft geht es jetzt schon nicht mehr“, sagt Eigenbauer. Diesen Winter habe es eine deutlich höhere Last als erwartet gegeben. Zugleich sei aber ein Großteil der Anlagen auf Basis erneuerbarer Energie wie Laufwasser, Pumpspeicher und Wind kaum verfügbar gewesen. Von 25.000 MW installierter Leistung seien nur rund 4.000 MW an erneuerbarer Energie übriggeblieben – und die bisher höchste Lastspitze von 11.000 MW habe man durch kalorische Kraftwerke und Importe aus Deutschland abgedeckt. Die geplante Abschaltung heimischer kalorischer Kraftwerke von Mellach bis Dürnrohr hält Eigenbauer dementsprechend momentan für keine gute Idee: „Ich glaube, wir können derzeit überhaupt kein Kraftwerk stilllegen.“ – Quelle: derstandard.at
  • 01.03.17: „Die Kosten für Systemdienstleistungen sind 2015 deutlich gestiegen. Im Jahr 2015 lagen sie bei 1,6 Milliarden Euro, gegenüber 1,1 Milliarden Euro im Vorjahr. Die Kosten für
    Systemdienstleistungen werden von den Stromkunden größtenteils über die Netzentgelte getragen. Der Teil der Systemdienstleistungskosten, der auf Engpässe im Stromnetz zurückzuführen ist, hat sich verglichen mit dem Vorjahr beinahe verdreifacht, und zwar von 387 auf 1035 Millionen Euro. Die Kosten für Redispatch lagen im Jahr 2015 bei 412 Millionen Euro, gegenüber 185 Millionen Euro im Vorjahr. Ein Grund für die Verschärfung der Netzengpasssituation ist der kräftige Zubau von Windenergie an Land und auf See in den vergangenen Jahren bei gleichzeitig verzögertem Netzausbau. Die klassischen Systemdienstleistungen zur Frequenz- und Spannungshaltung verursachten 2015 dagegen geringere Kosten als im Vorjahr. Quelle: Unterrichtung durch die Bundesregierung – Fünfter Monitoring-Bericht „Energie der Zukunft“, 15.12.2016
  • 17.01.17: CH: Aktueller Füllstand der Seestände auf niedrigem Niveau – Tendenz zeigt 20-jährigen Tiefstwert in laufender Woche; Die letzten Wochen zeigten eine deutlich höhere Speicherproduktion mit einem hohen Abbau der Reserven; Derzeit hohe Volatilität am Strommarkt; Quelle: Präsentation Arbeitsgruppe Winter Swissgrid
  • Stromversorgung vor Kollaps – Frankreich droht der Blackout – Warnender Hinweis für die 3.KW 2017
  • Die Betreiber des Stromnetzes beklagen deutlich gestiegene Risiken in der Stromversorgung. Beleg dafür sei, dass sie zunehmend oft auf Reservekraftwerke zugreifen müssten. Die kritische Lage im Nachbarland Frankreich erschwere die Netzsteuerung zudem. Seit dem 10. Oktober seien diese Notfall-Kraftwerke schon an 26 Tagen zugeschaltet worden, teilten die Netzbetreiber am Mittwoch mit – also fast an jedem zweiten Tag. Voriges Jahr waren es im Oktober und November nur 18 Tage gewesen. In der Spitze seien 2016 bisher 6000 Megawatt Strom von den im In- und Ausland in Reserve gehaltenen Kraftwerken abgerufen worden. Die Menge entspricht etwa der Erzeugungskapazität von sechs Kernkraftwerken. Die Netzbetreiber haben auf Anweisung der Netzagentur als „Winterreserve“ Notfallkraftwerke mit einer Kapazität von 8300 Megawatt angemietet. Sie werden dann zugeschaltet, wenn die Stromnachfrage im Süden nicht gedeckt werden kann, weil dort zu geringe Kapazitäten stehen und mögliche Elektrizitätsüberschüsse aus dem Norden wegen fehlender Leitungen nicht abgeleitet werden können. Quelle: faz.de
  • Die Stromerzeuger haben in Deutschland Kraftwerkskapazität in Höhe von 12.169,8 Megawatt (MW) zur endgültigen Stilllegung angemeldet, davon 4.714,8 MW in Süddeutschland. Bereits endgültig stillgelegt sind 5.577,0 MW. Die Differenz ergibt eine Gesamtleistung in Höhe von insgesamt 6.592,8 MW aus zur endgültigen Stilllegung angezeigten Kraftwerken, deren Außerbetriebnahme allerdings noch nicht vollzogen ist. Darin enthalten sind systemrelevante Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 2.910,9 MW, die auf Betreiben der Übertragungsnetzbetreiber aus Gründen der Versorgungssicherheit derzeit nicht endgültig stillgelegt werden dürfen. Die Liste weist 19 solcher zur vorläufgen oder endgültigen Stilllegung angemeldete Kraftwerke aus, die nicht stillgelegt werden können. Quelle: www.mbi-energysource.de
  • Gemeinsamer Strommarkt Deutschland-Österreich steht auf der Kippe – Eine systemische Betrachtung der aktuellen Debatte zur Auftrennung des Deutsch-Österreichischen Strommarktes. Einmal mehr wird hier nicht verstanden, dass physikalische Grenzen und Gesetze sich nicht ändern lassen
  • Geht Belgien jetzt der Strom aus? – Auch Belgien hat heuter, wie bereits 2014 und 2015 ein Versorgungsproblem, das eskalieren könnte.
  • FRA: Bei Kältewellen drohen Versorgungsprobleme – bereits das vierte Land mit absehbaren Problemen im kommenden Winter
  • Situation in der Schweiz im kommenden Winter wieder eine Herausforderung: Siehe Truthahn-Illusion: «Das Risiko des Blackout spielt eine untergeordnete Rolle»
  • Die Herausforderung für die Versorgungssicherheit liege bei der regionalen Stromverteilung, so die Bundesnetzagentur. Es sei «deutlich anspruchsvoller» geworden, das Stromnetz stabil zu halten. Dies belegt nicht zuletzt die Zahl der Stunden, welche die Netzbetreiber aufwenden müssen, um einen Blackout zu verhindern. Lag diese Zahl 2010 bei rund 1500, sind es mittlerweile gut 15’000 Stunden, also zehnmal mehr. Gewachsen ist in Deutschland auch der finanzielle Aufwand, um das Stromnetz zu stabilisieren. Zwischen 2010 und 2015 betrugen die Gesamtkosten eine Milliarde Euro, wobei der jährliche Anteil stark gestiegen ist, von 48 Millionen Euro im Jahr vor Fukushima (2010) auf 402 Millionen Euro (2015).  Quelle: www.tagesanzeiger.ch
  • „Alle Verantwortlichen denken beim Begriff Blackout zu positiv!“ – Aus der Feuerwehrpraxis
  • Blackout als wahrscheinlichster Notfall – Aussage Helfer Wiens
  • Blackout die wahrscheinlichste Katastrophe – Aussage des deutschen Innenministers
  • Wahrscheinlichkeit eines Blackouts gestiegen – Die österreichische Energiewirtschaft warnt vor dem gestiegenen Blackout-Risiko und den schwerwiegenden Folgen
  • E-Control warnt vor Strom-Engpass – die kritischen Entwicklungen werden nun auch bereits durch den Regulator angesprochen
  • 01.02.17 – Noch einmal gutgegangen
  • Am 24.01.17 wird ein neuerliche Höchstpreis mit 164 Euro erreicht.
  • 23.01.17: Die Situation ist in Frankreich weiterhin äußerst angespannt. Durch die tiefen Temperaturen in den vergangenen Tagen, die unter dem langjährigen Mittel lagen, stand das europäische Verbundnetz in weiten Teilen unter einer sehr hohen Last.
  • 01/2017 – Kurzfristige EPM-Anforderung von Gaskraftwerk(en) (13.01.2017 ab 11:00 mit [beachtlichen] 800 MWel) ist erfolgt.
  • 01/2017 – Mögliche Kältewelle in der 3.KW könnte die französische Stromversorgung gefährden – Stromversorgung vor Kollaps – Frankreich droht der Blackout
  • 01/2017 – Der Strompreis klettert in Deutschland/Österreichs erstmals seit Februar 2012 deutlich über 100 Euro und erreicht am 16.01.17 zwischen 18-19 Uhr 125 Euro.
  • 01/2017 – Am Dienstag 17.01. erreicht der Strompreis während 13 Stunden einen Preis über 100 Euro und zwischen 17-19 Uhr einen neuen Höchststand mit 143 Euro. Siehe auch Newsletter #24

Netzfrequenz

Im europäischen Verbundsystem ist die Netzfrequenz von 50 Hertz der Gradmesser für die Stabilität des Systems. Hierzu gibt es mehrere öffentlich zugängliche Informationsseiten:

  • www.netzfrequenz.info
  • pc-projekte.lima-city.de Diese Seite bietet eine automatische E-Mail-Benachrichtigung bei einem ungewöhnlichen Netzfrequenzverlauf an:
    Meldung 1: Netzfrequenz ↑50,07 Hz oder ↓49,93 Hz (>1min)
    Meldung 2: Netzfrequenz ↑50,10 Hz oder ↓49,90 Hz (>6s)
    Meldung 3: Netzfrequenz ↑50,20 Hz oder ↓49,80 Hz (>1s) Alarmierung des Personals, Mobilisierung von noch nicht eingesetzten Kraftwerkskapazitäten (auf Anweisung des Übertragungsnetzbetreibers)
    Meldung 4: Netzfrequenz ↑51,00 Hz oder ↓49,00 Hz (>1s) Unverzögerter Lastabwurf von 10 bis 15 % der Netzlast
    Meldung 5: Netzpendelung erkannt (in Vorbereitung)
  • gridradar.net
  • www.s0-recorder.com
  • www.netzfrequenzmessung.de
  • www.swissgrid.ch

Unübliche Frequenzabweichungen

Der Normalbetrieb erfolgt zwischen 49,80 und 50,20 Hertz. Abweichungen unter 49,90 oder über 50,10 Hertz galten bisher als unüblich. 2020 kam es zu 142 (bekannten) Abweichungen. Auffallend ist dabei, dass diese immer um den Stundenwechsel auftrete. Es wird vermutet, dass dies mit dem Strommarkt zusammenhängt, wo wahrscheinlich ein zu betriebswirtschaftlich optimierter Fahrplanwechsel (Rampe) stattfindet. Siehe dazu auch den Artikel „WARUM UM 6 UHR UND UM 21 UHR HÄUFIG DIE FREQUENZ IM EUROPÄISCHEN STROMNETZ ABWEICHT“ vom Übertragungsnetzbetreiber Amprion.

Stand der Auswertung: 01.07.21

Frequenzabweichungen - Frequenz
Frequenzabweichungen - Wochentage
Frequenzabweichungen - Uhrzeit
Frequenzabweichungen - Dauer

Bedenkliche Abweichungen (+/- 0,15 Hz)

2021

2020

  • 21.01.20 – 06:00 Uhr: 50,15 Hz
  • 02.07.20 – 00:00 Uhr: 49,85 Hz
  • 24.07.20 – oo:oo Uhr: 49,83 Hz

2019

MFI2021_10_07_22-10
MFI2021_10_02_22-10
MFI2021_10_02_17-01

Tabelle mit Frequenzabweichungen ab 2020

TagDatumUTCAbweichungDauer
Donnerstag09.01.202021:0049,912
Freitag10.01.202020:0049,8911
Freitag10.01.202005:0050,17
Montag20.01.202005:0050,119
Montag20.01.202006:0050,118
Dienstag21.01.202019:0049,96
Freitag24.01.202005:0050,118
Sonntag24.01.202123:0049,8921
Samstag25.01.202020:0049,897
Dienstag28.01.202021:0049,8813
Samstag01.02.202022:0049,8910
Mittwoch05.02.202019:0049,8910
Donnerstag06.02.202021:0049,8917
Freitag07.02.202006:0050,118
Dienstag18.02.202021:0049,98
Freitag21.02.202009:0049,911
Freitag21.02.202004:0050,17
Mittwoch26.02.202020:0049,8711
Mittwoch26.02.202020:0049,888
Mittwoch26.02.202019:0049,98
Mittwoch26.02.202006:0050,1310
Donnerstag27.02.202019:0049,869
Donnerstag27.02.202005:0050,138
Freitag28.02.202009:0049,8812
Montag02.03.202019:0049,8910
Montag02.03.202020:0049,99
Montag02.03.202006:0050,1110
Dienstag03.03.202019:0049,899
Dienstag03.03.202006:0049,918
Dienstag03.03.202020:0049,910
Mittwoch04.03.202020:0049,8911
Mittwoch04.03.202019:0049,96
Donnerstag05.03.202017:0050,1115
Donnerstag05.03.202004:0050,119
Freitag06.03.202010:0049,8815
Donnerstag12.03.202017:0050,1219
Freitag13.03.202020:0049,8911
Freitag13.03.202017:0050,113
Montag16.03.202020:0049,8625
Dienstag17.03.202005:0050,1111
Mittwoch18.03.202020:0049,910
Donnerstag19.03.202020:0049,899
Dienstag24.03.202020:0049,911
Dienstag24.03.202015:0050,112
Freitag27.03.202016:0050,114
Sonntag29.03.202021:0049,889
Samstag03.04.202122:0049,8817
Dienstag07.04.202016:0050,1111
Samstag11.04.202021:0049,897
Mittwoch15.04.202007:0049,8911
Mittwoch15.04.202020:0049,913
Donnerstag23.04.202008:0049,889
Freitag24.04.202020:0049,877
Sonntag26.04.202020:0049,879
Samstag24.04.202122:0049,913
Montag27.04.202021:0049,8910
Montag27.04.202016:0050,138
Sonntag03.05.202021:0049,899
Mittwoch06.05.202020:0049,98
Freitag07.05.202122:0049,8913
Montag18.05.202020:0049,97
Dienstag26.05.202021:0049,898
Donnerstag28.05.202021:0049,898
Dienstag02.06.202021:0049,898
Mittwoch03.06.202021:0049,867
Sonntag02.05.202122:0049,8913
Dienstag04.05.202122:0050,113
Freitag07.05.202122:0049,914
Montag15.06.202021:0049,99
Dienstag16.06.202021:0049,913
Samstag20.06.202021:0049,898
Sonntag20.06.202122:0049,8911
Montag21.06.202121:0049,917
Montag21.06.202122:0049,8918
Freitag26.06.202021:0049,897
Samstag27.06.202021:0049,899
Sonntag27.06.202122:0049,8912
Montag28.06.202122:0049,8913
Montag29.06.202004:0050,127
Mittwoch30.06.202122:0049,8913
Mittwoch01.07.202021:0049,8910
Donnerstag01.07.202122:0049,8526
Sonntag05.07.202021:0049,897
Dienstag07.07.202021:0049,898
Mittwoch08.07.202011:0049,8928
Sonntag11.07.202122:0049,910
Dienstag14.07.202021:0049,99
Donnerstag15.07.202122:0049,8816
Donnerstag22.07.202122:0049,8911
Freitag23.07.202122:0049,8312
Mittwoch29.07.202021:0049,889
Freitag30.07.202122:0050,120
Samstag08.08.202021:0049,8711
Sonntag09.08.202021:0049,8714
Montag10.08.202021:0049,899
Dienstag10.08.202122:0049,8911
Freitag13.08.202122:0049,8921
Samstag14.08.202122:0049,8925
Samstag15.08.202021:0049,8910
Sonntag16.08.202021:0049,98
Freitag04.09.202019:0049,98
Montag07.09.202019:0049,910
Dienstag08.09.202020:0049,899
Mittwoch09.09.202019:0049,8811
Mittwoch16.09.202019:0049,8710
Donnerstag17.09.202019:0049,899
Samstag18.09.202122:0049,8917
Mittwoch23.09.202004:0050,1113
Donnerstag23.09.202122:0049,8928
Dienstag29.09.202019:0049,8820
Dienstag28.09.202122:0049,924
Mittwoch30.09.202019:0049,8912
Donnerstag01.10.202019:0049,8710
Freitag02.10.202020:0049,899
Freitag02.10.202004:0050,1110
Dienstag06.10.202016:4349,8917
Sonntag11.10.202019:0049,897
Dienstag13.10.202004:0050,1210
Mittwoch21.10.202009:0049,8919
Montag02.11.202020:0049,912
Donnerstag05.11.202019:0049,8910
Donnerstag05.11.202005:0050,127
Dienstag10.11.202019:0049,8912
Dienstag10.11.202005:0050,148
Donnerstag12.11.202019:0049,887
Freitag20.11.202006:0050,115
Freitag27.11.202020:0049,910
Freitag27.11.202005:0050,19
Montag30.11.202006:0050,1110
Montag30.11.202005:0050,1310
Mittwoch02.12.202006:0050,1210
Donnerstag02.12.202123:0049,924
Samstag05.12.202006:0050,1119
Montag07.12.202006:0050,1112
Donnerstag10.12.202006:0050,1110
Montag14.12.202005:0050,1210
Mittwoch16.12.202021:0049,8920
Donnerstag17.12.202021:0049,8810
Sonntag
27.12.202023:0049,8915
Dienstag29.12.202015:0050,111
Mittwoch30.12.202006:0050,1112
Freitag08.01.202113:0449,7483
Freitag08.01.202123:0049,8814
Donnerstag14.01.202119:0049,8610
Donnerstag14.01.202118:0049,8930
Freitag15.01.202120:0049,920
Montag18.01.202120:0049,8910
Montag18.01.202106:0050,1117
Montag18.01.202106:0050,137
Dienstag19.01.202121:0049,8915
Freitag22.01.202105:0050,146
Montag25.01.202106:0050,110
Montag25.01.202105:0050,116
Montag25.01.202105:0050,1310
Dienstag26.01.202121:0049,8813
Dienstag02.02.202105:0050,110
Donnerstag04.02.202120:0049,912
Donnerstag04.02.202116:0050,110
Freitag05.02.202104:0050,111
Freitag05.02.202105:0050,1214
Montag08.02.202105:0050,1311
Dienstag09.02.202105:0050,1313
Mittwoch10.02.202106:0050,110
Donnerstag11.02.202119:0049,8716
Donnerstag11.02.202105:0050,1412
Freitag12.02.202105:0050,16
Sonntag14.02.202101:0049,924
Sonntag14.02.202116:0050,119
Montag15.02.202121:0049,8810
Montag15.02.202107:0050,110
Mittwoch17.02.202119:0049,8911
Donnerstag18.02.202106:2549,98
Sonntag21.02.202120:0049,920
Sonntag21.02.202105:0050,158
Montag22.02.202120:0049,8815
Mittwoch24.02.202105:0050,1117
Donnerstag25.02.202120:0049,8511
Sonntag28.02.202120:0049,899
Montag01.03.202109:0049,8910
Montag01.03.202115:0050,1112
Montag01.03.202120:0049,8910
Dienstag02.03.202105:0050,18
Dienstag02.03.202120:0049,8711
Mittwoch03.03.202108:0049,8932
Mittwoch03.03.202120:0049,8915
Mittwoch03.03.202121:0049,8920
Donnerstag04.03.202121:0049,898
Freitag05.03.202105:0050,129
Freitag05.03.202119:0049,99
Samstag06.03.202120:0049,8812
Sonntag07.03.202120:0049,914
Montag08.03.202121:0049,99
Dienstag09.03.202105:0050,1312
Mittwoch10.03.202100:0049,8920
Mittwoch10.03.202120:0049,8825
Mittwoch10.03.202121:0049,8811
Donnerstag11.03.202121:0049,8911
Samstag13.03.202116:0050,120
Samstag13.03.202120:0049,915
Montag15.03.202120:0049,8813
Montag15.03.202121:0049,911
Dienstag16.03.202108:0049,910
Dienstag16.03.202119:0049,910
Mittwoch17.03.202120:0049,8913
Donnerstag18.03.202119:0049,911
Donnerstag18.03.202121:0049,8810
Sonntag21.03.202116:0050,111
Sonntag21.03.202120:0049,99
Montag22.03.202105:0050,1211
Montag22.03.202117:0050,117
Montag22.03.202120:0049,8912
Dienstag23.03.202120:0049,911
Mittwoch24.03.202117:0050,1118
Mittwoch24.03.202120:0049,911
Donnerstag25.03.202120:0049,8710
Sonntag28.03.202102:0049,920
Montag29.03.202119:0049,910
Dienstag30.03.202107:0049,8612
Mittwoch31.03.202104:0050,19
Mittwoch31.03.202120:0049,8811
Donnerstag01.04.202107:0049,910
Freitag02.04.202116:0050,1124
Freitag02.04.202117:0050,111
Dienstag06.04.202104:0050,19
Dienstag06.04.202107:0049,920
Dienstag06.04.202119:0049,8626
Mittwoch07.04.202119:0049,8916
Donnerstag08.04.202120:0049,8822
Freitag09.04.202120:0049,913
Dienstag13.04.202119:0049,910
Mittwoch14.04.202120:0049,8911
Donnerstag15.04.202120:0049,8911
Freitag16.04.202122:0049,8818
Montag19.04.202120:0049,8910
Dienstag20.04.202107:0049,8915
Mittwoch21.04.202107:0049,8921
Samstag24.04.202116:0050,1118
Samstag24.04.202117:0050,1119
Dienstag27.04.202120:0049,8910
Mittwoch28.04.202120:0049,914
Mittwoch28.04.202121:0049,8914
Montag03.05.202107:0650,135
Montag03.05.202121:5250,1150
Dienstag04.05.202104:0050,17
Mittwoch05.05.202120:0049,8811
Mittwoch05.05.202122:0049,8822
Freitag07.05.202122:0049,917
Montag10.05.202120:0049,911
Mittwoch12.05.202120:0049,913
Sonntag16.05.202116:0050,114
Montag17.05.202114:3449,8425
Montag17.05.202120:0049,8718
Dienstag18.05.202117:0050,113
Dienstag18.05.202120:0049,856
Mittwoch19.05.202122:0049,922
Freitag21.05.202107:0049,911
Samstag22.05.202120:0049,919
Samstag22.05.202122:0049,8820
Dienstag25.05.202122:0049,99
Donnerstag27.05.202120:0049,98
Samstag29.05.202111:5650,116
Dienstag01.06.202107:0049,912
Dienstag01.06.202116:5049,8835
Mittwoch02.06.202120:0049,8513
Mittwoch02.06.202121:0049,8925
Mittwoch02.06.202122:0049,8725
Donnerstag03.06.202108:0049,920
Donnerstag03.06.202121:0049,8810
Mittwoch09.06.202121:0049,88
Donnerstag10.06.202121:0049,8713
Freitag11.06.202104:0050,16
Freitag11.06.202121:0049,914
Sonntag13.06.202121:0049,8714
Dienstag15.06.202121:0049,8911
Mittwoch16.06.202121:0049,8911
Donnerstag17.06.202120:0049,912
Dienstag22.06.202121:0049,912
Mittwoch23.06.202120:0049,898
Montag28.06.202122:0049,8825
Dienstag06.07.202121:0049,915
Mittwoch07.07.202121:0049,98
Donnerstag15.07.202105:0050,118
Donnerstag15.07.202106:0050,18
Montag19.07.202121:0049,98
Dienstag20.07.202121:0049,8912
Mittwoch21.07.202121:0049,897
Donnerstag22.07.202121:0049,8710
Dienstag27.07.202121:0049,99
Freitag30.07.202104:0050,1114
Mittwoch04.08.202122:0049,9014
Dienstag10.08.202121:0049,888
Mittwoch11.08.202121:0049,869
Donnerstag12.08.202121:0049,8810
Freitag13.08.202120:0049,888
Donnerstag19.08.202121:0049,908
Freitag27.08.202104:0050,109
Montag30.08.202120:0049,908
Mittwoch01.09.202119:0049,885
Montag06.09.202120:0049,9010
Montag13.09.202119:0049,9010
Dienstag14.09.202119:0049,8811
Donnerstag16.09.202119:0049,8812
Montag20.09.202105:0050,108
Montag20.09.202119:0049,909
Mittwoch22.09.202119:0049,899
Donnerstag23.09.202119:0049,908
Donnerstag23.09.202120:0049,8712
Freitag24.09.202119:0049,8611
Samstag25.09.202119:0049,909
Samstag25.09.202120:0049,899
Sonntag26.09.202119:0049,897
Sonntag26.09.202120:0049,908
Montag27.09.202104:0050,107
Dienstag28.09.202119:0049,8910
Dienstag28.09.202122:0048,8918
Mittwoch29.09.202104:0050,1210
Donnerstag30.09.202104:4849,8826
Freitag01.10.202104:0050,115
Freitag01.10.202119:0049,8818

Engpassmanagement in Österreich

Die Gesamtkostenentwicklung für die Stabilisierung des Stromnetzes (Notfallmaßnahmen: Engpassmanagement, Redispatch, Intraday-Stop) in Österreich. Der nicht-österreichische Kostenanteil (rund 2/3) wurde bis 10/2018 durch die deutschen Haushaltskunden bezahlt, da die Leistungen von deutschen Netzbetreibern abgerufen werden. Im Oktober 2018 erfolgte die Strommarktauftrennung zwischen Deutschland und Österreich. Seither sind die externen Kosten gesunken, der österreichische Teil ist dafür deutlich gestiegen.

Quelle: APG; siehe Netzbetrieblicher Quartalskurzbericht Quartal 1-4/2019 der APG

Entwicklung der Engpassmanagementkosten (Datenquelle: APG)

Kostenentwicklung Engpassmanagement rein österreichische Kosten

Quelle: APG; Entwicklung der Engpassmanagementkosten – nur der österreichische Anteil! (Detaildarstellung als PDF)

2020: Allein in Österreich an 261 Tagen notwendig: Kostenpunkt 134 Millionen Euro. 

Engpassmanagement - Kostenentwicklung Österreich
Struktur Redispatching Österreich

Tage mit kritischen Netzeingriffen (2018)

Quelle: addendum.org

enpassmanagementmassnahmen-apg-2018

Hintergrundinformationen Redispatching

Die meisten Probleme tauchen nicht unversehens in voller Größe aus dem Nichts auf. Vielmehr häufen sich über einen längeren Zeitraum die Hinweise auf kleine, unerwartete Ereignisse, die allmählich zu ständigen Begleitern werden. S. VIII.

Kleine Störungen können weitreichende Folgen haben. In den frühesten Stadien macht sich das Unerwartete durch kleine Diskrepanzen bemerkbar, die schwache Warnzeichen kommenden Ärgers aussenden. Diese Hinweise sind schwer zu entdecken, doch wenn man sie entdeckt, kann man die Probleme noch leicht beheben. Wenn die Warnzeichen erst einmal so deutlich werden, dass man sie kaum noch übersehen kann, sind die Ursachen viel schwerer zu behandeln. Quelle: 380 kV-SALZBURGLEITUNG – Evaluierung des öffentlichen Interesses aus Sicht des Landes Salzburg, Umweltbundesamt, 8f und eigene Auswertungen

Definitionen

Redispatching

Beim sogenannten Redispatching werden zur Entlastung von Übertragungsleistungen zusätzliche Kraftwerkskapazitäten in Regionen hohen Stromverbrauches in Betrieb genommen, um den Bedarf lokal zu decken; bei gleichzeitiger Reduktion der Einspeisung an Orten mit hoher lokaler Erzeugung. Damit werden allerdings Kraftwerkskapazitäten abgerufen, die aufgrund der eigentlichen Marktsituation nicht in Betrieb gewesen wären. Dadurch fallen insgesamt höhere Stromerzeugungskosten an, als notwendig gewesen wären, da der Kraftwerksbetrieb sowie der Produktionsentgang entsprechend entschädigt werden müssen. Dies hat auch ökologische Auswirkungen, da es sich dabei im Allgemeinen um fossile Kraftwerke handelt und mit deren Betrieb Emissionen von Treibhausgasen und Luftschadstoffen verbunden sind. [Siehe hierzu auch den weiterführenden Beitrag auf www.next-kraftwerke.de bzw. die nachfolgende Abbildung von nextkraftwerk.de]

Beispiel für einen Redispatch

Intraday-Handel aussetzen

Um den Redispatching-Maßnahmen nicht entgegenzuwirken besteht im Rahmen des Engpassmanagements die Möglichkeit den Intraday-Handel auszusetzen. Dieser stellt daher einen Parameter für die Eingriffe in den Netzbetrieb dar. In der Abbildung ist die Dauer der Handelsstopps für die Quartale der Jahre 2011 bis 2015 dargestellt. Daraus ist ersichtlich, dass die Maßnahmen, die notwendig sind, um eine stabile Elektrizitätsversorgung zu gewährleisten, signifikant zunehmen. Zu berücksichtigen ist, dass es hier nicht um die absoluten Zahlen geht, da es bei der Berechnung gewisse Unschärfen gibt, sondern um die generell Tendenz. Quelle: 380 kV-SALZBURGLEITUNG – Evaluierung des öffentlichen Interesses aus Sicht des Landes Salzburg, Umweltbundesamt und eigene Auswertungen.

Beispiel 24. September 2015

Der Markt („Energy-Only-Markt“), der keine physikalischen Grenzen kennt, führt zu absurten Infrastrukturbelastungen, wie etwa am 24. September 2015, wo es in Österreich zwischen der Vortagesprognosse und der tatsächlichen Situation ein Delta von 3.850 MW gab. Für  14 Uhr war ein Import von rund 3.000 MW geplant, tatsächlich musste aber ein Export von 850 MW sichergestellt werden. Die Differenz entspricht in etwa der Leistung von 22 Flußkraftwerken Freudenau! Wodurch genau diese Divergenz entstanden ist, konnte nicht eruiert werden.

150924 - Intraday AGP

Quelle: APG

Nebenwirkungen dieser Maßnahmen

Redispatching von Kraftwerkskapazitäten sowie das Aussetzen des Intraday-Handels stellen einen signifikanten Eingriff in das marktwirtschaftliche System dar. Dadurch kann sich der Strompreis nicht gemäß Merit-Order einstellen und es erfolgt ein teurer Betrieb außerhalb des ökonomischen (und ökologischen) Optimums. Die daraus resultierenden Kosten des Netzbetriebes sind in Form höherer Strompreise durch die Verbraucher zu tragen. Neben zusätzlichen Kosten kann damit die aus erneuerbaren Energieträgern bereitgestellte Energie nicht optimal genutzt werden und es kommt zu zusätzlichen Emissionen aus fossilen Kraftwerken.

 

Redispatching-Maßnahmen in Deutschland

Quelle: Redispatch in Deutschland – Auswertung der Transparenzdaten – April 2013 bis einschließlich Mai 2017

In der öffentlichen Debatte über Redispatch werden häufig die verschiedenen Maßnahmen des Engpassmanagements undifferenziert betrachtet. Dies führt u. a. dazu, dass die Redispatch-Kosten im Jahr 2015 pauschalisiert mit über 1 Mrd. € beziffert werden, obwohl es sich bei der angegebenen Summe um die Gesamtkosten des Engpassmanagements handelt.

Eine Differenzierung der einzelnen Engpassmaßnahmen ist daher essenziell. In der zeitlichen Reihenfolge des Einsatzes der Maßnahmen macht § 13 Abs. 1 EnWG konkrete Vorgaben. Im ersten Schritt muss der Netzbetreiber netz- oder marktbezogene Maßnahmen wie Regelenergie, Countertrading, Redispatch oder abschaltbare Lasten einsetzen. Dabei erfolgt der Einsatz von Regelenergie ausschließlich bei einem Systembilanzproblem und nicht bei einem hier thematisierten Netzengpass. In einem zweiten Schritt, vor der Abregelung von EE-Anlagen im Rahmen des Einspeisemanagements (EinsMan), darf der Netzbetreiber konventionelle Kraftwerke auf ein „netztechnisch erforderliches Minimum“ abregeln. Erst im dritten Schritt dürfen EE-Anlagen nach § 13 Abs. 2 EnWG abgeregelt werden, da diese einen Einspeisevorrang nach dem EEG genießen.

Für die Betrachtung der System- und Versorgungssicherheit sind durchaus alle Maßnahmen des Engpassmanagements relevant, wenngleich erst ab § 13 Abs. 2 EnWG von einer gewissen Kritikalität auszugehen ist.

Quelle: tennet.de

Redispatch 2017

Quelle: Redispatch in Deutschland – Auswertung der Transparenzdaten – April 2013 bis einschließlich Mai 2017

Alleine im Januar 2017 wurden ca. 3,1 TWh „redispatcht“ und damit etwa 42 % der Leistung des gesamten Jahres 2016. Der massive Anstieg des Redispatch-Bedarfs im Januar 2017 lässt sich zum einen auf punktuelle Spitzen der Windenergie-Einspeisung zurückführen.

Allerdings verdeutlicht eine Korrelation von ~ 61 % zwischen Redispatch- und Windenergie-Einspeisung auch, dass neben der Windenergie-Einspeisung noch weitere Faktoren zum massiven Anstieg der Redispatch-Leistung im Januar 2017 beigetragen haben. In Betracht kommen beispielsweise erhöhte Lastflüsse in Richtung Frankreich, da dort zahlreiche AKW wegen technischen Störungen ausgefallen sind, sowie eine sehr geringe Einspeisung aus PV-Anlagen.

Da ein Großteil der süddeutschen Stromerzeugungsanlagen zur Deckung der Nachfrage bereits Leistung eingespeist hat, stand nur wenig marktliches Redispatch-Potenzial zur Wirkleistungserhöhung zur Verfügung. Dies hatte zur Folge, dass die Wirkleistungserhöhung durch Kraftwerke der Netzreserve erbracht werden musste und die Netzreserve an einzelnen Tagen nahezu den gesamten positiven Redispatch-Bedarf deckte. Anzumerken ist in diesem Zusammenhang auch, dass Redispatch-Maßnahmen immer in „Paaren“ erfolgen (Reduktion ≙ Erhöhung) und die gesamte Redispatch-Leistung daher (inkl. der im Ausland hochgefahrenen Anlagen) im Januar 2017 folglich ca. 4,06 TWh betrug.

Für die Betrachtung der System- und Versorgungssicherheit wäre zudem die Leistung relevant. Das heißt, wie viel GW zeitgleich zum Einsatz kommen müssen, um den Kollaps zu verhindern.

In den ersten fünf Monaten des Jahres 2017 wurden insgesamt 7 TWh Redispatch-Leistung eingesetzt und damit bereits etwa 78 % der Leistung des gesamten Jahres 2016. Folglich
gelten auftretende Netzengpässe als häufigste Ursache für einen Einsatz von Redispatch.

Es ist festzustellen, dass bei einem Rückgang des Redispatch-Volumens (2015 geg. 2016) von ca. 26 %, die Kosten um über 45 % reduziert wurden. Dieses massive Auseinanderdriften von Volumen und Kosten resultiert insbesondere aus dem verstärkten Einsatz der Netzreserve für positive Redispatch-Maßnahmen. Die BNetzA begründet dies mit der sehr effizienten Wirkung einiger Reservekraftwerke auf die aktuellen Engpässe. Da die von der BNetzA ausgewiesenen Redispatch-Kosten ausdrücklich ohne die Kosten der Netzreserve veröffentlicht werden, führt dieser Einsatz zu abnehmenden Redispatch-Kosten bei gleichbleibendem Volumen. Durch den zunehmenden Einsatz der Netzreservekraftwerke steigen dagegen die Einsatzkosten der Netzreserve.

Eine interessante Vorgangsweise, um negative Entwicklungen zu verstecken. Daher sind die Kosten nur sekundär! Denn für die System- und Versorgungsicherheit sind die erforderlichen Maßnahmen entscheidend!

Mehr als eine Milliarde Euro hat der Stromnetzbetreiber Tennet im vergangenen Jahr (2017) dafür ausgeben müssen, wetterabhängig produzierten Ökostrom für den Verbraucher nutzbar zu machen. Quelle: Die Welt

50 Hertz habe den Redispatch „stabilisiert“, so Schucht weiter. Die Kosten für das Engpassmanagement hätten nach vorläufigen Zahlen bei 187 Mio. Euro gelegen (2016: 180 Mio. Euro), und dass trotz eines Zubaus erneuerbarer Erzeugungskapazitäten im Umfang von 2.100 MW. Allein der Bau der Südwest-Kuppelleitung habe – Stand 12. März – rund 308 Mio. Euro solcher Kosten gespart. Quelle: www.energate-messenger.de

Entwicklung der Redispatchingmaßnahmen im deutschen Übertragungsnetz

Quelle: Redispatch in Deutschland – Auswertung der Transparenzdaten – April 2013 bis einschließlich Mai 2017

 

Quelle: www.bundesnetzagentur.de

Redispatching-Maßnahmen in Deutschland

Stand: 26.04.21

Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber bieten seit April 2013 ihre Daten zu den erfolgten Redispatching-Maßnahmen in Deutschland über die Seite www.netztransparenz.de an.

Eine Auswertung durch die deutsche Bundesnetzagentur:

 

Netzeingriffe-in-Deutschland

 

Intraday-Eingriffe (AUT - Archiv)

Intraday-Handelsstopp in Österreich

Stand: 01.03.19

Die Daten für das 1. Quartal 2011 bis 4. Quartal 2013 stammen aus der Salzburgleitung-Studie. Danach stammen sie aus der öffentlichen Quelle der Austrian Power Grid (APG), wobei nur „Critical load flows“ berücksichtigt werden. Zu berücksichtigen ist auch, dass nur ein Wert pro Nachbarland ausgewiesen wird. So gibt es etwa nach Deutschland mehrere Netzübergänge, die jedoch nur einmal in den Daten ausgewiesen werden.

[Aufgrund einer geänderten Datenbereitstellung ab Juli 2016, stimmt die Darstellung nicht ganz. Ab Juli 2016 werden, wie vor Dezember 2015, alle Kuppelstellen einzeln und nicht mehr aggregiert dargestellt. Dennoch ist ein zusätzlicher massiver Anstieg bei den Eingriffen zu beobachten.]

Im November und Dezember 2018 gab es erstmals keine Intraday-Stops. Derzeit ist noch nicht klar, ob das wirklich der große Erfolg der Markttrennung ist, oder ob Maßnahmen in eine andere Darstellung verschoben wurden.

 

 

Strompreisentwicklung (DEU) / Steigende Preisvarianz

In diesem Beitrag werden die Tage/Stunden mit negativen Strompreisen an der europäischen Strombörse (epexspot) ab 2015 dargestellt. Diese stellen nicht nur für den Markt eine große Herausforderung dar, wird doch in dieser Zeit für die Stromabnahme bezahlt, sondern bedeutet auch eine zusätzliche Belastung für die Infrastruktur, da es zu großräumigen Stromtransporten kommt, für die die Infrastruktur nie ausgelegt wurde. Bei Gefahr für die Netzsicherheit erfolgt durch die Übertragungsnetzbetreiber ein Intradaystop – der Handel wird ausgesetzt – bzw. erfolgen Redispatching-Maßnahmen, die wieder um erhebliche Kosten verursachen. Diese werden über die Netzentgelte an die Kunden weiterverrechnet.

Ein weiterer Aspekt betrifft die Gestehungskosten/Grenzkosten bei der Erzeugung, welche je nach Anlagentyp sehr unterschiedlich sein können. Das führt etwa auch dazu, dass Kraftwerke, die auf längere Sicht nicht wirtschaftlich betrieben werden können, aus dem Markt fallen (Merit-Order-Effekt). Das ist grundsätzlich gut und richtig und auch für den Klimaschutz erfreulich, führt aber gleichzeitig zu wenig beachteten negativen Nebenwirkung: Durch den Wegfall von rotierende Massen wird die immanent notwendige und systemkritische Stabilisierung und Ausregelung zunehmend schwieriger und gefährdet. Mittelfristig verzögert sich zusätzlich der Bau von für die Energiewende unverzichtbaren Pumpspeicherkraftwerken und rasch einsetzbaren, flexiblen Kraftwerken (Energiebevorratung), um die volatile Erzeugung der EE-Anlagen auszugleichen, weil es sich einfach nicht rechnet, diese zu bauen. Ein Teufelskreis.

Next-Kraftwerke hat zwei gute Zusammenfassung zu diesem Thema erstellt (Was sind negative Strompreise und wie entstehen sie? und Negative Strompreise: Fieberkurve oder Normalbetrieb?). Meine Anmerkungen befinden sich in den Kommentaren.

Variabilität – signifikante Preissprünge

Ein neues Phänomen ist seit 13. September 2020 zu beobachten: Innerhalb weniger Stunden bzw. Tage treten enorme Strompreisschwankungen auf. So wurde am Sonntag, 13.09.20, von 13 bis 14 Uhr ein negativer Preis von -59 Euro pro MWh erreicht. Von 20 bis 21 Uhr kostete dann die MWh 51 Euro. Eine Differenz von 110 Euro!

Einen Tag später, am Montag, 14.09.20 kostete die MWh zwischen 19 und 20 Uhr bereits 121 Euro. Erstmals seit 24.01.19 wurde damit wieder ein Preis über 100 Euro erzielt. Am Dienstag, 15.09.20 sogar 189 Euro. Der höchste Wert seit 08.02.12 (18 bis 19 Uhr 210 Euro)! Im Intraday-Handel wurde sogar ein Preis von 555 Euro/MWh erzielt, also mehr das 10-fache vom Üblichen um diese Zeit. Eine Woche später, am Monate dem 21.09.20 gibt es von 19 bis 20 Uhr bereits den nächsten Rekord: 200 Euro! Der Intraday-Preis stieg jedoch „nur“ auf 128 Euro.

Das bedeutet nicht nur eine große preisliche Schwankung (Angebot und Nachfrage), sondern vor allem enorme Herausforderungen für den sicheren Netzbetrieb!

Seit Juni 2021 gibt es so viele Stunden mit Preisen über 100 Euro pro MWh wie nie zu vor. Im Juli 2021 sogar fast an jedem Tag. Ein Grund dafür ist der deutlich gestiegene CO2-Preis.  Dieser liegt im Juli 2021 bei über 50 €/Tonne. Ein Jahr zuvor lag er bei der Hälfte. Da die Grenzkraftwerke in der Regel Kohle- bzw. Gaskraftwerke sind, steigen die Spotmarktpreise. Der größte Einflussfaktor auf den Großhandelspreis (Baseload) ist nach wie vor der Preis für die ETS-Zertifikate. Eine MWh aus einem Gaskraftwerk kommt auf etwa 0,4 t, eine MWh aus einem modernen Steinkohlekraftwerk emittiert rund 0,8 t und Braunkohlekraftwerke haben einen Emissionsfaktor von 1 bis 1,25 t/MWh.

Die Grafiken werden grundsätzlich am Monatsbeginn aktualisiert. In Ausnahmefällen auch zwischendurch.

Strompreis Deutschland 2018-2020
Strompreis Deutschland 2020-21

Visualisierung der Varianz

Timo Witte hat dankenswerterweise die Varianz der Strompreisdaten visualisiert, also die Unterschiede zwischen Minimum und Maximum. Stand: 25.09.21

2021 pro Tag

Strompreis DEU_Tageswerte_geplottet_1

2021 pro Woche

Strompreis DEU_Tageswerte_geplottet_3

Standardabweichung pro Woche

Strompreis DEU_Tageswerte_geplottet_6

2020 pro Tag

Strompreis DEU_Tageswerte_geplottet_2

2021 pro Woche

Strompreis DEU_Tageswerte_geplottet_4

Standardabweichung pro Monat

Strompreis DEU_Tageswerte_geplottet_5

Stromgestehungskosten

Stromgestehungskosten für erneuerbare Energien und konventionelle Kraftwerke in Deutschland (Datenquelle: Fraunhofer ISE; März 2018; Wikipedia)

Zu beachten ist, dass die Preise hier in EuroCent/kWh angeführt sind und der Strom in Euro/MWh gehandelt wird. Also die Werte mal 1.000 genommen werden müssen. Das bedeutet, dass im besten Fall ein Strompreis von im Durchschnitt 40 Euro/MWh erwirtschaftet werden muss, um Kraftwerke kostendeckend betreiben zu können.

Stromgestehungskosten_Deutschland_2018_laut_Fraunhofer_ISE

Strompreise Deutschland

Quelle: www.epexspot.com

Strompreistabelle

Die Detailauswertung/Veröffentlichung erfolgt immer zu Monatsbeginn. Übersichtsgrafiken werden je nach Ereignis auch innerhalb des Monats aktualisiert.

Strompreis - negativ
Strompreis - Quartal
Strompreis - Jahre - tiefster Preis
Strompreis - Jahre
Strompreis - höchster Jahrespreis
Strompreis - über 100 Jahre

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

Quelle: amprion.de

Aktuelles Quartal: Negativpreise | Preise über 100 Euro pro MWh

10-2021

21-3-10 - Strompreise

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im Jahr 2021

Zum vollständige Anzeigen der Tabellen bitte das jeweilige Bild anklicken.

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im 3. Quartal | September 2021

21-3-09 - Strompreise

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im 3. Quartal | August 2021

21-3-08 - Strompreise

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im 3. Quartal | Juli 2021

21-3-07 - Strompreise

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im 2. Quartal 2021

21-2 - Strompreise

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im 1. Quartal 2021

21-1 - Strompreise

Hintergründe Stromgestehungskosten / Grenzkosten

Stromgestehungskosten / Grenzkosten

2016 fallen die vielen Stunden mit Preisen zwischen 0-20 Euro auf. Hier ist anzumerken, dass auch um diesen Preis kein konventionelles Kraftwerk kostendeckend produzieren kann, da die Grenzkosten – die Kosten, die für die Produktion erforderlich sind – deutlich höher liegen. Einen Anhalt für die tatsächlichen Produktionskosten bietet der Bericht „Subventionen und Kosten für Energie“ des österreichischen Umweltbundesamtes. Wobei hier auch externalisierte Kosten berücksichtigt werden. Die Beurteilung, wie „nachhaltig“ die Stromproduktion daher derzeit überhaupt ist, bleibt dem Leser überlassen.

LCOE Oestereich

Stromgestehungskosten für ausgewählte Technologien. Das unterste grüne Segment entspricht den Stromgestehungskosten gemäß LCOE-Methodik, das mittlere grüne Segment stellt die direkte Förderung (z. B. Steuererleichterungen für den Brennstoff) dar und das oberste Segment gibt die externen Kosten an. Die in blau dargestellte „zusätzliche Förderung“ gibt die Höhe der Subventionen an, welche keine Auswirkungen auf die Stromgestehungskosten der Anlagen haben (z. B. Einspeisevergütung). Die Angabe der Unsicherheit der externen Kosten bei der Kernkraft gibt die Spannweite der Literaturangaben wieder, die aufgrund unterschiedlicher Annahmen stark variieren; die orange Markierung gibt den durch ECOFYS ermittelten Wert an (Durchschnitt EU28).

11/18:  In den vergangenen 12 Monaten war der Spotmarktpreis an 150 Stunden unter 0 Euro/MWh und an 902 Stunden (= 9,515 % aller Stunden im Jahr) unter 20 Euro/MWh. Einen Preis über 60 Euro/MWh wiesen in den letzten 12 Monaten 1.393 Stunden (= 14,694 % aller Stunden im Jahr) auf. Quelle: www.power-solution.at

Niedrige Strompreise

Wie die (unvollständige) Auswertung der Strompreise unter 20 Euro zeigt, ist die Anzahl der Stunden 2016 massiv angestiegen. Während die Auswertung dieser Preiszone im Jahr 2015 eine Gesamtzahl von rund 400 Stunden ergab, waren es 2016 und 2017 mehr als 930 Stunden (aus organisatorischen Gründen werden nur Tage mit mehreren Stunden unter 20 Euro ausgewertet).

Strompreis - 0-20

Die niedrigen Strompreise freuen natürlich (Groß)Kunden, führen aber gleichzeitig dazu, dass die betriebswirtschaftlichen Bedingungen für konventionelle Stromproduzenten immer schwieriger werden. Die damit verbundenen Nicht-Investitionen (Wartung und Erneuerung) werden in wenigen Jahren zu einem zunehmenden Problem durch „Aging Infrastructures“ führen. Wohin das führen kann, ist bereits in Großbritannien zu beobachten. Zusätzlich steigt der Bedarf an konventioneller Regelleistung, um die Netzstabilität aufrecht erhalten zu können. So verdreifacht etwa die Austrian Power Grid die Reservekapazitäten für den Sommer. Das System muss weiter bzw. verstärkt an der Belastungsgrenze betrieben werden, wie auch die Redispatch-Maßnahmen zeigen.

Hohe Strompreise

Dem gegenüber stehen Strompreise über 100 Euro, die erstmals 2017 wieder mehrfach aufgetreten sind.

Rekordnegativstrompreise

Am 08. Mai 2016 wurde nach dem 25. Dezember 2012 mit dem Rekordnegativstrompreis von -221,99 Euro pro MWh der bisher zweitniedrigste Wert mit -130,09 Euro erreicht (siehe auch unter Alle Jahre wieder …. Muttertag … und Rekordnegativstrompreise). Am 01. Mai 2017 gab es während 16 Stunden Negativstrompreise. Davon während 11 Stunden unter 30 Euro, was einen neuen Rekord in der Dauer und Höhe darstellt.

Strompreis - Jahre - tiefster Preis

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im Jahr 2020

Zum vollständige Anzeigen der Tabellen bitte das jeweilige Bild anklicken.

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im 4. Quartal 2020

20-4 - Strompreise

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im 3. Quartal 2020

20-2 - 07 - Strompreise

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im 2. Quartal 2020 – Juni

20-2 - 06 - Strompreise

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im 2. Quartal 2020 – Mai

20-2 - 05 - Strompreise

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im 2. Quartal 2020 – April

20-2 - Strompreise

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im 1. Quartal 2020

20-1 - Strompreise

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im Jahr 2019

Zum vollständige Anzeigen der Tabellen, bitte das jeweilige Bild anklicken. Es gibt eine kleine Abweichung zwischen der eigenen Auswertung (209 Stunden) mit der offiziellen (211 Stunden).

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im 4. Quartal 2019

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im 3. Quartal 2019

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im 2. Quartal 2019

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im 1. Quartal 2019

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im Jahr 2018

Zum vollständige Anzeigen der Tabellen, bitte das jeweilige Bild anklicken.

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im 4. Quartal 2018

 

Strompreise unter 20 Euro im 3. Quartal 2018

18-3 - Strompreise

Strompreise unter 20 Euro im 2. Quartal 2018

 

Strompreise unter 20 Euro im 1. Quartal 2018

Negativstrormpreise Deutschland/Österreich EEX

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im Jahr 2017

Zum vollständige Anzeigen der Tabellen, bitte das jeweilige Bild anklicken.

 

Strompreise unter 20 Euro im 4. Quartal 2017

Strompreise unter 20 Euro im 3. Quartal 2017

Strompreise unter 20 Euro im 2. Quartal 2017

 

Strompreise unter 20 Euro im 1. Quartal 2017

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im Jahr 2016

Zum vollständige Anzeigen der Tabellen, bitte das jeweilige Bild anklicken.

 

Strompreise unter 20 Euro im 4. Quartal 2016

strompreise-4-qu-2016

Strompreise unter 20 Euro im 3. Quartal 2016

Strompreise 3.Qu 2016

 

Strompreise unter 20 Euro im 2. Quartal 2016

Strompreise 2.Qu 2016

Strompreise unter 20 Euro im 1. Quartal 2016

Während es im Jänner 2015 25 Stunden mit Negativstrompreisen gab, waren es 2016 nur 5.

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im Jahr 2015

Zum vollständige Anzeigen der Tabellen, bitte das jeweilige Bild anklicken.

 

Strompreise unter 20 Euro im 2. Halbjahr 2015

Strompreise unter 20 Euro im 1. Halbjahr 2015

Strompreise 1.HJ 2015

Anmerkung: In den eigenen Auswertungen wurde offensichtlich eine Stunde übersehen, da andere Quellen von 126 Stunden sprechen.

Weiterführende Hintergrundinformationen

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.

Situation in Österreich

Mit Jänner 2021 standen folgende installierte Kraftwerksleistungen zur Verfügung. Dabei handelt es sich um die theoretischen Maximalleistungen, die im Alltag nie erreicht werden (Wasserstand, Wartung, Ausfälle etc.).

Österreich

ArtMW
Biomasse497
Wasserkraft8.371
Wind Onshore3.198
Photovoltaik1.851
Sonstige Erneuerbare958
Steinkohle0
Erdgas4.449
Pumpspeicher3.459
Sonstige Konventionelle267

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

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 redu- zieren 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

 

Situation in Deutschland

Stromerzeugungs- und Importkapazitäten

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; Stand 04.01.21; siehe auch Er­zeu­gungs­ka­pa­zi­tä­ten, oder Liste fossil-thermischer Kraftwerke in Deutschland):

ArtMW (installiert)gesicherte
Verfügbarkeit (%)
Real (ohne Kohle/Atom)
Biomasse8.2050,86.564
Wasserkraft5.1130,84.090
Wind Offshore7.7470,1775
Wind Onshore54.6520,052.733
Photovoltaik50.41000
Sonstige Erneuerbare5130,8410
Kernenergie8.11400
Braunkohle20.48700
Steinkohle23.49900
Erdgas31.9420,825.554
Pumpspeicher9.4220,98.480
Sonstige Konventionelle7.5920,86.074
227.69654.679

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.

Atomaustieg: Die verbliebenen deutschen Atommeiler sollen nach dem Atomgesetz bis Ende 2022 abgeschaltet werden. 2021 Brokdorf in Schleswig-Holstein, Grohnde in Niedersachsen und Gundremmingen C in Bayern. In Betrieb bleiben bis Ende 2022 das AKW Emsland in Niedersachsen, Isar 2 in Bayern und Neckarwestheim 2 in Baden-Württemberg.

Am 1.1.2021 gab es in Deutschland rund 230 GW installierte Kraftwerksleistung. Betrachtet man die reale Verfügbarkeit mit halbwegs optimistisch angenommen Werten und geht davon aus, dass es keinen Kohle- und Atomstrom gäbe, dann steht noch eine Leistung von rund 55 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 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 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.

 

Stromerzeugung in Deutschland 2020

Strommix 2020: Stromerzeugung in Deutschland [Netto]
Infografik „Strommix 2020: Stromerzeugung in Deutschland [Netto]“ von STROM-REPORT.de

6 fossilfreie Kernkraftwerke haben in 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, so dass 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 2020 | 1. HJ 2021

Quelle: energy-charts.info

 

2020 - Extremwerte Strom

Extremwerte 2021

Stromimportkapazitäten

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

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

DEU Stromaustausch mit den Nachbarn

 

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.

Jährliche Entwicklung der Windenergieleistung an Land in Deutschland

Quelle: www.wind-energie.de

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. Allein 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.

Geplanter Kraftwerksrückbau DEU

„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

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 des Gesetzes 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

DEU Abschaltung KKW

 

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 2015-2021

Quelle: www.agora-energiewende.de

2021

2021-01-ee-deu

2020

2020-01 - EE-Deu

2019

2018

2017

2016

2015

Situation in der 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

Die Schweiz will aus der Atomenergie aussteigen. Im Jahr 2019 (unbestimmt) soll Beznau I abgeschaltet werden. Beznau II (unbestimmt) und Mühleberg sollen 2022 folgen (abgeschaltet), Gösgen 2029 (unberstimmt) und Leibstadt 2034 (unberstimmt). Derzeit stammen 40 Prozent des Stroms aus AKW, 56 Prozent aus Wasserkraft. 1 Prozent stammt aus erneuerbarer Energie. Die Kernenergie sei in den letzten Jahren immer teurer geworden. Grund seien die zunehmenden Kosten für Sicherheit, Stilllegung und Entsorgung. Wikipedia

Entwicklung der Netzeingriffe in der Schweiz

Netzeingriffe Swissgrid

 

 

Situation in Frankreich

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.

  • 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.
  • 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. 

210104 - Strom Frankreich

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.

Stromproduktion Frankreich 2020

 

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

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.

europäischer Kraftwerkspark

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)

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.

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.

Speicher

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.

Speicher 2

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!

2021-01 EE Produktion DEU

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 Zeitbereich ausgeglichen werden können. Dazu sind immense Speichervolumina notwendig und ein Energiemanagement muss nicht nur mit dem Inhalt der Speicher haushalten, sondern es müssen dabei auch immer die begrenzten Leistungen bei Einspeichern genauso wie beim Ausspeichern beachtet werden. Zudem müssen diese Leistungen auch zu den örtlich verteilten Speichern transportiert werden können. Das gleiche gilt dann natürlich auch für das Rückspeichern ins Energieversorgungssystem. Das Zeitverhalten bei dem notwendigen Ausregeln ist ein weiterer Blickpunkt. Nichts funktioniert unendlich schnell. Und ob eine Reserve tatsächlich einsetzbar ist, kann unliebsame Überraschungen zur Folge haben.

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


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

(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 WirklichkeitDie Abwendung von der physikalischen Wirklichkeit ist die Schwachstelle der EnergiewendeAlle 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

Am 15. März 2021 wurde der 300.000 Heimspeicher in Deutschland installiert. Die Gesamtheit aller Hausspeicher stehe für eine Bereithaltung von 2,3 Gigawattstunden. Für 2021 werden weiter 100.000 neue Speicher erwartet. 2020 wurden in Deutschland 570.000 E-Autos neu zugelassen. Quelle: www.erneuerbareenergien.de

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.

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. 

 

Kohlestromentwicklung

 

Global Coal Plant Tracker

Global Coal Plant Tracker