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. 

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

Aktuelle systemische Betrachtungen:

Besonders hervorzuhebende Ereignisse:

Wir können die Realität ignorieren

Kurzmeldungen

Risikobild Österreich 2023

Die Aussagen des technischen Vorstandes der APG, Gerhard Christiner, bei der Präsentation der Risikovorschau 2023  des Österreichischen Bundesheeres am 27. Januar 2023 sind sehr klar und unmissverständlich! Einmal ab Minuten 1:10:30 und das zweite Mal ab Minute 1:39:27.

Umbau des Systems bei laufendem Motor

Michael Strugl, Präsident von Oesterreichs Energie, forderte im Rahmen Oesterreichs Energie Trendforum für die Energiewende eine gemeinsame Anstrengung aller Akteure. „Die Energieunternehmen stemmen bereits jetzt den Umbau des gesamten Systems und das bei laufendem Motor“, verwies Strugl auf die Leistungen der Branche. Er ortete beim Ziel der Energiewende ein Umsetzungsproblem. „Ansagen gibt es genug, wir brauchen jetzt aber gut integrierte Lösungsansätze“, sagte Strugl. Entscheidend sei „mehr Tempo“: „Der Zeithorizont 2030 bedeutet einen Marathon, den wir in Wahrheit im Sprint laufen müssen, um die Ziele zu erreichen.“

Die ursprünglich mit 50 Milliarden Euro bis 2030 bezifferten Kosten für Erzeugung und Netze bezeichnete Strugl als zu niedrig: „Es wird deutlich mehr werden. Das kann die öffentliche Hand nicht stemmen, dafür braucht es Investitionen der Unternehmen. Die Investitionsfähigkeit der Unternehmen ist daher entscheidend.“

Ab 1:02:22 

Ab 1:19:57

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/Twitter-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 oder die sehr einfach Darstellung Netzfrequenzschwankung Netzfrequenzinfodienst RG-CE.

Die Grafiken werden jeweils zu Monatsbeginn aktualisiert.

Tabelle mit Frequenzabweichungen ab 2020

Frequenzabweichungen - Frequenz
Frequenzabweichungen - Wochentage
Frequenzabweichungen mehr als 15 Minuten 2020-2023
Frequenzabweichungen - Uhrzeit
Frequenzabweichungen - Dauer

Bedenkliche Regelungsabweichungen (> +/- 0,15 Hz | 150 mHz)

2022

  • 20.04.22 – 22:05 Uhr: 49,84 Hz

2023

2021

2020

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

2019

Auffälliges Regelverhalten seit März 2023

Die meisten, die schon lange im Stromnetz arbeiten, sind wohl stark irritiert, vor allem, weil das bisherige Selbstverständnis der Regelkonformität nicht mehr zu gelten scheint! Siehe hierzu auch die Auswertung Durchsacken der UCTE-Netzfrequenz auf 49,84 HZ

230422-Überfrequenz
230414-0703 Freq
230411-1645
230409.1005-1212
230328-15-18 Uhr
230328 1630-2300
MFI2023_03_28_16-57
MFI2023_03_27_16-11
230325 - 1312
230314-1430-17000
MFI2023_02_05_21-00
MFI2023_03_25_11-02

Bisher …

MFI2021_10_07_22-10
MFI2021_10_02_22-10
MFI2021_10_02_17-01

Prof. Dr. Christian Rieck: „Schwache Signale“ Frequenzsprünge

Auszug aus „Wieso wir Risiken unterschätzen: Seilbahnunglück (Moral Hazard und Statistik seltener Ereignisse)“

Engpassmanagement & Redispatching

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)

03.12.22: APG Netzbetrieblicher Quartalskurzbericht Quartal 1-3/2022Die Engpassmanagement-Kosten für APG betrugen bis zum Ende von 03/2022 ca. 76,6 Mio. €
Alle EPM-Abrufe von APG (inklusive Netzreserve) in der Regelzone APG bis zum Ende von 03/2022 verursachten Kosten in der Höhe von ca. 488,5 Mio. €. Diese Kosten wurden zum Teil weiterverrechnet, da sie durch externe TSOs aufgrund von externen Engpässen angefordert wurden.

Engpassmanagement - Kostenentwicklung Österreich

Quelle: APG; nur der österreichische Anteil!

Struktur Redispatching Österreich

"Das Redispatch-Problem" - Stresstest Winter 2022/23

Quelle: @WernerderChamp

Stellen wir doch mal das Szenario „++“ grob da: Rekordlast von 85GW – Heizlüfter schnurren. Wir haben 45GW Wind, brauchen kaum Gas und können ganze 15GW exportieren (davon 10 weitergeleitet). Der Strom ist an der Börse verkauft, alle sind glücklich. Bis auf die Netzbetreiber …

Die sehen nämlich folgendes. Im Norden kommen die Importe aus den nordischen Ländern und Polen, von denen ein Teil über die Niederlande nach Frankreich wandern wird. Da der Wind stark weht ist im Norden jetzt zu viel Strom. Und eben mal 20GW in den Süden schieben geht nicht.

Im Süden hingegen fehlt jetzt massiv Strom. Und wir wollen ja sogar nach Frankreich exportieren! Um das Netz wieder auszugleichen wird nun ein Redispatch durchgeführt. Das bedeutet, dass der Netzbetreiber, dort wo Strommangel herrscht, weitere Kraftwerke hochfährt.

Im Gegenzug wird an anderer Stelle Leistung reduziert. Da Deutschland nur eine Preiszone hat, wird der Strom überall zum gleichen Preis verkauft (aka. „Deutsche Kupferplatte“). Auf Engpässe oder ungleiche Stromerzeugung innerhalb Deutschlands nimmt der Markt keine Rücksicht

Deswegen müssen nun im Süden ganze 13GW an Kraftwerken aufgetrieben werden, die kurzfristig ans Netz gehen können. Wenn das z.B. wegen Problemen bei der Kohleversorgung nicht klappt, müssen Lastabwürfe vorgenommen werden!

Das Problem sind also Transportengpässe, welche an der Börse nicht einfließen, und der zu sehr auf den Norden zentrierte WKA-Ausbau. Bei Dunkelflaute wären die Kraftwerke im Süden regulär an der Börse zum Zug gekommen und man hätte durch höhere Strompreise weniger exportiert.

Das ist im Übrigen auch der wahrscheinliche Grund, warum Habeck das AKW Emsland nicht weiterbetreiben will. Den Strom des Kraftwerkes bekommen wir in so einer Situation schlicht und einfach nicht in den Süden. Mit den Wahlen in Niedersachsen 2023 hat das nix zu tun.

Die Annahmen im Stresstest waren kritisch bis extrem. So wurde mit geringer Verfügbarkeit der Kraftwerke im Süden gerechnet. Die wichtigste Maßnahme ist daher, es nicht soweit kommen zu lassen. Die Bereitschaft der Kraftwerke und deren Versorgung mit Brennstoffen ist zu sichern.

Wenn diese Maßnahme nicht wie gewünscht klappt, sollen auch die AKWs Neckarwestheim und Isar am Netz bleiben. Ich fände es allerdings besser, wenn man unabhängig davon in den Streckbetrieb gehen würde. Die Gaseinsparung in D wäre zwar gering, und wir brauchen sie wsl. nicht, aber es würde den europäischen Strommarkt entlasten. Damit eher ein Solidaritätsakt, aber m.E. sinnvoller, als die AKWs kalt vorzuhalten. Allerdings ist im Fall der Fälle dann weniger Leistung abrufbar. Mit Teillastbetrieb könnte man das wohl aber etwas ausgleichen.

Aber zurück zu Maßnahmen, jetzt die über den Winter hinaus: Das Leitungsnetz muss weiter ausgebaut werden. Gerade in Bayern sieht es da schlecht aus, da man den Nord-Süd-Link blockiert hat. Im Süden sollen generell weitere Gaskraftwerke rein für die Kriesenvorsorge gebaut werden.

Im weiteren Schritten sollen einige Gaskraftwerke auf Öl umgerüstet werden. Bei manchen Anlagen ist das wohl mit überschaubaren Aufwand möglich. Biogas soll mehr Strom erzeugen durch geänderte Flexibilitätsanforderungen. Flexible Lasten sollen ausgebaut werden.

Als weitere Maßnahme könnte man Deutschland in mehrere Strompreiszonen aufteilen. Die Idee ist nicht neu und wird auch schon aktiv untersucht. Jede Zone hätte so seine eigene Merit-Order und es würde auf den Markt durchschlagen, wenn regional Strom fehlt.

Dadurch würde der Strom im Süden teurer werden, da man dann nur noch das bekommt, was das Netz auch hergibt. Die Kosten für Redispatch, die deutschlandweit umgelegt werden, bleiben ebenfalls im Süden, wodurch es im Norden billiger wird.

Die Lage würde natürlich auch entschärft, wenn man im Süden ein paar mehr Windräder aufstellt. Das würde in diesem Fall sogar doppelt CO2 einsparen. Nur Wind im Norden und nur PV im Süden ist an der Realität vorbei. Es braucht IMMER beides. Auch wenn viele das nicht begreifen.

Mit besserer Gaslage und den Maßnahmen ist 23/24 keine Mangellage mehr zu erwarten. Man sollte in Zukunft bei der Bedarfsanalyse Kriesenszenarien mit einbeziehen. Wir können nicht wie aktuell wahllos Kohlekraftwerke abschalten. Bei genügend EE wird die Kohle sowieso verdrängt.

Ergebnis des Stresstests: bmwk.de/Redaktion/DE/D

FAQ des BMWK: bmwk.de/Redaktion/DE/D next-kraftwerke.de/wissen

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: 02.12.22

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

 

 

 

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! Dieser Trend wurde jedoch 2021 deutlich überflügelt. Am 21. Dezember 2021 wurden sogar 620 Euro pro MWh erreicht. Zu Silvester hingegen wurde nach längerem wieder die Null-Euro-Grenze unterschritten.

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 Preisschwankung (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. 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.

Durchschnittspreise der vergangenen Jahre

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: Jahresvergleich ab 2015

Datenquelle: www.epexspot.com/SMARD | Strompreis Download

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

Strompreis Deutschland 2018-2020

1. Quartal

Strompreise 1.Qu – 2015-2022

2. Quartal

Strompreise 2.Qu – 2015-2022

3. Quartal

Strompreise 3.Qu – 2015-2022

4. Quartal

Strompreise 4.Qu – 2015-2022
Strompreistabelle

Negative Preise

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

SP-0-20
SP-negativ-Qu
SP-negativ-gestaffelt
SP-Stunden
SP-niedrigster

Strompreisvergleich AT – CH – DE – FR – NL

230528-AT-CH-DE-FR-NL
230527-AT-CH-DE-FR-NL
230513-Strompreise AUT-CHE-DEU-FRA-NLD
230430-Strompreise AUT-CHE-DEU-FRA-NLD
230419-Strompreise AUT-CHE-DEU-FRA-NLD.png
220829 - Strompreise AT-CH-DE-FR

Preise über 100 Euro pro MWh

SP-100-gestaffelt
SP-100
SP-höchster

Aktuelles Quartal: Negativpreise | Preise über 100 Euro pro MWh

Januar

23-1-01 - Strompreise

Februar

23-1-02 - Strompreise

März

23-1-03 - Strompreise

April

23-2-04 - Strompreise

Mai

23-2-05 - Strompreise

Juni

23-2-06 - Strompreise

Strompreise unter 20 bzw. über 100 Euro im Jahr 2022

Zum vollständige Anzeigen der Tabellen bitte das jeweilige Bild anklicken.

Dezember 

22-4-12 - Strompreise

November

22-4-11 - Strompreise

Oktober 

22-4-10 - Strompreise

September

22-3-09 - Strompreise

August 

22-3-08 - Strompreise

Juli

22-3-07 - Strompreise

Juni

22-2-06 - Strompreise

Mai

22-2-05 - Strompreise

April

22-2-04 - Strompreise

März

22-1-03 - Strompreise

Februar

22-1-02 - Strompreise

Januar

22-1-01 - 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

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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

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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

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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

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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

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

Installierte Netto-Leistung in Europa 2015 -2022
Installierte Netto-Leistung in Europa 2015 -2022 Tabelle

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

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

 


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

Tatsächliche Produktion von Windenergie in Europa 2016-2019
Tatsächliche Produktion von Windenergie in Europa 2016-2019

 


Quelle: Deutscher Intensivpatient Stromversorgung

 


 

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

Quelle: amprion.de

 


Wind- und PV-Produktion EU-Länder

Quelle: energy-charts.info

 

2023 EE EU

 

2022 EE EU

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

Art MW
Biomasse 497
Wasserkraft 8.371
Wind Onshore 3.198
Photovoltaik 1.851
Sonstige Erneuerbare 958
Steinkohle 0
Erdgas 4.449
Pumpspeicher 3.459
Sonstige Konventionelle 267

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

Kraftwerkspark 2022

Kraftwerkspark 2017

Tirol

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

Der aktive Beitrag Tirols, über (Pump-)Speicher die internationale Systemstabilisierung zu unterstützen, garantiert auch die eigene Versorgungssicherheit im Land. Dies gilt in Zukunft noch stärker: Im Fall eines Blackouts 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 sowieso alles ausgeht, habe ich versucht, die Faktenlage im Schnellverfahren zusammenzustellen. Hier die Darstellung des deutschen Kraftwerkparks (Quelle: smard.de; Stand 01.01.22; siehe auch Er­zeu­gungs­ka­pa­zi­tä­ten, oder Liste fossil-thermischer Kraftwerke in Deutschland):

Art MW (installiert) gesicherte
Verfügbarkeit (%)
Real (ohne Kohle/Atom)
Biomasse 8.543 0,8 6.834
Wasserkraft 5.115 0,8 4.092
Wind Offshore 7.787 0,1 779
Wind Onshore 55.630 0,05 2.782
Photovoltaik 56.309 0 0
Sonstige Erneuerbare 462 0,8 370
Kernenergie 4.056 0 0
Braunkohle 19.106 0 0
Steinkohle 18.830 0 0
Erdgas 30.553 0,8 24.442
Pumpspeicher 9.280 0,9 8.352
Sonstige Konventionelle 7.244 0,8 5.795
222.915 54.679

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

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

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

Atomausstieg: 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. Damit gehen 8.114 MW vom Netz.

Am 1.1.2022 gab es in Deutschland rund 223 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.

 


Kraftwerksliste

bundesnetzagentur.de

 

Installierte Kraftwerksleistung

Installierte Kraftwerksleistung DEU 2000-2030

 

DEU-Installierte Leistung zur Stromerzeugung


 

Szenariorahmen zum Netzentwicklungsplan Strom 2037 mit Ausblick 2045, Version 2023

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

 


Windkraft in Deutschland: Große Versprechen, kleine Erträge

Quelle: NZZ, 07.11.22

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

 

Stromerzeugung in Deutschland 2021

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

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

Masterplan Energiewende

Quelle: www.heise.de

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

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

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

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

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

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

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

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


 

Extremwerte

Quelle: energy-charts.info

2022

Extremwerte DEU 2022

2021

2020

2020 - Extremwerte Strom

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

Quelle: amprion.de


 

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

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

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

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

Verfügbarkeit ausländischer Kraftwerkskapazitäten für die Versorgung in Deutschland

Quelle: BDEW, Mai 2018

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

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

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

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

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

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

Siehe auch Die Energieversorgung in den Nachbarländern Deutschlands (2015)


 

Deutscher Kohleausstieg

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

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

21.11.2022: Rückkehr von Kohlekraftwerken an den Strommarkt

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

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

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

03.06.21: STEAG beantragt weitere Stilllegungen von Kraftwerksblöcken

Quelle: www.steag.com

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

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

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

14.06.21: Wann ist ein Kraftwerk systemrelevant?

Quelle: amprion.de

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


 

Deutscher Atomausstieg bis 2022

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 2015-2023

Quelle: www.agora-energiewende.de

2023

2023-01-ee-deu

2022

2022-01-ee-deu

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

Meldungen

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

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

Situation in Frankreich

Aktuelle Kraftwerksverfügbarkeit & Engpässe

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

Meldungen

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

 

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

 

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

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

 

 

Verfügbarkeit französischer Kraftwerke

Quelle: green-planet-energy.de

Situation in weiteren Ländern

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

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

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

DEU-Installierte Leistung von Batteriespeichern

https://www.energy-charts.info/downloads/Stromerzeugung_2022.pdf

Where are the batteries?

We are entering the age of megawatt-scale batteries.

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

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

Megawatt-scale batteries DEU

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.

Die Suche nach den Dunkelflauten

Quelle: ©Science Media Center Germany gGmbH

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

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

Fazit

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

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

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


China

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