Archiv ältere Meldungen zur aktuellen Situation
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
Ausblick Winter 2022/23
08.12.22: CHE/ENTSO-E ⚠: «Höhere Risiken als in anderen Jahren» – Der Verband europäischer Übertragungsnetzbetreiber hat die Aussichten für den Winter publiziert. Darin schätzt sie die Stromversorgungslage ein. Fazit: In diesem Winter werde es kritischer als in anderen Wintern zuvor. Der diesjährige Bericht spricht für den bevorstehenden Winter von höheren Risiken als in früheren Jahren. In verschiedenen Ländern werden Probleme ausgemacht. Darunter auch in Frankreich. Zudem konstatiert der Bericht, dass das europäische Stromsystem in hohem Masse von Gas abhängig ist. Günstige Witterungsbedingungen könnten laut ENTSO-E die Abhängigkeit und somit das Risiko verringern. Für den Winter wurden einige zusätzliche Risiken ermittelt, die erhebliche Auswirkungen auf die Stromversorgung haben könnten, insbesondere wenn sie zeitlich zusammenfallen. Dazu zählt die ENTSO-E die Unsicherheiten in Bezug auf die Verfügbarkeit von Kernenergie in Frankreich, Schweden und Finnland sowie die Kohleversorgung in Deutschland und Polen.
05.09.22: DEU: 🚨 In allen drei betrachteten Szenarien zeigt sich die Versorgungssituation im kommenden Winterhalbjahr äußerst angespannt. In Europa kann im Strommarkt die Last nicht vollständig gedeckt werden. 🚨
👉 Katastrophenwinter 2023 – Fiktion oder bald Wirklichkeit? (08/22)
Klare Aussage von Gerhard Christiner, Vorstand APG, ab Minute 35 im Rahmen des Symposiums Blackout und Versorgungssicherheit am 06.09.22 im Österreichischen Parlament.
Was passiert, wenn unvorhergesehene Ereignisse, wie Sabotageakte, dazukommen? TransNetBW, Netzbetrieb
ZDF WISO Doku „Blackout in Deutschland – Horrorszenario oder reale Gefahr?“, ab Minute 31,45, 01.08.2022
👉 Europe is in danger of rolling electricity shortages ⚠
Eine hervorragende Auswertung von @BurggrabenH über die aktuelle europäische Situation! Vollständig mit mehr Grafiken auf Twitter.
I will explain why, back it with data & kindly ask YOU to share it as the fix lies in voting for balanced policies. We must adapt, urgently!
The European electricity grid is a modern miracle. It is the largest synchronous electrical grid (by connected power) in the world. It interconnects 520 million end-customers in 32 countries, including non-European Union members such as Morocco or Turkey. In 2019, the total net electricity consumption (known as load) on the Continent was 2,635 terawatt-hours (TWh). Including all European countries – Great Britain, Ireland, the Nordics/Baltics, which are not synchronous but connected, it gets >3,300TWh. Big!
Basically, there are 4 major short-term „issues“ & one gigantic structural long-term „problem“.
Short-term:
- a) Germany’s shut-in of 35TWh pa nuclear output;
- b) France & the UK’s reactor outputs;
- c) Norway’s water reservoir levels;
- d) Ukraine’s grid integration.
Now, before we go to each short-term issue, let us be very clear: none of the four would be issues if it wasn’t for the failures of all net importers to get their own house in order. Please go back to tweet 12: Italy is worst with Austria & Hungary as close 2nd.
Italy closed its nukes in 90ies; never replaced lost capacities; Grid… (a) does not have enough gen capacities for annual loads; (b) relies on natgas without secured access the needed molecules; (c) does not have 1 MW offshore wind;
Austria has hydro but hydro does not like heat (as we just had) while its generation never matched loads – after all the Germans had it, right? Like Austria, Hungary built its grid on natgas, except that they do not have much themselves.
Switzerland didn’t replace 2 aging reactors at Beznau which will cost us 6TWh (10%) of generation in next 5y.
Belgium expanded its renewable fleet nicely, esp offshore wind (which usually is 50% more productive than onshore) & solar. But like CH Belgium has what we call an „age bomb“ problem of its nuclear fleet that needs addressing (50% of generation).
Dutch rely heavily on natgas to keep the lights on. Nothing wrong with that as the Netherlands has access to LNG regas & offshore production.
Germany turns off 4 GW of nuclear. That effectively means it turns off 32 Terawatt-hours (TWh) of electricity production (4 GW x 24 x 365 days x 92% capacity factor = 32,237 GWh or 32TWh. This move will most likely turn Germany into a net importer of electricity come 2023. By extension, it has to become a massive issue for the rest of Europe but certainly for Italy, Austria and Luxembourg. Fact is that 20 year of German Energiewende systematically reduced its dispatchable (frequency reliable) electricity output options to the point where natgas has to save the day – which we struggle to get. This is the definition of a perfect storm.
France is the champion of nuclear power. It’s fleet of 57 reactors should be capable to deliver 450TWh pa (62 GW installed). But it does not. Our forecast is for 59% utilisation or 315TWh based on EDF’s guidance. Fact of the matter is that France’s nuclear output looks more like that of run of rivers hydro profile in Austria – with quite a summer heat wave attached – than that of a nuclear power plant fleet. Meanwhile, France – for the first time in decades – turned into a net importer of electricity year-to-date. You see, that makes the electricity market – shall we say – a little nervous. Rightly so. It certainly makes me nervous. It does not stop there. EDF also operates reactors in England & Belgium. Those output patterns look similar to that of France (<60% utilisation for 2022). The UK fleet has the lowest output since 1982. EDF is in a crisis of confidence.
Here is where it gets real frustrating. German reactors are widely considered as some of the safest, best globally. Their capacity factors? 92%. That was similar at 20GW, not just at 4GW today. That is what we turn off, after an average time on the grid of 22 years. It also happens to be true that Germany is one of only a handful of countries that could become „nuclear independent“ – i.e. having uranium access, being able to enrich and to build these reactors locally.
Norway Why is that even worth mentioning? Because the Continent turned into a net importer of power (without rationing electricity). The Nordics (known as Nordpool among traders) must bridge the power gap. Can they? NOR has gigantic water reservoirs. Lately however, less than expected snow in spring kept certain water levels below average which made the Minister contemplate cutting e-exports. Will they have to cut exports? If they do, the Continent will experience power shortages with 99% certainty.
Meanwhile, Europe alone has what I like to call an „age bomb“ problem around the corner. If it takes 15 years to replace one ageing nuclear with a new one, we are simply late already. Not just Europe, the US or Japan have it too. Can we replace them with wind (much better than solar)? Nope! It would take 3,146 15MW turbines to replace 19GW of nuclear by 2030. NL installed one such turbine – that is it. 7 years left. To replace the energy DENSITY of nuclear would take decades & trillions. Can Renewables Energy Sources (RES) not help? Of course they can. Offshore in the Nord Sea achieves capacity factors as high as 38%, almost as good as a hard coal plants. Solar in Germany? A waste of precious mineral resources. Take Germany. It had excess electricity in 2022 YTD but required peak load assistance frequently. Its generation mix is already incapable to match its load requirements minute by minute! Instead, it relies on French nuclear imports (irony). It needed no help in 2015.
Assume operators fix all short-term problems tomorrow, magically so. Are we safe? No, we are not. Again, for RES to work reliably it requires… (a) a doubling of the grid which takes decades as nobody wants a high-voltage transmission line near-by. And (b) it requires grid-scale chemical storage to convert volatile generation into a dispatchable (nuclear- or fossil-power-like) form of electricity. Call RES „w-power“ (w = weather) for the lack of a better name. Auf Deutsch: zickig! We need „s-power“ (s = stable). However, from a frequency stability perspective, non-dispatchable energy (wind, solar or run of rivers) has near-zero value without transmission lines & storage. This is called „secured capacity“ (German: gesicherte Leistung). Don’t you argue here! These are facts. Germany therefore relies on a steady flow of imports (even if it stays a net exporter for the year) to match load with generation minute by minute. Can it import such amounts? Will FRA, CH, AT, CZE, POL et al build capacities for GER? Answer: not much more and maybe. Can we roll out grid-scale batteries by 2030 and then some, only for Germany (to reduce complexity). Answer: No. Grid-scale batteries need years to reach the Technological Readiness Level (TRL) to be rolled out industrially and leaving aside mineral sourcing issues. Here is another perspective. The Tesla Gigafactory (once completed) would produce a quantity of batteries each year that could store 30GWh (a big number). But Europe consumes 3,300,000GWh pa. An annual Gigafactory output could store a minutes of EU power demand.
Meanwhile, climate laws force operators to turn off dispatchable sources en masse! And they do. I call this behaviour „compliance-driven“. However, to avoid blackouts we mustn’t turn off ANY form of „s-power“ until we replaced it with the SAME. This is dangerous.
Abschaltbarer Leistungen Deutschland
Stand: 04.01.23
Die Verordnung zu abschaltbaren Lasten wurde im Sommer 2022 eingestellt.
Quelle: www.next-kraftwerke.de
Die Abschaltverordnung (eigentlich „Verordnung zu abschaltbaren Lasten“ oder „AbLaV„) ist eine Verordnung von 2012, die am 1. Oktober 2016 novelliert wurde. Sie soll die Nutzung von abschaltbaren Lasten in der Industrie zur Stabilisierung der Übertragungsnetze und somit zur Versorgungssicherheit fördern. Unter abschaltbaren Lasten versteht man stromintensive Industrieprozesse, die kurzfristig deaktiviert – abgeschaltet – oder gedrosselt werden können, wenn der physikalische Netzzustand dies erfordert. Abschaltbare Lasten zeichnen sich durch eine sehr hohe, kontinuierliche Stromabnahme aus und finden sich zumeist in der verarbeitenden Industrie.
SOL
Sofort abschaltbare Lasten, die in unter 350 ms bereitstehen müssen, wenn eine Frequenzmessung direkt vor Ort erfolgt. Werden die Abschaltbefehle aus einem Leitsystem an den Produktionsbetrieb fernübermittelt, ist eine Reaktionszeit von unter einer Sekunde erlaubt.
SNL
Schnell abschaltbare Lasten, die in unter 15 min bereitstehen müssen. Zur Bereitstellung von SNL muss keine Frequenzmessung erfolgen, der Abschaltbefehl wird aus der Leitstelle fernübermittelt.
Auswertung
Siehe etwa auch Alle wollen importieren, nur niemand sagt, woher der Strom dann wirklich kommen soll …
Intraday-Eingriffe (AUT - Archiv)
Intraday-Handelsstopp in Österreich
Stand: 01.03.19
Die Daten für das 1. Quartal 2011 bis 4. Quartal 2013 stammen aus der Salzburgleitung-Studie. Danach stammen sie aus der öffentlichen Quelle der Austrian Power Grid (APG), wobei nur „Critical load flows“ berücksichtigt werden. Zu berücksichtigen ist auch, dass nur ein Wert pro Nachbarland ausgewiesen wird. So gibt es etwa nach Deutschland mehrere Netzübergänge, die jedoch nur einmal in den Daten ausgewiesen werden.
[Aufgrund einer geänderten Datenbereitstellung ab Juli 2016, stimmt die Darstellung nicht ganz. Ab Juli 2016 werden, wie vor Dezember 2015, alle Kuppelstellen einzeln und nicht mehr aggregiert dargestellt. Dennoch ist ein zusätzlicher massiver Anstieg bei den Eingriffen zu beobachten.]
Im November und Dezember 2018 gab es erstmals keine Intraday-Stops. Derzeit ist noch nicht klar, ob das wirklich der große Erfolg der Markttrennung ist, oder ob Maßnahmen in eine andere Darstellung verschoben wurden.
Tage mit kritischen Netzeingriffen (2018)
Quelle: addendum.org
Visualisierung der Strompreisvarianz (2021)
Timo Witte hat dankenswerterweise die Varianz der Strompreisdaten visualisiert, also die Unterschiede zwischen Minimum und Maximum. Stand: 25.09.21
Preise pro Woche aggregiert (blaues Band sind min/max Preise und orange = Durchschnitt)
Durchschnittspreise pro Jahr
2021 pro Tag
2021 pro Woche
Standardabweichung pro Woche
2020 pro Tag
2020 pro Woche
Standardabweichung pro Monat
2. Energie Round Table 2018 – E-Control – Versorgungssicherheit Strom – 02.05.18
„Mehr und mehr verlassen wir uns auf unplanbare Stromerzeugungsressourcen. Wir gehen davon aus, dass unsere Speicher in Österreich, Importmöglichkeiten und thermische Kraftwerke schon ausreichen werden, eine allfällige Dunkelflaute zu überstehen. Wir haben aber gesehen, dass dies heute nur eingeschränkt der Fall, jedenfalls langfristig nicht gesichert ist“, erläutert der Vorstand der E-Control, Andreas Eigenbauer.
Aktuell gibt es aber eine Diskussion über vermehrte Kraftwerksstilllegungen, sodass davon auszugehen ist, dass ein Pfeiler der Versorgungssicherheit, die thermischen Kraftwerke, seine Rolle nicht mehr in vollem Umfang erfüllen wird können. Der Jänner 2017 hat gezeigt, dass trotz Einsatzes im Wesentlichen aller verfügbaren Kapazitäten, energetisch der Import die restliche Bedarfsdeckung sicherte. „Jede Stilllegung kalorischer Kapazitäten erhöht in Extremsituationen die Importabhängigkeit. Einstmals vorhandene verlässliche Überkapazitäten sind aufgebraucht, es liegt inzwischen eine systematische Unterdeckung vor“, ist Eigenbauer überzeugt.
Das Monitoring der Versorgungssicherheit erfordert, nicht nur rückblickend einen Zeitraum zu bewerten, sondern auch Aussagen über die Situation in der Zukunft zu machen.
Österreich befindet sich aber in einer ungewöhnlichen Situation – „Österreich ist nicht gleich Österreich“. „Kraftwerke in Vorarlberg sind in die Regelzone der EnBW eingebunden und werden von dort gesteuert. Tiroler Kraftwerke sind über Kraftwerksleitungen direkt an das deutsche Netz angebunden. Solange kein Engpass an der Deutsch-Österreichischen Grenze definiert war, konnten diese Kraftwerke dennoch als unbeschränkt für Österreich verfügbar angenommen werden. In Zukunft stellt eine Lieferung dieser Kraftwerke nach Österreich aber einen mit dem vorhandenen NTC beschränkten Import dar.“, erläutert Johannes Mayer, Abteilungsleiter Volkswirtschaft in der E-Control.
Obwohl die österreichische Situation im europäischen Verbund aus Sicht der Versorgungssicherheit bisher als gesichert gelten kann, so zeigen die Analysen doch, dass sich insbesondere in einer länger anhaltenden Verknappungssituation die heimischen Reserven rasch leeren. Hätte Österreich eine Vollversorgung aus eigener Kraft ermöglichen müssen, hätten zB im Jänner 2017 wöchentlich bis zu 60% des aktuell vorhandenen Speicherinhalts verwendet werden müssen.
„Insgesamt zeigen die aktuellen Pläne also, dass sich im nächsten Jahrzehnt die Exportmöglichkeiten heutiger Lieferanten teilweise dramatisch reduzieren könnten. Dies hat sowohl Auswirkungen in einer Leistungsbetrachtung als auch in der energetischen Betrachtung.“, ist Eigenbauer überzeugt.
„Versorgungssicherheit wird in Zukunft nicht mehr ohne weiteres garantiert sein. Es ist Zeit, hier Zielvorgaben zu definieren und zu verankern.“, meint Eigenbauer abschließend. Quelle: E-Control Austria
APG-Vortrag 03.07.18, Umweltmanagement Austria
Quelle: APG-Vortrag 03.07.18, Umweltmanagement Austria 
APG-Vortrag 05/18
Hohe Erzeugung aus Erneuerbaren Energien während der Kältewelle
[Nachdem es derzeit sehr viele Zugriffe vom www.feuerwehr-forum.de gibt, hier auch der Hinweis speziell für die Feuerwehren: Blackout-Kurzinformation für Feuerwehren bzw. die aktuellen Artikeln für Feuerwehrzeitungen: Stromausfall: Wie kann sich eine Feuerwehr auf einen lang anhaltenden Stromausfall, einen Blackout, vorbereiten? und Blackout – Das unterschätzte Katastrophenszenario – Teil 1 und 2; Bitte gerne auch in Eurem Forum posten.]
Die Kältewelle wurde vordergründig wieder einmal erfolgreich gemeistert. Aber scheinbar nicht ohne Nebenwirkungen bzw. wieder mit etwas Glück. So gab es in dieser Woche wieder eine erhebliche Windstromproduktion mit sogar zwei Spitzenwerten über 55 GW Strom aus Erneuerbaren Energien, was sich erheblich auf die verfügbare Strommenge ausgewirkt hat.
Quelle: www.agora-energiewende.de
Zum Vergleich dazu die Woche davor zeigt, dass fast nur die Hälfte aus EE produziert wurde.
Quelle: www.agora-energiewende.de[/caption]
Strompreis 01.12.16 – 03.01.18
Strompreis 2017
Ende Oktober/Anfang November war eine ungewöhnlich hohe Varianz zu beobachten, die von -83 Euro (29.10.) bis 120 Euro (08.11.) reicht. In Frankreich wurden in den Abendstunden sogar 195 Euro erreicht.
Quelle: www.eex.com – Strompreis Day Base 11.11.16. bis 11.11.17
Quelle: www.agora-energiewende.de
Strompreisdifferenz am 05.10.17 – DEU/AUT – CHE – FRA
Obwohl alle Länder im gleichen Stromversorgungssystem sind, kam es etwa am 05.10.17 zu erheblichen Differenzen zwischen DEU/AUT und CHE bzw. FRA. 
13.09. – 17.09.17 – Differenz Windstromproduktion
Die Windstromproduktion (Onshore) wies in den letzten Tagen in Deutschland wieder eine enorme Varianz auf. Während am 13. September fast die Hälfte des deutschen Stromverbrauchs durch die Windstromproduktion gedeckt werden konnte, waren es 4 Tage später de facto null Prozent.
Vergleich Laufwasserkraftwerk-Stromproduktion AUT 2015-2017
Datenquelle: APG Während 2015 (blau) die Varianz (Abweichung) bei der Stromproduktion relativ klein war, ist diese im 2. Quartal 2017 (rot) erheblich angestiegen, was auf steigende Netzeingriffe hindeutet. Bei der Stromproduktion wird aktuell das Niveau von 2015 erreicht, jedoch deutlich unter 2016 (grün). 
24.07.17 – Es geht heiß her
Am 24.07. wurde fast den ganzen Tag in Österreich der Markthandel ausgesetzt, um die Systemsicherheit aufrecht zu erhalten. Um Mitternach kam es dann wieder zu einer Rekordabweichung bei der Windstromproduktion. Statt der prognostizierten 980 MW wurden fast 2.160 MW erzeugt. Dafür mussten andere Kraftwerke mit einer Leistung von 1.180 MW (zum Vergleich, das Flusskraftwerk Wien-Freudenau hat eine max. Leistung von 172 MW) ihr Produktion drosseln bzw. vom Netz gehen. Bei einer gleichzeitigen Last von nur 6.000 MW keine einfache Angelegenheit, die Balance aufrecht zu erhalten. Vor alle, da eine Stunde später nur mehr 690 MW Differenz vorhanden waren und daher Kraftwerke wieder rasch zugeschaltet werden mussten. Danke an die Mannschaft in der Leitwarte der APG, dass wieder alles gut gegangen ist!
Differenz am 24.07.17
Differenz am 28.07.17 nochmals höher
Hitzewelle und niedrige Pegelstände
Ein Problem, das sich in den kommenden Wochen verschärfen könnte, sind die niedrigen Wasserstände in den Flüssen und mögliche weitere Hitzewellen. Einerseits sinkt damit im Alpenraum die verfügbare Stromerzeugungskapazität aus Wasserkraftwerken und zum anderen führt die dadurch raschere Erwärmung des Wassers zu einer Abnahme der Kühlfähigkeit bei thermischen und nuklearen Kraftwerksblöcken. 2015 stand dadurch etwa Polen knapp vor dem Kollaps und damit wohl auch das restliche europäische Verbundsystem. In französischen Nuklearanlagen kommt es dadurch auch immer wieder zu Problemen. (Siehe auch: Trockenheit gefährdet Stromversorgung)
Neuer Spitzenwert aus regenerativer Erzeugung in Deutschland
Am 07. Juni 2017 wurde um 13 Uhr in Deutschland gleich viel Strom aus erneuerbaren Energien erzeugt, wie am Sonntag davor in ganz Deutschland verbraucht wurde. Zu anderen Zeiten wiederum wird nur ein Bruchteil des Verbrauchs produziert, was durch andere Kraftwerke kompensiert werden muss, die meist nicht so flexibel sind, wie die volatile Erzeugung. Am Abend des 07. Juni kam es etwa in Österreich zu einer massiven Abweichung zwischen prognostizierter und tatsächlicher Windstromproduktion von 945 MW, was nur durch den kurzfristigen Einsatz von mehreren Gaskraftwerken kompensiert werden konnte. Am 10. Juni wiederum mussten 1.126 MW wegen des kurzfristigen Überschusses abgeregelt werden. Im europäischen Stromversorgungssystem muss jedoch zu jedem Augenblick die Balance zwischen Erzeugung und Verbrauch sichergestellt werden. Ansonsten kommt es zum Kollaps. Wir reden daher längst nicht nur um ein Problem im vergangenem Winter, sondern um eine Zuspitzung, die laufend fortschreitet. Und es geht längst nicht nur um den sicher auch erforderlichen Übertragungsnetzausbau, sondern um einen kompletten Systemumbau in ein Energiezellensystem, damit diese Entwicklungen beherrschbar bleiben. Denn das Thema Energiebevorratung kommt nach wie vor kaum vor, ohne die eine Energiewende zu Erneuerbaren Energien nicht funktionieren kann. Aber offensichtlich werden wir das erst glauben, wenn es zu spät ist.
Stromproduktion DEU 02.-09.06.17
Differenz AUT am 07.06.17 – kurzfristige fehlende Produktion aus Windstrom
Differenz AUT am 10.06.17 – kurzfristiger Leistungsüberschuss durch Mehrproduktion aus Windstrom
Speichersituation in Österreich
Speicherinhalte zum Monatsletzten (Quelle: E-Control)
Der Speicherstand hat sich wieder normalisiert und ist nun Ende März wieder über den bisherigen Tiefststand.
Situation in der Schweiz
27.01.17: Für die Schweiz besteht trotz der Kältewelle und der angespannten Versorgungssituation in Europa zurzeit keine Gefahr eines Versorgungsengpasses. Etwaige fehlende Bandenergie könnte – sofern im Ausland verfügbar – importiert werden. Auch wenn die Energie nicht importiert werden kann, sind derzeit genug Reserven in den Speicherkraftwerken um die Last selbst zu decken. Allerdings kann das derzeit hohe Niveau der Speicherproduktion nur noch beschränkt anhalten – aufgrund des bereits stark reduzierten Füllungsgrad der Speicherseen. (Quelle: swissgrid) 02.02.17: Der Füllstand der Speicherseen hat bereits per 16. Januar 2017 einen neuen saisonalen Tiefst-Stand erreicht mit einer Differenz zum Median von derzeit ca. 1.3 TWh. 24.04.17: Nach einer zwischenzeitlichen Entspannung ist nun doch wieder ein Negativtrend eingetreten. 
Angespannte Versorgungssituation in Europa durch Kältewelle Jänner 2017
Quelle: APG
EEX Strompreis 01.01.12 – 01.05.17 Base (0-23 Uhr)
EEX Strompreis 01.01.12 – 01.05.17 Peake (8-20 Uhr)
Negativ- bzw. Hochpreise 1. und 2. Quartal 2017
Vergleich Strompreise 1.HJ 2015
Strompreisspitzenwerte in Frankreich im November 2016
„Der französische Stromhandel steht weiter unter extremer Anspannung. So wurden für die Frontwoche am Donnerstag außerbörslich astronomische 275 Euro je Megawattstunde im Base bezahlt, und der Dezember legte kräftig um 21 Euro auf 136 Euro zu. Die neuerlichen Turbulenzen gingen auf Verschiebungen beim Wiederhochfahren von Kernkraftwerken zurück. Nach Angaben des Betreibers EDF verzögert sich die Rückkehr von fünf Atommeilern bis Jahresende. Die hohen Preise in Frankreich hinterlassen tiefe Spuren am deutschösterreichischen Markt. Vor allem der Dezember und der Januar legten kräftig zu. Eigentlich sei aber kaum zu erklären, warum die französischen Engpässe hierzulande so stark durchschlagen, meinte ein Händler.“ Quelle: TRADENEWS ENERGY, 04.11.16
Am 7., 8. und 14. November kostete die MWh zwischen 18 und 19 Uhr sogar rund 850 Euro oder das mehr als 20-fache vom Tagestief!
Quelle: www.eex.com
Auch das ist noch relativ, wenn man auf den 19.10.2009 zurückschaut, wo der max. mögliche Preis pro MWh von 3.000 Euro zwischen 8 und 12 Uhr bezahlt werden musste. Der letzte „Höhepunkt“ wurde am 09.02.2012 erreicht, wo die MWh zwischen 10 und 11 Uhr fast 2.000 Euro erziehlte. Im Durchschnitt sieht das dann über die Jahre so aus:
Strompreisentwicklung Deutschland-Österreich 08.11.15 – 08.11.16
Quelle: www.agora-energiewende.de
Strom aus EE in Deutschland im November 2015/2016
Eine Differenz von bis zu 33 GW im Jahresvergleich ist beachtlich. 
Netzeingriffe im Juli und August 2016
Wie die Entwicklungen beim ostdeutschen Übertragungsnetzbetreiber 50-Hertz zeigen, sind die erforderlichen Netzeingriffe im Juli und August (wie auch im September) im Vergleich zum Vorjahr massiv gesunken. Damit ist erstmals eine Trendumkehr festzustellen. Über die Ursache ist derzeit nichts konkretes bekannt, es dürfte aber mit der überschaubaren Stromproduktionsmenge aus EE-Anlagen (Wetter!) zusammenhängen. 
Mai – Juni 2016 – Deutschland
Mai 2016
Am 08. Mai 2016 wurde der bisher zweitniedrigste (Negativ-) Strompreis im Deutsch-Österreichischen Strommarkt mit -130 Euro erreicht. Der bisherige Spitzenwert wurde am 25.12.12 mit -221,99 Euro erzielt. Details siehe unter Alle Jahre wieder – Muttertag – und Rekordnegativstrompreise. Darüber hinaus zeichnen sich die ersten Maitage durch eine sehr hohe Differenz zwischen der Prognose und der tatsächlichen Produktion aus, was eine enorme Herausforderung für die Netzsteuerung darstellt. Während es am 06. Mai „kaum“ (~2 GW) Abweichungen gab, stellte sich das etwa am 07., 09. und 10. Mai völlig konträr dar. So entspricht etwa die Abweichung am 09. Mai von bis zu über 7 GW – in diesem Fall als ungeplante Überproduktion – etwa dem Verbrauch von Österreich oder dem Equivalent von rund 7 Atomkraftwerken. 
Vergleich Wind- und Sonnenstromproduktion (DEU) März 2015-2016
Februar 2016 – sehr volatil
Während es seit 12. Februar mehrere Tage mit 1-2 GW an Windstrom gab, waren es noch am 9. Februar fast 37 GW. Zum Vergleich, ein durchschnittliches Atomkraftwerk kann rund 1 GW, das Kraftwerk Wien- 
Freudenau max. 0,172 GW erzeugen.
Hochspannung im Stromnetz – oder doch nicht
Die Meldung Hochspannung im Stromnetz vom 21.01.16 im Handelsblatt: „Es wird kaum eine Wind- und Solarstromproduktion in den nächsten 2 Wochen erwartet. Die Lage wird durch die deutsche Bundesnetzagentur als „besonders kritisch“ bezeichnet.“ hat sich überhaupt nicht bestätigt – zum Glück. Während am 21.01. die deutsche Windstromproduktion tatsächlich nur rund 1,5 GW betrug, wurden am 01.02. über 36 GW Strom aus Wind produziert (das 24-fache!!), was wohl gleichzeitig ein neuer Rekord war. Am 29.01. wurden zudem um 12 Uhr über 42 GW Wind & PV-Strom erzeugt – bei gleichzeitig 79 GW Verbrauch. Daher waren diese beiden Wochen weit von einem wirklich Worst-Case-Szenario – zumindest in die eine Richtung – entfernt. Dieses Beispiel zeigt aber auch die sehr schwere Vorausschau- und Planbarkeit auf. Stromerzeugung und Stromverbrauch 
Strompreis 01.-22. Jänner 2015/2016 – Deutschland/Österreich
Ein möglicher Indikator für die Situation im Stromnetz ist auch der Strompreis. Wobei zu berücksichtigen ist, dass die Preise seit Monaten kontinuierlich sinken. In wie weit der Strom noch kostendeckend produziert werden kann, ist fraglich. Siehe dazu unter Negativstrompreistage/Stromgestehungskosten. Strompreis 2015 
Windsituation 01.-22. Jänner 2015/2016 – Deutschland
Windsituation 2015; Quelle: www.agora-energiewende.de – siehe auch Wintersturm „Elon“ und „Felix“
#Windsituation 2016
Windsituation 10.-14. Jänner 2016 – Österreich
Während die Weihnachtszeit und Anfang Jänner 2016 relativ ruhig, vor allem was die Windstromproduktion betrifft, verlaufen ist, führt der aktuelle Sturm wohl zu einigen Herausforderungen in der Netzsteuerung. Die grünen Linien stellen die Ist-Produktion und die grauen die Prognose vom Vortrag vor (Quelle: APG). Hohe Abweichungen belasten die Infrastruktur und fordern die Netzsteuerung, da dafür Kraftwerke zu- bzw. weggeschaltet werden müssen. Diese sind jedoch meist nicht so flexibel und benötigen Anfahr- bzw. Abfahrrampen, damit es zu keinen Schäden an den Anlagen kommt. Zusätzlich kommen betriebswirtschaftliche Eigeninteressen zu tragen. Als Vergleichsgröße dient die (theoretische – siehe Wassermangel setzt Kraftwerken zu) Produktionskapazität des Flusskraftwerkes Wien-Freudenau mit 172 MW. Die Winstromproduktion in Deutschland mit bisher rund 10-20 GW im Jahr 2016 liegt auch weit unter den am 22.12.15 erreichten 32 GW, was sich deutlich positiv auswirkt. So gab es etwa im Vergleichszeitraum 2015 bereits erhebliche 
Negativstrompreise, was auch am Wintersturm “Elon” und “Felix” lag.
Hier gab es doch Differenzen von bis zu knapp einem GW – was etwa fast 6x der Leistung von Freudenau oder der halben Donaukette entspricht! 
Auch hier Abweichungen von bis zu 700 MW.
Archiv Auswertungen
Übertragungsnetzbetreiber 50-Hertz
Der ostdeutsche Übertragungsnetzbetreiber 50-Hertz bietet eine Übersichtskarte der aktuellen Netzauslastung (www.50hertz.com/Netzlast/Karte/index.html) an. Unter anderem werden auch die Netzeingriffe nach § 13.1 und § 13.2 EnWG angeführt:
Zur Beseitigung einer Störung oder einer Gefährdung der Versorgungssicherheit werden netz- oder marktbezogene Maßnahmen wie zum Beispiel Redispatch und Countertrading ergriffen (§13.1 EnWG). Reichen diese Maßnahmen nicht aus, so müssen weitergehende Maßnahmen ergriffen werden, um die Gefährdung oder Störung der Systemsicherheit zu vermeiden oder zu beseitigen. Der Netzbetreiber ist dann berechtigt und verpflichtet Stromeinspeisungen (regenerativ und konventionell), Stromabnahmen (Lastabwurf) und Stromtransite anzupassen (§13.2 EnWG).
April-Juni 2017 – EnWG §13 (1) und (2)
Während in den Vormonaten ein deutlicher Rückgang im Vergleich zu 2016 zu beobachten war, kehrte sich dieser Trend im Juni wieder deutlich in die Gegenrichtung. 
Jahresvergleich 2014/2015/2016 – EnWG §13 (1):
Zu berücksichtigen ist, dass für die Systemsicherheit die Momentanleistung (GW) wesentlicher als die Arbeit (GWh) ist.
Jahresvergleich 2014/2015/2016 – EnWG §13 (2)
Übertragungsnetzbetreiber Tennet
Quelle: TenneT Präsentation 03/2015 „=> Europaweiter Netzzusammenbruch denkbar“