Aktuelle Situation

Auf dieser Seite werden verschiedene Indikatoren rund um das Thema Versorgungssicherheit und Netzbetrieb anlassbezogen ausgewertet und beleuchtet. 

Kurzmeldungen

  • 11.12.18: STANDARD: Im Vorjahr mussten Sie, sprich: die APG, an 301 von 365 Tagen eingreifen, um das Netz zu stabilisieren. Das verursachte Kosten von rund 300 Millionen Euro. Und heuer? Baumgartner-Gabitzer: Wir gehen von einer ähnlichen Dimension aus, sowohl die Interventionen als auch die Kosten betreffend – es war ein schlechtes Wasser- und Windjahr. derstandard.at
  • 02.12.18: ENTSO-E’s Winter Outlook 2018/2019 finds that Europe’s supply of electricity is secured under normal conditions. In case of a cold spell, the situation will need monitoring in an area including Belgium, France, Northern–Italy, Central–Northern Italy and Slovenia. ENTSO-E’s Winter Outlook 2018/2019
  • 18.11.18: Belgien: Stromversorgung zeitweise kritisch: Der November gehört nach Angaben des Netzbetreibers Elia zu den kritischsten Monaten. Wochenlang lief zuletzt nur ein einziger der sieben Meiler: Doel 3, 1982 ans Netz gegangen, mit einer Leistung von 1006 Megawatt – alle anderen waren wegen Wartungs- oder Reparaturarbeiten abgeschaltet. Netzbetreiber Elia warnte vor einigen Wochen eindringlich: Sollten nicht zusätzlich mindestens 1600 Megawatt besorgt werden, könne man nicht für die Versorgungssicherheit des Landes garantieren. Inzwischen gibt Elia-Sprecher Tom Demeyer Entwarnung. Anfang November sei es zeitweise kritisch gewesen, räumt er ein. Durchschnittlich rund 50 Prozent des belgischen Stroms werden dem Kraftwerk-Betreiber Engie zufolge eigentlich in den Akw Doel und Tihange produziert. Am Montag ging nun der Reaktor Tihange 1 wieder ans Netz – eine Woche früher als geplant. Zwei von sieben Meilern laufen wieder. „Bislang haben wir keinen Energie-Engpass ausgemacht, aber jedes zusätzliche Megawatt ist willkommen“, sagte Demeyer kürzlich. Der nächste Härtetest steht jedoch bevor: Zu Beginn des nächsten Jahres könnte der Strom wieder knapp werden. Dann werde es schwieriger, Strom aus Frankreich zu importieren, sagt Demeyer. Quelle: www.nnn.de
  • 18.11.18: Die europäischen Institutionen nähern sich beim Strombinnenmarkt allmählich an. Bei der vierten Trilog-Verhandlung zwischen EU-Parlament, Kommission und Ministerrat zur neuen Strommarktrichtlinie habe es grosse Fortschritte gegeben, bei der zur Strommarktverordnung immerhin kleinere, erfuhr energate aus Verhandlungskreisen. Eine endgültige Einigung zu beiden Vorschriften am 5. Dezember ist möglich.Das EU-Parlament stellt aber, anders als der Rat, auf die maximal technisch mögliche, das heisst die „thermische“ Transportkapazität der Interkonnektoren ab.Der europäische Verband der Übertragungsnetzbetreiber, Entso-E, hält EU-Vorgaben zur Auslastung der Interkonnektoren nicht vereinbar mit der physischen Realität der Netze. Laut Verband würde dies zu noch höheren Redispatch-Kosten führen. Quelle: www.energate-messenger.ch
  • 16.11.18: Auf europäischer Ebene wird weiterhin intensiv um die Öffnung grenzüberschreitender Stromtrassen für den internationalen Energiehandel gerungen. Eine Entscheidung hat auch Folgen für die deutsche Strompreiszone. Zudem sei der Handel wichtig für ein effizientes Stromsystem und er beuge Krisensituationen vor. „Das ist eine wichtige Botschaft“, so Sefcovic. Aber gerade in Deutschland gibt es deutlichen Widerspruch zu diesen Argumenten. So warnte Paul-Georg Garmer vom Übertragungsnetzbetreiber Tennet ausdrücklich vor den Folgen der EU-Pläne. Wenn durch offene Interkonnektoren etwa noch mehr Windstrom ins ohnehin schon überlastete Netz in Schleswig-Holstein fließe, führe das nicht zu mehr Versorgungssicherheit, sondern zu weniger. Er sehe eine „echte Gefährdung der Systemsicherheit“, so Garmer. Zudem drohten deutlich höhere Kosten für Redispatch-Maßnahmen. Auch Annegret Groebel von der Bundesnetzagentur sieht das Vorhaben kritisch. „Fraglich ist, ob es überhaupt machbar ist, große Netzkapazitäten für den grenzüberschreitenden Handel zu reservieren. Wenn, dann nur zu sehr hohen Kosten“, sagte sie. Quelle: www.energate-messenger.de
  • 27.10.18: Das Sturmtief „Siglinde“ hat die Windstromeinspeisung in der Regelzone des Übertragungsnetzbetreibers 50 Hertz auf einen neuen Höchstwert getrieben. 15.382 MW Windenergie seien am 23. Oktober in das Netz gespeist worden, teilte das Unternehmen mit. Weitere 3.000 MW Windkraftleistung seien beim Redispatch aufgrund ausgelasteter Leitungen abgeregelt worden. Die bisherige Rekordmarke von 14.354 MW stammte aus dem Januar 2018. Grund für den neuen Höchstwert sei laut 50 Hertz – neben dem Sturm – vor allem der Zubau an Windkraftleistung in den vergangenen Monaten. „Wir kommen jetzt in Dimensionen, die die Netzsteuerung mit ihren aktuellen Mitteln an ihre Grenzen bringt“, sagte Dirk Biermann, Geschäftsführer Märkte und Systembetrieb bei 50 Hertz. Nach Unternehmensangaben betrug die installierte Windkraftleistung im 50-Hertz-Netz Ende 2017 rund 18.500 MW. Dass beim Redispatch nicht mehr als 3.000 MW Windkraftleistung abgeregelt wurde, habe insbesondere an der Thüringer Strombrücke gelegen, die seit gut einem Jahr erhöhte Transportkapazitäten in Richtung Süden bereitstellt. Quelle: www.energate-messenger.de
  • 24.10.18: Wasserstand auf Donau erreicht Rekordtief. Weil der Regen ausbleibt, führt die Donau so wenig Wasser wie noch nie seit Beginn der Messungen. Die Donaukraftwerke produzieren weniger Strom als sonst zu dieser Jahreszeit. In Altenwörth (Bezirk Tulln) etwa fließe derzeit nur halb so viel Wasser durch die Turbinen wie sonst. „Niedrigwasser gibt es immer wieder, aber dieses hält nun schon sehr lang an. In so einem Ausmaß hab ich das noch nicht erlebt“, Werksgruppenleiter Heinz-Peter Allmer. Quelle: orf.at 
  • 12.10.18: Heuer wurden erstmals am 08. und 09.10. Preise von über 100 Euro pro MWh erzielt.
  • 12.10.18: Berlin, 10. Oktober 2018 – Zehn nationale Verbände der Energiewirtschaft in Europa haben heute in Berlin einen gemeinsamen Appell zur Sicherung der europäischen Stromversorgung verabschiedet. In der gemeinsamen Erklärung konstatieren die Verbände eine in vielen europäischen Ländern parallel laufende Entwicklung: Während die Stromerzeugungskapazitäten auf Basis erneuerbarer Energien immer weiter ausgebaut werden, verringert sich in vielen Staaten die zur Verfügung stehende gesicherte Leistung: Immer mehr Gas- und Kohlekraftwerke, die – abgesehen von geringen Ausfallzeiten – jederzeit und wetterunabhängig Strom erzeugen können, gehen vom Netz. Dieser Trend werde sich verstärken, da die derzeitigen Marktbedingungen beispielsweise den Bau neuer Kraftwerke oder Speicheranlagen nicht zuließen, so die Verbände. Werde dieser Entwicklung nicht entgegengewirkt, sei in nur wenigen Jahren die bisher praktizierte Solidarität zwischen den Ländern bei der Überwindung beispielsweise von Netzengpässen gefährdet, da es dann etwa an geeigneten Kraftwerks- oder Speicherkapazitäten mangeln werde. Quelle: www.bdew.de
  • 29.09.18: Zur Aufrechterhaltung der Stromnetzstabilität ist die Austrian Power Grid (APG) kurz vor Abschluss von Kontrahierungsverträgen mit Kraftwerksbetreibern für die Vorhaltung thermischer Anlagen. Dabei geht es um 3,6 GW von den in Österreich insgesamt verfügbaren rund 5,5 GW an thermischer Leistung. Daneben hat die APG heuer auch höhere Aufwendungen für das sogenannte Engpassmanagement zu tätigen – vor allem der trockene Sommer schlug dabei kräftig ins Kontor, wie APG-Vorstand Gerhard Christiner vorige Woche vor Journalisten sagte. Bis inklusive Juli musste der Übertragungsnetzbetreiber heuer schon über 55 Mio. Euro fürs Engpassmanagement aufwenden, allein im Juni und Juli waren es jeweils mehr als 15 Mio. Euro. Zur Salzburger 380-kV-Leitung meinte er, „alle“ würden auf eine rasche Entscheidung des Bundesverwaltungsgerichts warten. Je länger es hier bis zu einem grünen Licht dauere, umso mehr müsse die APG für Netzstabilisierung und Gasanlagen-Kontrahierung ausgeben. Quelle: www.trend.at
  • 29.09.18: Die Themen Ökostromausbau und Versorgungssicherheit sind eng miteinander verbunden. Eine Modellberechnung der E-Control für 2030 ergab basierend auf der Energieaufbringung der letzten fünf Jahre, dass in den Wintermonaten neben 1.500 GWh aus Wärmekraftwerken ein Importbedarf von 1.000 GWh pro Woche bestehen wird. Gleichzeitig würden sich aufgrund des 100%- Zieles im Sommer wesentliche Exportüberschüsse ergeben, um etwaige Importe bzw. die Erzeugung aus kalorischen Kraftwerken bilanziell ausgleichen zu können. Weiters zeigt es sich, dass Importmöglichkeiten in Zukunft nicht mehr unlimitiert vorhanden sein werden. So geht etwa aus diversen Energiestrategien und Plänen verschiedenster Länder hervor, dass sich Exportmöglichkeiten heutiger Lieferanten teilweise dramatisch reduzieren könnten. „Wir sprechen hier zum Beispiel von Deutschland, Frankreich oder Tschechien. Deshalb sind wir davon überzeugt, dass Erdgas auch künftig für die Versorgungssicherheit notwendig sein wird.“, so Eigenbauer. Quelle: www.boerse-express.com
  • 29.09.18: Die fehlende Energie aus Kohlekraftwerken müsste von ausländischen Kraftwerken ersetzt werden, um die Versorgungssicherheit weiter aufrecht zu erhalten. Genau genommen sind es 85 Prozent der fehlenden Energie, die durch ausländischen Strom kompensiert werden müssten. Europaweit wird ein Umstieg auf erneuerbare Energie angestrebt. Dadurch sinken aber auch die international vorhandenen Überkapazitäten. Wenn sich Deutschland zu sehr auf den Stromimport verlässt, könnte die Versorgungssicherheit stark gefährdet werden. Die europäischen Nachbarn benötigen die Energiereserven selbst, um das eigene Stromnetz aufrecht zu erhalten. Deshalb dürfe sich Deutschland nicht auf erneuerbare Energieträger verlassen, sondern müsse neue Erzeugungskapazitäten auf Basis von Gas schaffen. Quelle: hlk.co.at
  • 19.09.18: Nach dem „Spiegel“-Bericht ist geplant ist, in einem Sofortprogramm Kraftwerke mit einer Leistung von insgesamt fünf bis sieben Gigawatt bis zum Jahre 2020 vom Netz zu nehmen und gegebenenfalls als Reserve zu behalten. Quelle: www.handelsblatt.com
  • 16.09.18: Die Aufteilung der deutsch-österreichischen Gebotszone im Stromhandel kann pünktlich zum 1. Oktober starten. Darauf weisen die deutschen und österreichischen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) in einer gemeinsamen Mitteilung hin. Die Anpassung und Tests der Systeme und Betriebsverfahren für den Handel und das Balacing wurden „erfolgreich durchgeführt“. Quelle: www.energate-messenger.de
  • 10.08.18: Hitzewelle sorgt für kräftige Energieeinbußen Die hohen Temperaturen und der geringe Niederschlag führen in heimischen Flüssen zu niedrigen Wasserständen. Die Kraftwerke entlang der Donau produzieren deshalb bis zu 40 Prozent weniger Energie. Die Ausfälle würden sich deshalb mit 40 Prozent noch in Grenzen halten. u Engpässen werde es nicht kommen, da Speicherkraftwerke bei der Stromversorgung aushelfen. Die Versorgungssicherheit sei gegeben, da Fotovoltaikanlagen, Wind- und vor allem Gaskraftwerke die fehlende Energie liefern: „In den letzten Tagen ist das Kraftwerk Theiß bei Krems verstärkt in Betrieb gewesen, um den Strom zu erzeugen, der nicht aus der Wasserkraft gekommen ist“, sagte Zach. Quelle: orf.at
  • 06.08.18: Hitzwelle: Wegen Kühlwasserproblemen werden weitere DEU Kraftwerke gedrosselt oder abgeschaltet. Die Rheintemperatur ist inzwischen auf 28,6 Grad gestiegen. Frankreich: vier Kernkraftwerke vorübergehend abgeschaltet. Quelle: www.energate-messenger.ch, siehe auch Hitzewelle zwingt erste Kraftwerke in die Knie
  • 07.07.18: Grid Time Deviation reaches 1 minute in Continental European Power Grid: The cause for deviation is still unsolved by both Serb and Kosovo authorities. ENTSO-E and the Continental European TSOs working on legal/ technical measures and urge for political solution. Quelle: ENTSO-E – Siehe auch Netzzeitabweichung – Unterdeckung im europäischen Stromversorgungssystem
  • 02.07.18: Gründe für das Umsatzplus sind der höhere Strompreis und die Netzreserveleistung für den deutschen Netzbetreiber Tennet. Die Wien Energie hat im Winter 2017/18 erstmals für Deutschland eine Netzreserve bereitgestellt. Von Jänner bis März 2018 gab es an 30 Tagen und 200 Stunden Einsätze für das Engpassmanagement und damit etwas weniger als im Vorjahreszeitraum. Quelle: www.vienna.at
  • 15.06.18: Wir haben in Österreich mit ungeplanten Stromausfällen von unter einer halben Stunde pro Jahr immer noch eine Top-Versorgungssicherheit. Aber die Stromimporte steigen. Sie liegen aktuell bei gut 15 Prozent. Die Handelsbilanz ist also nicht mehr ausgeglichen. Gleichzeitig kommt es zu immer mehr Eingriffen, um das Stromnetz zu stabilisieren. Die Situation wird also zunehmend fragiler. Bedingt ist das durch den Ausbau der volatilen erneuerbaren Energien Wind und Sonne bei gleichzeitigem Ausstieg aus gesicherter Leistung wie fossiler Energie oder nuklearer Energie im Nachbarland Deutschland. Quelle: news.wko.at
  • 01.06.18: According to the European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E), no risk is expected for the security of electricity supply in Europe in the summer of 2018. The balance between generation and consumption should be maintained even under severe conditions. Hydroreservoirs, however, require special attention throughout the season. These are the key messages from the Summer Outlook 2018, the ENTSO-E supply security forecast on the upcoming summer season, which recently has been published together with the Winter Review 2017/18. Quelle: www.tscnet.eu
  • Blackout in Österreich? „Es geht immer mehr an die Grenzen“
  • 26.05.18: Allein die Redispatch-Kosten in den Netzgebieten von 50 Hertz und Tennet beliefen sich im vergangenen Jahr auf mehr als 1,2 Mrd. Euro. Quelle: www.energate-messenger.de
  • 20.05.18: E-Control warnt: Versorgungssicherheit bei Strom 2030 nicht gewährleistet: „Wir müssen feststellen, dass wir heute schon in der Situation sind, dass wir uns nur noch eingeschränkt selbst versorgen können und jedenfalls langfristig keine gesicherte Versorgung mehr haben.“ So habe sich etwa im Jänner 2017 gezeigt, dass Österreich seinen Strombedarf nur an zehn Tagen aus eigener Kraft decken konnte. Ohne Importe hätte man aber wöchentlich bis zu 60 Prozent des aktuell vorhandenen Speicherinhalts verwenden müssen. Der Stromimport werde immer mehr zu einer Art Strategie, sagte Eigenbauer. „Wenn man ‚Import‘ hinschreibt, muss man nichts tun, das wird dann schon jemand anderer machen.“ Das funktioniere aber nicht, wenn alle die gleiche Strategie fahren. So seien bereits im Winter 2017 nur Deutschland und Tschechien exportfähig gewesen. Quelle: diepresse.com
  • 02.05.18: Die Engpassmanagementkosten 2018 eskalieren weiter. Im 1. Quartal 2018 wurden bereits rund 56,4 Millionen Euro ausgegeben.
  • 03.04.18: Stresstest: Kritische Situationen für Österreichs Stromversorgung 2017 –  Im Jänner und Juni 2017 kam es zu Engpässen in der heimischen Stromversorgung. Es war dies ein Reality Check in Fragen sicherer Kraftwerkskapazitäten: Die Umstände, die zu den Engpässen geführt haben, können jederzeit wiederkehren. Quelle: www.energieinstitut.net
  • 16.03.18: Das 840-MW-Gaskraftwerk Mellach erzeugte voriges Jahr 1,47 TWh Strom, 2,3-mal so viel wie 2016 bzw. mehr als 2015 und 2016 zusammen. Grund war der deutlich höhere Einsatz für das Engpassmanagement, für das – ebenso wie für andere Netzstabilisierungsmaßnahmen – im Vorjahr mehr getan werden musste. Quelle: www.kleinezeitung.at
  • 08.03.18: Österreichs E-Control-Vorstand Andreas Eigenbauer alarmiert die an sich recht harmlose Frequenzstörung aus anderen Gründen: Er sieht sie als „Indikator, wie knapp man an die Grenzen herangeht“. Manche Staaten würden offenbar hart an den Grenzen fahren. Quelle: Der Standard
  • 03.04.18: Frequency deviations – Continental European TSOs have restored the situation to normal – Following frequency deviations that affected the Continental Europe Power System between mid-January and beginning of March, the Continental Europe transmission system operators carried out a collective compensation programme to restore the situation back to normal. Quelle: ENTSO-E
  • 28.02.18: Kältewelle: Frankreich importiert massiv Strom wegen AKW-Ausfall
  • 25.01.18: 2017 gab es gehäuft Stresssituationen im Netz: An 301 Tagen musste stabilisierend eingegriffen werden. Kosten so hoch, wie noch nie: 300 Millionen Euro; Zum Vergleich: Vor fünf Jahren gab die APG zur Ausbalancierung des Netzes nur 1,1 Millionen Euro aus.
  • 16.01.18: Die eidgenössische Elektrizitätskommission (Elcom) gibt in Bezug auf die Versorgungssicherheit keine vorbehaltslose Entwarnung. Damit relativierte die Aufsichtsbehörde die Ergebnisse der Studie „Adequacy 2020“, welche Ende des vergangenen Jahres publiziert wurde. Gemäss Studie ist die Versorgungssicherheit [in der Schweiz] im Prinzip gegeben. Dies jedoch nur, solange die europäischen Länder weiterhin zu Exporten willig und vor allem fähig blieben. Bezüglich Ersterem macht sich Elcom-Geschäftsführer Renato Tami derzeit keine Sorgen: „Die vergangenen Krisensituationen haben gezeigt, dass es am Willen nicht mangelt.“ Im Gegensatz dazu bewertete Tami die Exportfähigkeit der europäischen Nachbarländer nach 2020 als eher kritisch. So seien für diesen – bis anhin nicht untersuchten – Zeitraum „Wolken am Horizont“ auszumachen. Denn sowohl Frankreich als auch Deutschland planen, die installierte Kapazität an Kernkraftwerken kontinuierlich zurückzufahren. Weiter wies Tami auf eine internationale Entwicklung hin, die „Sorgen bereite“. So führe die lastbasierte Marktkopplung der EU, welche das Schweizer Netz nicht berücksichtige, zu ungeplanten Stromflüssen durch die Schweiz. Dies gefährde die Netzstabilität und somit auch die Versorgungssicherheit. Daraus resultierende kritische Situationen hätten in der Vergangenheit auch mit internationalen Redispatch-Massnahmen gelöst werden müssen.  Quelle: www.energate-messenger.ch
  • 04.01.18: Der große Stromnetzbetreiber Tennet, dessen Netzgebiet in der Mitte Deutschlands von Schleswig-Holstein bis zum Süden Bayerns reicht, musste deshalb 2017 fast eine Milliarde Euro für Noteingriffe ins Netz zahlen. Die Eingriffskosten lagen 2015 noch deutlich niedriger bei 710 Millionen Euro, im windschwachen Jahr 2016 sogar nur bei 660 Millionen Euro. Quelle: FAZ
  • 30.11.17: Die Netzbetreiber müssen immer öfter eingreifen. Damit steigen sowohl die Kosten zur Systemstabilisierung als auch die operativen Risiken für einen sicheren Netzbetrieb. Hinter den Kulissen wächst dennoch die Sorge der Fachleute. Vor allem im windreichen Winter ist der Druck auf die Netze enorm. Im Winter 2015/2016 wurden die Reservekraftwerke im In- und Ausland – vor allem in Österreich – bereits deutlich häufiger angefordert als 2014/15: an 93 Tagen, ein Jahr zuvor waren es nur 7 Tage. Nach jetzigem Stand sollen die drei Stromautobahnen, die „Schlagadern“ der Energiewende, 2025 ans Netz gehen – zwei bis drei Jahre nach dem endgültigen deutschen Atomausstieg Ende 2022 und damit schon nach jetziger Planung eigentlich zu spät: Für einen jahrelangen Übergangszeitraum fällt der Atomstrom bereits weg, die Netze für den Transport von Ersatz stehen aber noch nicht komplett. Quelle: www.heise.de
  • 22.11.17: Als im letzten Winter gleichzeitig mehrere Kraftwerke abgeschaltet wurden, stand das deutsche Stromnetz kurz vor dem Kollaps. Das sagt einer, der es wissen muss, der Chef des größten deutschen Stromnetzbetreibers Amprion, Klaus Kleinekorte: „Es haben nur wenige Tropfen gefehlt, und es wäre zum Überlaufen gekommen, das heißt Blackout.“ Quelle: www.hr-fernsehen.de
  • 08.11.17: Das Gaskraftwerk Mellach produzierte – bedingt durch den im Vergleich zum Vorjahr erhöhten Einsatz für das Engpassmanagement zur Stabilisierung der Stromnetze – um 892 GWh mehr Strom. Mit dem deutschen Übertragungsnetzbetreiber TenneT sei eine Linie des Gas-Kombikraftwerks Mellach zur Deckung des Reservekraftwerksbedarfs für den Winter 2017/18 kontrahiert worden. Quelle: Der Standard
  • 08.11.17: Frankreich schiebt die geplante Atomwende um bis zu zehn Jahre auf. Umweltminister Nicolas Hulot sagte heute dem Sender BFMTV, die Regierung wolle „spätestens bis 2035“ den Anteil der Nuklearenergie an der Stromversorgung auf 50 Prozent senken. Hulot verteidigte den Kabinettsbeschluss, das Zieldatum 2025 für die Atomwende zu kippen: „Viele wussten, dass er nicht eingehalten werden kann.“ Die sozialistische Vorgängerregierung hatte 2015 in einem Energiewendegesetz festgelegt, den Atomanteil am Strom bis 2025 von 75 auf 50 Prozent zu senken. Quelle: orf.at
  • 30.10.17: Im letzten Winter hat Österreich Deutschland mit 2.400 MW Leistung Hilfe zur Netzstabilisierung geleistet und umgekehrt im heurigen Sommer in Deutschland 2.400 MW kontrahiert, im Winter 2017/18 werden Deutschland 2.900 MW angeboten. Die Redispatch-Kosten seien enorm. Lagen sie 2013/14 noch um die 20, 30 Mio. Euro im Jahr, seien es 2015 bereits 200 Mio. Euro gewesen, „und heuer stehen wir bis jetzt schon bei 270 Mio. Euro. Deshalb gebe es massive Stromimporte aus Deutschland, die man zum Teil physikalisch gar nicht transportieren könne. Vertraglich würden im Stromhandel bis zu 7.000 MW Importe nach Österreich fixiert, obwohl lediglich 5.000 MW realisierbar seien. Richtung Deutschland komme der Handel bis auf 9.000/10.000 MW, die aber ebenfalls nicht lieferbar seien. Quelle: industriemagazin.at
  • 04.10.17: Die Engpassmanagement-Kosten für APG betrugen bis zum Ende von Q2/2017 ca. 37,83 Mio. €.  Alle EPM-Abrufe von APG (inklusive Bereithaltung) in der Regelzone APG bis zum Ende von Q2/2017 verursachten Kosten in der Höhe von ca. 161,59 Mio. €. Diese Kosten wurden zum Großteil weiterverrechnet, da sie durch externe TSOs aufgrund von externen Engpässen angefordert wurden.  Quelle: APG
  • 16.09.17: System „an der Grenze der Belastungsfähigkeit“
  • 30.08.17: Deutlich beunruhigender seien da schon die fehlenden Kraftwerksreserven in Österreich. Das hätten die kalten Wochen im heurigen Jänner und Februar gezeigt. Die Stromversorgung habe nur dank massiver Importe aus Deutschland und Tschechien über den gesamten Zeitraum sichergestellt werden können. „Bis zu diesem Winter waren wir der Meinung, die Versorgungssicherheit sei gegeben, das ginge sich mit der nationalen Leistung aus“, sagt Eigenbauer. „Wir wurden eines Besseren belehrt.“ Stromseitig ist Österreich stark abhängig von den Pumpspeichern. „Das sind aber Tages- und Wochenspeicher“, sagt Eigenbauer. „Bei einer dreiwöchigen Kälteperiode, wie wir sie heuer hatten, sind die Pumpspeicher vorzeitig erschöpft. Damit hat das Land plötzlich keine Leistung mehr außer dem, was an kalorischer Leistung da ist – sprich Gas- und alte Kohlekraftwerke.“ Österreich stehe mit dieser Problematik nicht allein da. „Die meisten Mitgliedsstaaten der Union rüsten parallel zum Energy-only-Markt Kapazitätsmechanismen nach. Energy-only-Markt bedeutet, dass Kraftwerksbetreibern nur die bereitgestellte Energiemenge (Stromproduktion in Kilowattstunden, kWh) bezahlt wird. Für die Vorhaltung von Erzeugungskapazitäten – sprich Kraftwerksleistung in Kilowatt – erfolgt keine direkte Vergütung. Quelle: Der Standard
  • 28.07.17: Das Gas-Kraftwerk Mellach war heuer schon 1.700 Betriebsstunden zur Netzstabilisierung eingesetzt. 2016 waren es knapp 800 Stunden. Insgesamt rechnet der Verbund im heurigen Jahr mit Rekorderlösen aus der Vermarktung flexibler Kraftwerksleistung in Höhe von 166 Millionen Euro – nach 128 Millionen im Jahr davor. Quelle: Der Standard
  • 21.07.17: DEU 1.HJ 2017: Die maximale Solarleistung betrug am 27.05.2017 um 13:00 Uhr ca. 30 GW.  Die maximal erzeugte Windleistung betrug am 18.03.2017 um 09:15 Uhr ca. 38,9 GW.
  • 10.07.17: „Ohne Gas hätte es auch einen Stromengpass gegeben“ Gerade im vergangenen Winterhalbjahr habe sich laut Längle gezeigt, „wie wichtig Gas und die funktionierende Infrastruktur sind“. Aufgrund der niedrigen Temperaturen und des damit verbundenen höheren Heizbedarfs habe das Unternehmen einen enorm hohen Beitrag zur Versorgungssicherheit geleistet. In diesem Winter war außerdem gut erkennbar, wie eng die Gas- und Stromwirtschaft miteinander verflochten sind: „Es wäre im Jänner und Februar definitiv ein Versorgungsengpass auf der Stromseite eingetreten, wenn es die Infrastruktur der RAG nicht gegeben hätte“, schildert der RAG-Vorstand. Die Gaskraftwerke sind im vergangenen Winter mit voller Leistung gefahren, um den anfallenden Strombedarf entsprechend abzudecken. Während der oft windstillen und trüben Wintertage konnten erneuerbare Energien wie Wind und Sonne und die Wasserkraft nicht jenen Beitrag erbringen, der aufgrund ihrer Leistung in den vergangenen Jahren prognostiziert worden war. In diesen kritischen Situationen konnten die Gaskraftwerke, die eben auch kurzfristig einsatzbereit sind, die Bedarfserfordernisse gesichert abdecken. Quelle: Energy Inside 2/2017
  • 04.07.17: Aktuell brennt freilich das Thema Versorgungssicherheit unter den Nägeln, weil die Kosten zur Netzstabilisierung heuer bis Juni schon so hoch waren wie im gesamten Vorjahr. Quelle: APA; siehe auch unter Engpassmanagementkosten
  • 03.07.17: Obwohl 2017 die Wetterindikatoren nicht so eindeutig sind, gingen in den vergangenen Monaten die Kosten für die Netzstabilisierung zur Abwendung von möglichen Großstörungen enorm hoch. Ein weiterer Höhepunkt ist für Juni zu erwarten. Siehe Engpassmanagementkosten weiter unten. Anfang Juni waren zudem mehre kurzfristige Gaskraftwerkanforderungen zur Netzstabilisierung erforderlich.
  • 22.03.17: Quelle: Gas Markets Events faced during Winter 2016/2017: In this background paper, EURELECTRIC looks into some of the most noticeable situations of tight gas supply in Europe during the winter 2016/2017. These events highlight the importance of guaranteeing gas security of supply and show the potential collateral effects on the electricity system of tensions in the gas market, especially in countries where gas-fired power plants are key for electricity generation. This growing interdependency between gas and electricity markets calls for a strengthened consideration of the cross-commodity dimension in the evolution of the energy regulatory framework.
    Such dependency may have serious impacts on the Security of Supply of the electricity system, given the heavy dependence of electricity generation on natural gas. (…) However, it is worth noting that the current Emergency Procedure activates the different emergency levels according to criteria that are no longer appropriate to capture the real emergency status. (…)
    Siehe auch Wie sicher ist unsere Erdgasversorgung wirklich? bzw. eine Meldung nach der letzten Kältewelle im Jahr 2012Im Februar 2012 traten während einer Kältewelle zwei potenziell kritische Rahmenbedingungen gleichzeitig auf. Zum einen konnten aufgrund von Engpässen im Gasnetz nicht alle deutschen Gaskraftwerke ausreichend mit Gas versorgt werden, zum anderen trat zeitweise eine erhebliche Unterspeisung der Bilanzkreise auf. Die Unterspeisung der Bilanzkreise führte in einigen Stunden zur vollständigen Ausschöpfung der Regelenergiereserven und überschritt sogar zeitweilig die vorgehaltene Kapazität deutlich. Um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, mussten die Übertragungsnetzbetreiber die Reservekraftwerke zur Ergänzung der Regelenergie heranziehen und zusätzlich Energie im Intraday-Markt in Deutschland und im benachbarten Ausland beschaffen. Der Ausfall eines weiteren größeren Kraftwerks hätte in  dieser Situation nur schwer kompensiert werden können. Aufgrund der insbesondere im Süden Deutschlands ausgefallenen Gaskraftwerke, sowie einer hohen Netzlast und erheblichen Exporten nach Frankreich, Österreich und in die Schweiz, war das Netz hoch ausgelastet, was die sog. (n-1)-Sicherheit in wenigen Stunden gefährdete.
  • 10.03.17: Der kalte Winter trieb laut Eigenbauer auch die Versorgungssicherheit in Europa an ihre Grenzen. Die Kältewelle habe gezeigt, dass die Inlandsstromerzeugung allein Österreichs Stromversorgung nicht sichern könne, sondern dass diese von Stromimporten abhänge. Für zwei Wochen musste der Übertragungsnetzbetreiber APG heuer die Warnstufe Gelb ausrufen – denn die erneuerbare Energie lieferte im Winter zu wenig Elektrizität. Warnstufe Gelb bedeutet laut E-Control intensiveres Monitoring. Von Warnstufe Rot (was Energielenkungsmaßnahmen bedeuten würde) sei man allerdings noch entfernt gewesen. „Versorgungssicherheit ist dann gegeben, wenn man sich auf die Importe verlassen kann. Aus eigener Kraft geht es jetzt schon nicht mehr“, sagt Eigenbauer. Diesen Winter habe es eine deutlich höhere Last als erwartet gegeben. Zugleich sei aber ein Großteil der Anlagen auf Basis erneuerbarer Energie wie Laufwasser, Pumpspeicher und Wind kaum verfügbar gewesen. Von 25.000 MW installierter Leistung seien nur rund 4.000 MW an erneuerbarer Energie übriggeblieben – und die bisher höchste Lastspitze von 11.000 MW habe man durch kalorische Kraftwerke und Importe aus Deutschland abgedeckt. Die geplante Abschaltung heimischer kalorischer Kraftwerke von Mellach bis Dürnrohr hält Eigenbauer dementsprechend momentan für keine gute Idee: „Ich glaube, wir können derzeit überhaupt kein Kraftwerk stilllegen.“ – Quelle: derstandard.at
  • 01.03.17: „Die Kosten für Systemdienstleistungen sind 2015 deutlich gestiegen. Im Jahr 2015 lagen sie bei 1,6 Milliarden Euro, gegenüber 1,1 Milliarden Euro im Vorjahr. Die Kosten für
    Systemdienstleistungen werden von den Stromkunden größtenteils über die Netzentgelte getragen. Der Teil der Systemdienstleistungskosten, der auf Engpässe im Stromnetz zurückzuführen ist, hat sich verglichen mit dem Vorjahr beinahe verdreifacht, und zwar von 387 auf 1035 Millionen Euro. Die Kosten für Redispatch lagen im Jahr 2015 bei 412 Millionen Euro, gegenüber 185 Millionen Euro im Vorjahr. Ein Grund für die Verschärfung der Netzengpasssituation ist der kräftige Zubau von Windenergie an Land und auf See in den vergangenen Jahren bei gleichzeitig verzögertem Netzausbau. Die klassischen Systemdienstleistungen zur Frequenz- und Spannungshaltung verursachten 2015 dagegen geringere Kosten als im Vorjahr. Quelle: Unterrichtung durch die Bundesregierung – Fünfter Monitoring-Bericht „Energie der Zukunft“, 15.12.2016
  • 17.01.17: CH: Aktueller Füllstand der Seestände auf niedrigem Niveau – Tendenz zeigt 20-jährigen Tiefstwert in laufender Woche; Die letzten Wochen zeigten eine deutlich höhere Speicherproduktion mit einem hohen Abbau der Reserven; Derzeit hohe Volatilität am Strommarkt; Quelle: Präsentation Arbeitsgruppe Winter Swissgrid
  • Stromversorgung vor Kollaps – Frankreich droht der Blackout – Warnender Hinweis für die 3.KW 2017
  • Die Betreiber des Stromnetzes beklagen deutlich gestiegene Risiken in der Stromversorgung. Beleg dafür sei, dass sie zunehmend oft auf Reservekraftwerke zugreifen müssten. Die kritische Lage im Nachbarland Frankreich erschwere die Netzsteuerung zudem. Seit dem 10. Oktober seien diese Notfall-Kraftwerke schon an 26 Tagen zugeschaltet worden, teilten die Netzbetreiber am Mittwoch mit – also fast an jedem zweiten Tag. Voriges Jahr waren es im Oktober und November nur 18 Tage gewesen. In der Spitze seien 2016 bisher 6000 Megawatt Strom von den im In- und Ausland in Reserve gehaltenen Kraftwerken abgerufen worden. Die Menge entspricht etwa der Erzeugungskapazität von sechs Kernkraftwerken. Die Netzbetreiber haben auf Anweisung der Netzagentur als „Winterreserve“ Notfallkraftwerke mit einer Kapazität von 8300 Megawatt angemietet. Sie werden dann zugeschaltet, wenn die Stromnachfrage im Süden nicht gedeckt werden kann, weil dort zu geringe Kapazitäten stehen und mögliche Elektrizitätsüberschüsse aus dem Norden wegen fehlender Leitungen nicht abgeleitet werden können. Quelle: faz.de
  • Die Stromerzeuger haben in Deutschland Kraftwerkskapazität in Höhe von 12.169,8 Megawatt (MW) zur endgültigen Stilllegung angemeldet, davon 4.714,8 MW in Süddeutschland. Bereits endgültig stillgelegt sind 5.577,0 MW. Die Differenz ergibt eine Gesamtleistung in Höhe von insgesamt 6.592,8 MW aus zur endgültigen Stilllegung angezeigten Kraftwerken, deren Außerbetriebnahme allerdings noch nicht vollzogen ist. Darin enthalten sind systemrelevante Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 2.910,9 MW, die auf Betreiben der Übertragungsnetzbetreiber aus Gründen der Versorgungssicherheit derzeit nicht endgültig stillgelegt werden dürfen. Die Liste weist 19 solcher zur vorläufgen oder endgültigen Stilllegung angemeldete Kraftwerke aus, die nicht stillgelegt werden können. Quelle: www.mbi-energysource.de
  • Gemeinsamer Strommarkt Deutschland-Österreich steht auf der Kippe – Eine systemische Betrachtung der aktuellen Debatte zur Auftrennung des Deutsch-Österreichischen Strommarktes. Einmal mehr wird hier nicht verstanden, dass physikalische Grenzen und Gesetze sich nicht ändern lassen
  • Geht Belgien jetzt der Strom aus? – Auch Belgien hat heuter, wie bereits 2014 und 2015 ein Versorgungsproblem, das eskalieren könnte.
  • FRA: Bei Kältewellen drohen Versorgungsprobleme – bereits das vierte Land mit absehbaren Problemen im kommenden Winter
  • Situation in der Schweiz im kommenden Winter wieder eine Herausforderung: Siehe Truthahn-Illusion: «Das Risiko des Blackout spielt eine untergeordnete Rolle»
  • Die Herausforderung für die Versorgungssicherheit liege bei der regionalen Stromverteilung, so die Bundesnetzagentur. Es sei «deutlich anspruchsvoller» geworden, das Stromnetz stabil zu halten. Dies belegt nicht zuletzt die Zahl der Stunden, welche die Netzbetreiber aufwenden müssen, um einen Blackout zu verhindern. Lag diese Zahl 2010 bei rund 1500, sind es mittlerweile gut 15’000 Stunden, also zehnmal mehr. Gewachsen ist in Deutschland auch der finanzielle Aufwand, um das Stromnetz zu stabilisieren. Zwischen 2010 und 2015 betrugen die Gesamtkosten eine Milliarde Euro, wobei der jährliche Anteil stark gestiegen ist, von 48 Millionen Euro im Jahr vor Fukushima (2010) auf 402 Millionen Euro (2015).  Quelle: www.tagesanzeiger.ch
  • „Alle Verantwortlichen denken beim Begriff Blackout zu positiv!“ – Aus der Feuerwehrpraxis
  • Blackout als wahrscheinlichster Notfall – Aussage Helfer Wiens
  • Blackout die wahrscheinlichste Katastrophe – Aussage des deutschen Innenministers
  • Wahrscheinlichkeit eines Blackouts gestiegen – Die österreichische Energiewirtschaft warnt vor dem gestiegenen Blackout-Risiko und den schwerwiegenden Folgen
  • E-Control warnt vor Strom-Engpass – die kritischen Entwicklungen werden nun auch bereits durch den Regulator angesprochen
  • 01.02.17 – Noch einmal gutgegangen
  • Am 24.01.17 wird ein neuerliche Höchstpreis mit 164 Euro erreicht.
  • 23.01.17: Die Situation ist in Frankreich weiterhin äußerst angespannt. Durch die tiefen Temperaturen in den vergangenen Tagen, die unter dem langjährigen Mittel lagen, stand das europäische Verbundnetz in weiten Teilen unter einer sehr hohen Last.
  • 01/2017 – Kurzfristige EPM-Anforderung von Gaskraftwerk(en) (13.01.2017 ab 11:00 mit [beachtlichen] 800 MWel) ist erfolgt.
  • 01/2017 – Mögliche Kältewelle in der 3.KW könnte die französische Stromversorgung gefährden – Stromversorgung vor Kollaps – Frankreich droht der Blackout
  • 01/2017 – Der Strompreis klettert in Deutschland/Österreichs erstmals seit Februar 2012 deutlich über 100 Euro und erreicht am 16.01.17 zwischen 18-19 Uhr 125 Euro.
  • 01/2017 – Am Dienstag 17.01. erreicht der Strompreis während 13 Stunden einen Preis über 100 Euro und zwischen 17-19 Uhr einen neuen Höchststand mit 143 Euro. Siehe auch Newsletter #24
  • 04.03.16 – Schweiz: „Weitergehende Entspannung der Lage, u.a. dank günstiger Witterungsbedingungen (milde Temperaturen, überdurchschnittliche Niederschläge); «Nach dem Winter ist vor dem Winter»: Vorbereitung von
    vorbeugenden Mittelfristmassnahmen für den kommenden Winter 2016/2017; Verbleibende Risiken: Ausfall eines kritischen Betriebsmittels oder eine unerwartete, länger andauernde Kälteperiode“ Quelle: Präsentation Arbeitsgruppe Winter 2015/2016
  • 26.02.16 – „EVN: Die Abrufe im ersten Quartal (Geschäftsjahr 2015/16 – Oktober bis Dezember) für die Netzstabilisierung in Österreich und in Deutschland haben die Zahl des gesamten Geschäftsjahres 2014/15 bereits deutlich übertroffen.“ Quelle: www.finanzen.at
  • 02.02.16Energie- und Netzsituation Schweiz im Winter 2015/2016 – Die über die Feiertage beobachtete leichte Entspannung der Energie- und Netzsituation hat sich im Januar fortgesetzt. Die Netzsituation konnte mithilfe der umgesetzten Massnahmen verbessert werden. Die Entwicklung der Energie- und Netzsituation in den Monaten Februar bis April 2016 bleibt ungewiss. Eine länger andauernde Kälteperiode oder der Ausfall eines kritischen Betriebsmittels könnte erneut zu einer Verschärfung der Situation führen.
  • 22.01.16 – Hochspannung im Stromnetz – Es wird kaum eine Wind- und Solarstromproduktion in den nächsten 2 Wochen erwartet. Die Lage wird durch die deutsche Bundesnetzagentur als „besonders kritisch“ bezeichnet.
  • 12/15, 01/16 – Schweiz: Wieso uns bald ein Blackout drohen kann – Der aktuelle Wasserstand in den Schweizer Speicherseen und der Ausfall von Atomkraftwerken führt zu einer angespannten Versorgungssituation in der Schweiz.
  • Alle Jahre wieder …. Muttertag … und Rekordnegativstrompreise – Negativstrompreisrekord mit -130 Euro/MWh
  • Die Austrian Power Grid verdreifacht (von 800 auf 2.400 MW) die vorgehaltene Notfallreserve für den kommenden Sommer.

Aktueller Ausbaustand und Spitzenleistungen EE in Deutschland

Quelle: Frauenhofer Institut, Link: interaktive Grafiken (Stand: Juli 2018)

201520162017 2018
installierte PV-Leistung39,6 GW40,85 GW42,98 GW44,32 GW
maximale PV-Leistung27,3 GW am 21.04.2015 um 13:15 Uhr28,5 GW am 08.05.2016 um 13:00 Uhr28 GW am 27.05.2017 um 13:00 Uhr29,2 GW
installierte Windenergie-Leistung41,3 GW49,6 GW56,18 GW58,20 GW
maximale erzeugte Windenergie-Leistung35,6 GW am 21.12.201536,6 GW am 08.02.201640 GW am 28.10.2017 um 20:15 Uhr42,8 GW am 03.01.18 um 19:15 Uhr

Die Windenergiestromproduktion lag 2015 fast um 50% über der Produktion von 2014.

Vergleich installierte Leistungen Österreich – Deutschland

 

Atomausstieg Deutschland – Zeitplan

Die verbliebenen deutschen Atommeiler sollen nach dem Atomgesetz bis Ende 2022 abgeschaltet werden. Ende 2019 soll zunächst das AKW Philippsburg 2 in Baden-Württemberg vom Netz gehen. 2021 sollen Brokdorf in Schleswig-Holstein, Grohnde in Niedersachsen und Gundremmingen C in Bayern folgen. In Betrieb bleiben bis Ende 2022 das AKW Emsland in Niedersachsen, Isar 2 in Bayern und Neckarwestheim 2 in Baden-Württemberg.

(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; davon entfallen 4..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, Siehe auch Die Energiewende – Fiktion und Wirklichkeit oder Die Abwendung von der physikalischen Wirklichkeit ist die Schwachstelle der Energiewende

 

Liste österreichischer Kraftwerke

Stunden mit mehr als 50 GW Stromproduktion aus erneuerbare Energie (EE) Anlagen in Deutschland

(inkl. Biomasse und Wasserkraft)

W-TagTagGWZeitEuro
Mi07.06.201763,613:0027,06
Mi07.06.201762,914:0024,00
Mi07.06.201761,712:0029,50
Do21.06.201861,613:0018,39
Do21.06.201861,414:0014,66
Do21.06.201860,812:0015,96
Mi07.06.201760,615:0024,15
Mi07.06.201760,311:0030,18
Do21.06.201859,715:0014,35
Mi13.09.201759,313:0012,06
Mo30.04.201859,014:002,32
Do05.10.201758,513:0012,18
Do05.10.201758,412:009,71
Di01.05.201858,414:00-58,96
Mo12.06.201758,414:0030,86
Fr21.09.201858,312:0028,79
Mi13.09.201758,214:0010,10
Mo30.04.201858,213:003,60
Mo30.04.201858,215:005,83
Mo30.04.201858,112:000,88
Mi25.04.201858,112:0021,14
Mi25.04.201858,111:0020,10
Di12.09.201858,012:0049,08
Di12.09.201858,013:0047,06
Sa08.12.201857,911:0010,45
Mi13.09.201757,612:0010,74
Mo12.06.201757,613:0031,62
Do01.03.201857,512:0022,82
Fr21.09.201857,513:0026,48
Mi07.06.201757,416:0025,51
Mi25.04.201857,313:0021,27
Mo24.09.201857,212:0029,97
Di01.05.201857,212:00-16,70
Sa08.12.201857,212:0019,03
Mi07.06.20175710:0030,33
Mo12.06.20175715:0030,45
Mo24.04.201756,912:009,07
Fr21.09.201856,911:0032,54
Do21.06.201856,811:0025,00
Do01.03.201856,811:0023,72
Di12.09.201856,614:0046,53
Mo24.04.201756,613:0020,01
Sa08.12.201856,610:006,91
Do01.03.201856,513:0021,45
Sa24.02.201856,412:00-0,64
Do05.10.201756,414:0010,81
Di01.05.201856,413:00-35,86
Do21.06.201856,416:0014,56
Mo24.09.201856,014:0028,75
Mo21.05.201856,012:00-03,98
Mi25.04.20185610:0018,84
Di01.05.201855,815:00-48,60
Mi13.09.201755,811:0012,73
Sa08.12.201855,813:0019,6
Do02.03.201755,713:0010,45
Mo12.06.201755,612:0036,03
Do05.10.201755,611:0020,44
Do02.03.201755,612:0012,63
Di01.05.201855,611:00-0,92
Sa24.02.201855,511:003,40
Fr04.08.201755,513:0010,35
Mo24.09.201855,511:0030,14
Di12.09.201855,511:0049,41
Mo30.04.201855,416:008,07
Mi13.09.201755,315:009,18
Fr16.06.201755,114:0031,58
Sa24.02.201855,113:00-15,08
So30.04.201755,112:00-1,18
Mo21.05.201855,013:00-44,41
Mi25.04.20185514:0022,07
Do05.04.201854,914:0025,10
Mo24.04.201754,911:0012,82
Sa11.08.201854,813:0027,62
Fr04.08.201754,712:0017,05
Sa11.08.201854,612:0037,44
Do15.03.201854,611:0015,20
Fr04.08.201754,614:009,58
So30.07.201754,612:00-45,42
Do01.03.201854,514:0015,13
Sa11.08.201854,514:0023,44
Fr16.06.201754,413:0031,06
Do15.03.201854,412:0013,65
Sa08.12.201854,414:0020,25
Mo30.04.201854,411:006,52
Mi07.06.201754,309:0030,06
Do02.03.201754,211:0025,08
Do05.04.201854,213:0025,07
Mo09.05.201654,212:0017,08
Fr21.09.201854,210:0054,23
Mo24.09.201854,214:0027,57
So30.04.201754,113:00-70,01
Fr21.09.201854,114:0026,98
Mo21.05.201854,014:00-42,11
Mo09.05.20165413:0012,01
Fr16.06.201753,815:0032,33
Do26.04.201853,814:0021,14
So08.05.201653,711:00-7,09
Do26.04.201853,613:0023,07
Sa08.12.201853,609:0012,39
So18.03.201853,612:00-0,05
So30.04.201753,611:00-1,90
Do05.04.201853,515:0025,07
Do02.03.201753,514:0010,48
So29.10.201753,412:00-67,07
Do21.06.201853,417:0019,54
Mo24.04.201753,414:0022,44
Mo12.06.201753,416:0031,38
Mi12.04.201753,312:0027,35
So29.10.201753,311:00-81,95
So18.03.201853,311:00-
Fr16.06.201753,312:0031,88
Do12.10.201753,213:0013,54
Mo10.04.201753,212:0024,01
So18.03.201853,213:00-18,22
Do29.09.201653,213:0012,65
Do05.04.201853,212:0026,00
Do15.03.201853,113:0013,56
So08.05.201653,112:00-76,09
So30.04.201753,114:00-74,92
Di12.09.201853,115:0048,03
Sa24.06.201753,113:0010,32
Sa08.12.201853,015:0020,97
Mo21.05.201853,011:00-00,09
Mo29.01.20185312:0018,97
Do12.10.201752,912:0012,78
Mi26.09.201852,913:0031,98
Mi06.07.201652,813:008,17
Do05.10.201752,815:0010,84
Sa11.08.201852,811:0042.04
Do05.04.201852,811:0029,57
Do29.09.201652,712:0015,84
Mi07.06.201752,717:0027,40
Fr23.06.201752,714:0025,07
Mi26.09.201852,712:0032,94
Mi12.04.201752,713:0023,65
Mo10.04.201752,513:0017,91
Sa08.12.201852,517:0020,81
Sa07.08.201852,513:0015,76
Sa08.12.201852,516:0020,94
Sa11.08.201852,515:0028,19
Fr04.08.201752,515:0010,36
Di01.05.201852,510:00-6,62
So30.07.201752,413:00-67,05
Fr22.06.201852,313:0020,32
Mi12.04.201752,311:0029,29
Do26.04.201852,312:0023,71
Do15.03.201852,310:0019,48
So18.03.201852,310:00-29,99
Mo29.01.201852,313:0022,94
Fr23.06.201752,213:0026,10
Do01.03.201852,210:0025,08
Do26.04.201852,215:0021,11
Mo09.05.201652,214:0010,85
Mi06.07.201652,212:009,36
Mi06.07.201652,214:002,55
Sa24.02.201852,214:00-8,90
Fr22.06.201852,214:0019,08
Mi13.09.201752,110:0013,41
Sa07.08.201852,114:0002,34
Mi13.09.201752,116:009,16
Sa08.12.201852,018:0025,46
Do29.09.20165214:0011,43
Mi25.04.20185215:0021,28
Fr23.06.201751,915:0024,98
Sa22.09.201851,912:001,79
So30.07.201751,911:00-0,02
Mo29.01.201851,911:0028,07
Mo12.06.201751,811:0042,02
Di01.05.201851,816:00-22,01
Sa22.09.201851,713:00-6,74
Fr16.06.201751,716:0034,52
So08.05.201651,713:00-100,06
Fr22.06.201851,712:0023,37
Di23.10.201851,713:0042,43
Di02.10.201851,613:0032,02
Mo10.04.201751,611:0027,57
Mo24.09.201851,610:0035,42
Mo09.05.201651,611:0022,15
Fr22.06.201851,615:0016,21
Di23.10.201851,512:0043,57
Sa24.06.201751,512:0011,79
Sa28.10.201751,513:00-13,38
So30.04.201751,515:00-71,96
Sa28.10.201751,512:00-0,10
Sa08.12.201851,519:0021,05
Do12.10.201751,411:0017,52
Di02.10.201851,412:0044,99
Di23.10.201851,414:0044,07
Sa07.08.201851,412:0020,72
Fr22.06.201851,311:0027,54
Di24.04.201851,312:0028,43
Di02.10.201851,314:0028,96
Do12.10.201751,314:0015,12
Mi03.01.201851,321:009,30
Mo29.01.201851,314:0029,62
Do05.04.201851,316:0023,03
So29.10.201751,210:00-67,08
So18.03.201851,214:00-9,79
Do03.08.201751,215:0020,28
Di24.04.201851,111:0025,53
Mi03.10.201851,112:006,26
So29.10.201751,113:00-80,07
Mo24.09.201851,115:0032,74
Mo21.05.201851,015:00-15,87
Sa24.06.20175114:007,38
Sa24.02.20185110:0017,55
Fr04.08.20175111:0021,62
Mi04.10.201750,913:0019,96
Di23.10.201850,915:0038,89
Mi03.01.201850,920:0010,06
Sa07.04.201850,912:00-10,06
Sa08.12.201850,820:0015,84
Mi03.10.201850,813:006,29
Mi26.09.201850,814:0030,82
Do23.11.201750,812:0012,75
Mi03.01.201850,718:0013,37
Do02.03.201750,710:0026,00
Fr16.06.201750,711:0034,84
Do01.03.201850,715:0018,78
Mi03.01.201850,719:0011,06
Mi25.04.201850,709:0028,15
Mi06.07.201650,711:0013,15
Mi06.07.201650,715:009,23
Sa28.10.201750,714:00-31,42
Di26.12.201750,612:00-53,42
Do03.08.201750,616:0018,09
Di24.04.201850,613:0028,70
Do23.11.201750,611:0016,24
So18.03.201850,614:00-24,22
Do05.04.201850,610:0035,40
Do05.10.201750,510:0024,98
Mo23.04.201850,514:0026,46
Mo01.01.201850,411:00-62,00
Mo01.01.201850,412:00-56,08
Mo10.04.201750,414:009,37
Fr22.06.201850,416:0018,16
Mo29.01.201850,310:0028,09
Sa08.12.201850,308:0015,88
Sa07.04.201850,313:00-4,97
Mi03.10.201850,214:006,33
Sa22.09.201850,211:0027,13
Di23.10.201850,211:0045,69
Fr23.06.201750,212:0027,77
Do02.03.201750,215:0025,01
Di26.12.201750,211:00-52,82
Mi04.10.201750,212:0022,80
Do29.07.201750,212:0010,17
Fr30.06.201750,213:0027,29
Sa07.04.201850,111:000,10
Sa07.08.201850,115:0011,93
Mo15.01.201850,121:0010,69
Mi04.10.201750,114:0022,77
Do29.07.201750,113:009,92
So08.05.201650,114:00-130,09
Sa07.05.201650,113:005,32
Sa22.09.201850,014:00-6,79
Mo30.04.20185010:004,90

Bisheriger Spitzenwert am 07.06.17 – 63,56 GW

Engpassmanagement

Die Kosten für Interventionen zur Stabilisierung des Stromnetzes (Engpassmanagement, Redispatch, Intraday-Stop) in Österreich betrugen

Entwicklung der Engpassmanagementkosten in Österreich (gesamt).

Entwicklung der Engpassmanagementkosten in Österreich (gesamt). Der nichtösterreichische Kostenanteil (siehe die nachfolgende Grafik) wird durch die deutschen Haushaltskunden bezahlt, da die Leistungen von deutschen Netzbetreibern abgerufen werden. Im August und September 2018 wurde erneut ein Spitzenwert erreicht. In den ersten neun Monaten 2018 überstiegen die Kosten bereits das bisherige Rekordjahr 2017.

Datenquelle: APG – Entwicklung der Engpassmanagementkosten – nur der österreichische Anteil!

Datenquelle: APG

Nr.DatumStundenMWel
628.09.165800
1113.01.177800
4620.11.1812779
1907.06.171730
414.09.1610600
2115.06.176,6460
2204.07.172430
313.09.166420
2915.10.171355
2417.08.171340
231.08.164300
1630.03.176300
4801.12.184300
923.12.166300
3921.06.181300
4009.08.186300
4111.09.182300
3017.10.172295
521.09.164270
2012.06.171260
1416.02.174250
1316.02.176250
3117.10.171200
2702.10.171200
1511.03.175200
1801.06.176200
808.12.162200
1210.02.173200
111.07.163200
2813.10.176200
3315.02.182200
3422.02.182200
3523.02.186200
4518.10.182,5200
3711.06.183200
2308.08.172200
3811.06.183200
4223.09.185200
4309.10.186200
4721.11.186190
4410.10.183180
2625.09.173178
1730.05.176,5130
1024.12.162100
2523.08.171100
712.10.16390
3616.05.18380
3202.11.17340

Stunden mit negativen Strompreisen / Steigende Varianz der Strompreise

Letztes Update: 23.10.18

In diesem Beitrag werden die Tage/Stunden mit negativen Strompreisen an der europäischen Strombörse (EEX) 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. Redispatching-Maßnahmen (siehe weiter unten).

Stunden mit Negativstrompreisen

  • 2013: 64 Stunden
  • 2014: 64 Stunden
  • 2015: 126 Stunden 
  • 2016: 96 Stunden 
  • 2017: 147 Stunden
  • 2018: 113 Stunden (bis 24.10.18)

(siehe auch Die Energiewende im Stromsektor)

Stunden mit Negativstrompreisen pro Quartal EEX 2015-2018

 

 

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).

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).

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. 

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.

Alle Negativstrompreisstunden seit 12/2014

Stand: 12.10.18

#TagEuro
18308.05.2016-130,09
18208.05.2016-100,06
33829.10.2017-83,06
34029.10.2017-83,04
33929.10.2017-83,03
34129.10.2017-83,02
34229.10.2017-83,01
33729.10.2017-83
18408.05.2016-82,06
34729.10.2017-81,95
34929.10.2017-80,07
34329.10.2017-80
34429.10.2017-79,96
35029.10.2017-79,95
8512.04.2015-79,94
33629.10.2017-79,94
18108.05.2016-76,09
35129.10.2017-76,06
34529.10.2017-76,02
40401.01.2018-76,01
18508.05.2016-76
27030.04.2017-74,92
40301.01.2018-72,54
27130.04.2017-71,96
40501.01.2018-71,45
33528.10.2017-70,09
35329.10.2017-70,05
26930.04.2017-70,01
27530.04.2017-70,01
23526.12.2016-67,09
34629.10.2017-67,08
28601.05.2017-67,08
23426.12.2016-67,07
34829.10.2017-67,07
29630.07.2017-67,05
28401.05.2017-67,02
40201.01.2018-67
40601.01.2018-66,88
28701.05.2017-66,85
8412.04.2015-65,06
8612.04.2015-65,02
28501.05.2017-65
40101.01.2018-64,62
29730.07.2017-64,9
40001.01.2018-63,14
28201.05.2017-62,95
40701.01.2018-62
37425.12.2017-61,41
28901.05.2017-61,14
28801.05.2017-60,39
48401.05.2018-58,96
39901.01.2018-56,65
40801.01.2018-56,08
36024.12.2017-55,99
23626.12.2016-54,2
28301.05.2017-53,85
24727.12.2016-53,62
38626.12.2017-53,42
38526.12.2017-52,82
23326.12.2016-51,49
24827.12.2016-50,19
36124.12.2017-49,99
33428.10.2017-49,98
24627.12.2016-49,98
27230.04.2017-49,97
40901.01.2018-49,96
48501.05.2018-48,6
3302.01.2015-46,97
29530.07.2017-45,42
49821.05.2018-44,41
35924.12.2017-43,18
36424.12.2017-42,93
49921.05.2018-42,11
8913.04.2015-41,74
35824.12.2017-40,84
36224.12.2017-40,14
22125.12.2016-38,78
17528.03.2016-38,45
33328.10.2017-38,19
22025.12.2016-36,1
36324.12.2017-36,05
48301.05.2018-35,86
18815.05.2016-35,02
36925.12.2017-32,58
38426.12.2017-31,69
33028.10.2017-31,42
3202.01.2015-31,41
1022.12.2014-30,85
21020.11.2016-30,41
27801.05.2017-30,11
22525.12.2016-30,07
28101.05.2017-30,05
27901.05.2017-30,03
39801.01.2018-29,99
46218.03.2018-29,99
12205.09.2015-29,93
21220.11.2016-29,04
17428.03.2016-28,68
922.12.2014-27,34
29001.05.2017-27,22
45918.03.2018-27,18
25724.02.2017-27,08
27601.05.2017-26,94
22225.12.2016-26,87
19622.05.2016-25,72
4911.01.2015-25,02
27701.05.2017-25
24527.12.2016-24,92
12305.09.2015-24,41
38326.12.2017-24,33
41001.01.2018-24,29
46118.03.2018-24,22
28001.05.2017-24,9
24927.12.2016-23,36
14522.12.2015-23,06
46618.03.2018-22,95
20920.11.2016-22,17
48601.05.2018-22,01
43729.01.2018-20,25
43829.01.2018-20,09
7430.03.2015-20,07
12105.09.2015-19,99
14422.12.2015-19,98
43929.01.2018-19,96
13118.11.2015-19,95
16409.02.2016-19,95
46018.03.2018-19,95
16209.02.2016-19,94
621.12.2014-19,93
9013.04.2015-19,92
17628.03.2016-19,92
37025.12.2017-19,79
3002.01.2015-19,63
43128.01.2018-19,43
47401.05.2018-19,41
3102.01.2015-19,37
8712.04.2015-19,11
16509.02.2016-19,3
7230.03.2015-19,2
2725.12.2014-18,33
46418.03.2018-18,22
21925.12.2016-18,07
38726.12.2017-18
33128.10.2017-17,03
5011.01.2015-16,94
8112.04.2015-16,78
47801.05.2018-16,67
2825.12.2014-16,59
48201.05.2018-16,7
23126.12.2016-16,09
12708.11.2015-16,06
50021.05.2018-15,87
21120.11.2016-15,68
15126.12.2015-15,33
44424.02.2018-15,08
22325.12.2016-15,06
23226.12.2016-15,05
26423.04.2017-15,03
32628.10.2017-15,01
10510.05.2015-14,93
21520.11.2016-14,91
47301.05.2018-14,88
1122.12.2014-14,77
8012.04.2015-14,47
45818.03.2018-14,42
30420.08.2017-14,35
12405.09.2015-14,34
29830.07.2017-14,23
9510.05.2015-14,16
23026.12.2016-14,9
7330.03.2015-13,87
17728.03.2016-13,82
47501.05.2018-13,71
722.12.2014-13,49
3402.01.2015-13,48
1222.12.2014-13,47
12608.11.2015-13,42
12508.11.2015-13,38
32928.10.2017-13,38
24326.12.2016-13,34
23926.12.2016-13,31
32528.10.2017-13,02
24427.12.2016-13
30520.08.2017-12,93
47901.05.2018-12,49
16309.02.2016-12,34
7530.03.2015-12,27
43228.01.2018-12,19
822.12.2014-12,18
25027.12.2016-12,15
35723.12.2017-12,12
45318.03.2018-12,12
2902.01.2015-12,11
8212.04.2015-12,2
20218.11.2016-12,1
22425.12.2016-12,1
21824.12.2016-12,05
43028.01.2018-12,02
29101.05.2017-12,01
38026.12.2017-11,88
44717.03.2018-11,86
42205.01.2018-11,81
9610.05.2015-11,41
9410.05.2015-11,11
37125.12.2017-11,9
12005.09.2015-11,05
31114.09.2017-11,04
19722.05.2016-10,97
10110.05.2015-10,31
8813.04.2015-10,1
12808.11.2015-10,07
46707.04.2018-10,06
14622.12.2015-10,05
20318.11.2016-10
6208.02.2015-9,95
36524.12.2017-9,94
20820.11.2016-9,94
22926.12.2016-9,92
37926.12.2017-9,89
46518.03.2018-9,79
38226.12.2017-9,78
32428.10.2017-9,69
37826.12.2017-9,65
45718.03.2018-9,64
45418.03.2018-9,63
45518.03.2018-9,61
42416.01.2018-9,61
45618.03.2018-9,25
18715.05.2016-9,25
41303.01.2008-9,21
49221.05.2018-9,21
26523.04.2017-9,18
43328.01.2018-9,14
10010.05.2015-9,11
32728.10.2017-9,6
13218.11.2015-8,73
3903.01.2015-8,67
6308.02.2015-8,51
18915.05.2016-8,24
44524.02.2018-8,9
7801.04.2015-8,1
31314.09.2017-7,91
41704.01.2018-7,85
19822.05.2016-7,82
9113.04.2015-7,72
26323.04.2017-7,65
21624.12.2016-7,62
10310.05.2015-7,45
6008.02.2015-7,32
7731.03.2015-7,5
31414.09.2017-7,1
18008.05.2016-7,09
37726.12.2017-6,94
15226.12.2015-6,86
5111.01.2015-6,86
50222.09.2018-6,79
50122.09.2018-6,74
520.12.2014-6,74
24026.12.2016-6,74
36724.12.2017-6,74
23826.12.2016-6,71
48906.05.2018-6,69
42516.01.2018-6,62
48001.05.2018-6,62
25423.02.2017-6,58
25927.02.2017-6,58
10410.05.2015-6,55
30620.08.2017-6,37
14926.12.2015-6,27
25204.01.2017-6,27
27330.04.2017-6
41203.01.2008-5,99
9210.05.2015-5,81
19522.05.2016-5,68
41101.01.2018-5,59
41604.01.2018-5,57
16609.02.2016-5,52
10210.05.2015-5,39
47101.05.2018-5,34
11026.07.2015-5,31
41804.01.2018-5,29
39701.01.2018-5,27
19922.05.2016-5,19
29330.07.2017-5,15
9710.05.2015-5,13
9310.05.2015-5,4
47201.05.2018-5,2
25304.01.2017-5,09
6801.03.2015-5,08
17022.02.2016-5,08
4611.01.2015-5,06
25523.02.2017-5,03
26027.02.2017-5,03
3703.01.2015-5,03
44617.03.2018-5
5608.02.2015-5
39231.12.2017-4,99
25624.02.2017-4,99
36825.12.2017-4,98
16922.02.2016-4,98
47601.05.2018-4,98
46807.04.2018-4,97
50603.10.2018-4,97
37525.12.2017-4,97
8312.04.2015-4,96
37225.12.2017-4,96
36624.12.2017-4,94
16822.02.2016-4,93
44211.02.2018-4,93
31214.09.2017-4,92
42716.01.2018-4,92
44111.02.2018-4,92
15026.12.2015-4,92
9810.05.2015-4,85
37325.12.2017-4,83
5808.02.2015-4,78
41403.01.2008-4,64
48701.05.2018-4,38
10610.05.2015-4,23
4711.01.2015-4,12
4511.01.2015-4,11
49020.05.2018-4,9
17828.03.2016-4,2
43629.01.2018-4,09
45117.03.2018-4,09
22625.12.2016-4,02
33228.10.2017-4,02
17328.03.2016-4,01
30119.08.2017-4
49721.05.2018-3,98
420.12.2014-3,97
39431.12.2017-3,71
30720.08.2017-3,57
47701.05.2018-3,39
21420.11.2016-3,35
38126.12.2017-3,24
26215.04.2017-3,23
48806.05.2018-3,19
4204.01.2015-3,18
23726.12.2016-3,08
24126.12.2016-2,98
15730.01.2016-2,97
19015.05.2016-2,97
22825.12.2016-2,95
10817.05.2015-2,92
31011.09.2017-2,77
49421.05.2018-2,71
15902.02.2016-2,66
21724.12.2016-2,57
45017.03.2018-2,51
7630.03.2015-2,49
32008.10.2017-2,37
11605.09.2015-2,33
42616.01.2018-2,33
30911.09.2017-2,32
11505.09.2015-2,19
5908.02.2015-2,4
4411.01.2015-2,06
1723.12.2014-2,06
2624.12.2014-2,04
39131.12.2017-2,04
10717.05.2015-2,02
46907.04.2018-2,01
45218.03.2018-2
6601.03.2015-2
5511.01.2015-2
49521.05.2018-1,96
1823.12.2014-1,96
2023.12.2014-1,95
2324.12.2014-1,95
16002.02.2016-1,92
6701.03.2015-1,91
11405.09.2015-1,87
11126.07.2015-1,84
41904.01.2018-1,75
11905.09.2015-1,75
17908.05.2016-1,63
320.12.2014-1,61
21320.11.2016-1,58
2124.12.2014-1,49
37626.12.2017-1,44
31707.10.2017-1,35
27430.04.2017-1,21
26830.04.2017-1,18
42315.01.2018-1,16
5708.02.2015-1,12
19322.05.2016-1,11
26730.04.2017-1,9
1923.12.2014-1,9
5411.01.2015-1,8
31514.09.2017-1,7
29201.05.2017-1,2
26115.04.2017-1,08
7901.04.2015-1,07
17122.02.2016-1,02
19122.05.2016-1
14130.11.2015-0,99
17222.02.2016-0,97
13529.11.2015-0,97
13829.11.2015-0,96
32208.10.2017-0,96
14825.12.2015-0,96
1623.12.2014-0,96
31908.10.2017-0,96
31607.10.2017-0,95
42005.01.2018-0,94
31807.10.2017-0,94
14030.11.2015-0,94
19222.05.2016-0,94
38929.12.2017-0,93
39631.12.2017-0,92
16107.02.2016-0,92
48101.05.2018-0,92
12918.11.2015-0,92
35229.10.2017-0,92
24226.12.2016-0,91
29930.07.2017-0,91
39531.12.2017-0,86
11805.09.2015-0,81
13729.11.2015-0,77
4811.01.2015-0,74
44817.03.2018-0,71
120.12.2014-0,68
44324.02.2018-0,64
39331.12.2017-0,59
38826.12.2017-0,48
44917.03.2018-0,46
20620.11.2016-0,44
2424.12.2014-0,44
41504.01.2018-0,36
49321.05.2018-0,34
15831.01.2016-0,27
39030.12.2017-0,27
43428.01.2018-0,25
30219.08.2017-0,22
26623.04.2017-0,15
6901.03.2015-0,13
25824.02.2017-0,9
13629.11.2015-0,9
6108.02.2015-0,9
19422.05.2016-0,9
20110.07.2016-0,9
15326.12.2015-0,9
44029.01.2018-0,9
18608.05.2016-0,6
22725.12.2016-0,1
13018.11.2015-0,1
32828.10.2017-0,1
220.12.2014-0,09
35623.12.2017-0,09
5211.01.2015-0,09
1322.12.2014-0,09
10926.07.2015-0,09
11205.09.2015-0,09
6501.03.2015-0,09
11305.09.2015-0,09
13318.11.2015-0,09
13930.11.2015-0,09
49121.05.2018-0,09
49621.05.2018-0,09
50503.10.2018-0,09
20010.07.2016-0,08
42816.01.2018-0,08
2224.12.2014-0,08
3503.01.2015-0,08
32308.10.2017-0,08
50403.10.2018-0,08
7029.03.2015-0,08
9910.05.2015-0,08
14723.12.2015-0,08
5311.01.2015-0,07
11705.09.2015-0,07
30019.08.2017-0,07
3603.01.2015-0,07
30811.09.2017-0,07
2524.12.2014-0,07
50703.10.2018-0,06
4304.01.2015-0,05
46318.03.2018-0,05
25104.01.2017-0,05
16721.02.2016-0,05
43529.01.2018-0,05
1422.12.2014-0,05
6401.03.2015-0,05
42928.01.2018-0,04
50903.10.2018-0,04
15630.01.2016-0,04
3803.01.2015-0,04
13429.11.2015-0,04
4004.01.2015-0,04
14230.11.2015-0,04
20720.11.2016-0,04
50803.10.2018-0,03
42105.01.2018-0,03
1523.12.2014-0,03
35523.12.2017-0,03
32108.10.2017-0,03
35419.11.2017-0,03
29430.07.2017-0,02
47001.05.2018-0,02
15530.01.2016-0,02
50322.09.2018-0,02
20418.11.2016-0,01
7129.03.2015-0,01
15403.01.2016-0,01
14321.12.2015-0,01
4104.01.2015-0,01
20520.11.2016-0,01
30320.08.2017-0,01

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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

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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

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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.

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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.

Auswertung Redispatching & Intradaystops

Diese Auswertung fast die erfolgten Netzeingriffe zur Stabilisierung des europäischen Stromversorgungssystems aus österreichischer und aus deutscher Sicht zusammen. Diese sind ein Indikator dafür, wie sich die Netzstabilität entwickelt und im Sinne der Achtsamkeit zur Früherkennung von negativen Entwicklungen zu verstehen. Sie stellen jedoch kein Gesamtbild oder die vollständige Realität dar, sondern nur einen Trend. Dies auch im Sinne von „Das Unerwartete managen„. 

Intraday-Handelsstopp in Österreich

Stand: 02.12.18

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 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.

 

 

 

 

 

Redispatching-Maßnahmen in Deutschland

Stand: 02.12.18

Die deutschen Übertragungsnetzbetreiber bieten seit April 2013 ihre Daten zu den erfolgten Redispatching-Maßnahmen in Deutschland über die Seite www.netztransparenz.de an. Um ein besseres Gefühl für die Entwicklungen zu erhalten, erfolgt hier eine Datenauswertung und ein Vergleich.

Seit der Markauftrennung zwischen dem Deutsch-Österreichischen Strommarkt mit 01.10.18 sind wieder Anstiege bei den deutschen Redispatchingmaßnahmen z u erkennen.

 

Und 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.

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[/caption]

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

Überblick über die Situation in Österreich

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
APG-Vortrag 05/18









 

 

 

Besonders relevante Meldungen aus Deutschland

Verfügbarkeit ausländischer Kraftwerkskapazitäten für die Versorgung in Deutschland

Quelle: BDEW, Mai 2018

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

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

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

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

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