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Datum	Meldung
21.02.23	CHE: Die Fertigstellung des Reservekraftwerks in Birr verzögert sich Das Reservekraftwerk in Birr konnte nicht wie geplant am 15. Februar 2023 fertiggestellt werden. Von den total acht Gasturbinen-Generator-Einheiten werden Ende Februar 2023 zwei einsatzbereit sein, die restlichen sechs bis Ende März 2023. Die Wahrscheinlichkeit eines Einsatzes des Notkraftwerks in diesem Winter schätzt der Bund jedoch als gering ein.
21.02.23	AUT: Dezember 2022: Österreich verzeichnet beim Stromimport neue Höchstwerte In den letzten Wochen (KW49 – KW 52) des Jahres 2022 war Österreich stark von Stromimporten abhängig. Durch die jahreszeittypische, geringere Produktion aus erneuerbaren Energien musste Österreich, trotz der verhältnismäßig warmen Temperaturen, 1.539 GWh (Gigawattstunden) Strom importieren. Besonders hoch war die importierte Strommenge am 21. Dezember, an dem wir ein neues historisches Tageshoch von 100,5 GWh beim Stromimport erreichten. Auch der 22. Dezember verzeichnete einen neuen Höchstwert: um Mitternacht wurde die historisch höchste 15 Minuten Importleistung von 5.551,6 MW erreicht. Laut Gerhard Christiner, technischer Vorstand der APG, war diese Importleistung und die sichere Versorgung der Kunden nur durch die ganzheitliche Verfügbarkeit aller Stromleitungen im APG-Netz möglich. Dies wurde durch eine im Herbst international abgestimmte und sicherheitsfokussierte Vorbereitung für diesen Krisenwinter erreicht. Gerade aufgrund der allgemeinen, herausfordernden energiewirtschaftlichen Gesamtsituation, bleibt Stromsparen weiterhin das Gebot der Stunde. Eingriffe in das Stromnetz im Dezember 2022 an 18 Tagen notwendig Zu Jahresende lagen die durch Redispatch-Maßnahmen ausgelösten Kosten des Jahres für den österreichischen Stromkunden bei rund 94 Millionen Euro.
20.02.23	NL: Russland wollte Energiesystem sabotieren Der militärische Informationsdienst der Niederlande, MIVD, erklärte in Den Haag, bereits vor einigen Monaten sei ein russisches Schiff in der Nordsee entdeckt worden, das Informationen über niederländische Windparks gesammelt habe. Dabei habe es sich um vorbereitende Handlungen für Störungen und Sabotage gehandelt. Die Küstenwache und die Marine hätten das Schiff aus den niederländischen Hoheitsgewässern herauseskortiert. Weiter hieß es, Russland sei auch sehr interessiert an Internetkabeln und Gasleitungen in der Nordsee. Damit werde deutlich, dass die Bedrohung der Niederlande konkreter sei als viele glaubten.
20.02.23	⚠ FRA: The lowest nuclear availability while the cold is coming back! On the 25th the nuclear availability will fall back to 40.8 GW, a record low since December: France is not in the best situation to prepare the cold week expected from the 27th of February. Bugey 5 and Dampierre 4 are expected to restart tonight - the 20th - at 11pm from unexpected outages to compensate for Dampierre 1 stop. Chooz 2 outage was postponed again to the 25th reducing the average availability for the week at 42.4 GW. His restart will be as slow as it was on the 8th of February. On the 25th, St Alban 1 and Chinon 4 will stop reducing the availability by 2.2 GW. The situation for March is not improving as Civaux 2 and Flamanville 1, expected on the 1st, are respectively delayed to the 11th of March and the 2nd of June!
17.02.23	NL: A heads-up for the market over the weekend. The drop in solar generation on Saturday 18th February is expected to be synchronised with a decline in wind generation and a rise in demand heading into the evening demand peak. Overall renewable generation is forecast to drop by 6GW in around four hours, placing strain on the system and requiring a lot of flexibility in order to meet demand. Gas generation assets will be required to ramp up quickly. Downward gas margins are forecast to increase from ~350MW to ~2GW over the course of the evening.
16.02.23	Dieser Winter verheißt schwierigen Sommer Frankreich, die Schweiz und Norditalien erleben erneut einen extrem trockenen Winter. Schon jetzt herrscht Wasserknappheit und Erinnerungen an das letzte Jahr werden wach. Damals verursachten nach einem trockenen Winter Dürre und Hitze im Sommer große Probleme in Landwirtschaft und Energiewirtschaft. Der wenige Schnee in den Bergen ist auch heuer ein schlechtes Vorzeichen für den Frühling und Sommer, die Schneeschmelze in den Alpen wird aller Voraussicht nach geringer ausfallen als normal und dann auch die großen Flüsse mit weniger Wasser versorgen – mit Folgen auch auf die Stromproduktion durch Wasserkraft.
16.02.23	IT: Der längste Fluss Italiens führt so wenig Wasser wie noch nie seit Messbeginn zu dieser Jahreszeit! Am Pegel in Piacenza wurden heute 269 m³/s gemessen. Angesichts weiter ausbleibender Niederschläge wird der Po weiter sinken.
15.02.23	Strommarktanalyse KW 6 Der Erneuerbare Energien-Anteil am deutschen Strommix fiel in KW 6 mit 40 % niedriger aus als in der Vorwoche. Insgesamt wurden 2,2 TWh (-54 %, davon 19 % Offshore) Windenergie ins Netz eingespeist. Die PV-Einspeisung stieg auf 0,72 TWh (+160 %).
14.02.23	ES: An unexpected unavailability at the Vandellos2 nuclear unit helped this Sunday, indirectly, to manage an excess of wind energy in the system. From 00:00 until 9:00 on Sunday, wind power was ~1.7GW higher than forecast, while demand was ~1.5GW lower than forecast. During the day, solar also exceeded forecasts, averaging ~1.5GW from 9:00 to 17:00. Although Sunday's net wind generation was ~9GW lower than Saturday, and solar generation ~8GW lower, during this period the excess was handled quickly and efficiently. The share of hydropower was ~4GW higher than the previous day. It was also the highest export day of the week with a net export of ~37GW, peaking at ~23GW between 11:00 and 17:00.
14.02.23	DEU: Hoher Redispatch-Bedarf in Baden-Württemberg Ein hohes Windaufkommen im Norden führt am Freitag zur Aktivierung eines großen Redispatch-Volumens in der Regelzone von TransnetBW. Zwischen 11 und 13 Uhr mussten mehr als 500 Megawatt Kraftwerksleistung aus dem Ausland nach Baden-Württemberg importiert werden.
13.02.23	FR: The second half of February will be quiet! The restart of Civaux 2 and Blayais 1 are delayed to the 1st and the 3rd of March: the end of February will see the lowest availability since December. Chooz 2 experienced trouble restarting after one year of maintenance: the unplanned outage should be resolved on the 15th. The average availability for the week is expected at 45.7 GW, 700MW lower than last week's forecast. Cattenom 2 maintenance is postponed to the 4th of March instead of 25th of February. Availability increase until the 28th of February: - Paluel 1 on the 14th for 620 MW - Outage - Chooz 2 on the 15th - Outage On the 18th, Paluel 1 and Dampierre 1 will stop for 3 months reducing the availability by 2.1 GW before another 2.2 GW reduction on the 25th with St Alban 1 and Chinon 4.
13.02.23	Zu viel Photovoltaik: Bayerisches Stromnetz am Limit Das regionale Stromnetz in Bayern ist vielerorts an seiner Kapazitätsgrenze. Der Grund: der große Zubau an Photovoltaikanlagen. Sieben Jahre hat das Genehmigungsverfahren für den Ausbau der regionalen Hochspannungsleitung von Ellwangen im benachbarten Baden-Württemberg nach Nördlingen gedauert. In rund zwei Jahren soll die Hochspannungsleitung ins Nördlinger Ries nun ausgebaut sein. Aber schon vor Beginn der Bauarbeiten ist das Vorhaben veraltet. Beim Planungsstart vor sieben Jahren sei der Stand der Technik noch ein anderer gewesen. Wir würden heute nicht mehr im Einleiter-System bauen, sondern im Doppelleitersystem, also zwei Seile nebeneinander, und könnten so die doppelte Leistung übertragen. Dafür müsste man aber mit dem Genehmigungsverfahren wieder von vorne beginnen. Der größte regionale Verteilnetzbetreiber in Bayern, Bayernwerk Netz aus Bayreuth, teilt dem BR mit, dass die durchschnittliche Anzahl von Anfragen an das Unternehmen allein von 2021 auf 2022 von rund 3.000 pro Monat auf rund 6.000 gestiegen sei. Neben den Genehmigungsverfahren nennen Wirtschaftsministerium und Netzbetreiber auch Fachkräftemangel und Materialengpässe als Gründe für den schleppenden Netzausbau. In Bayern sei schon jetzt so viel Photovoltaik ans Netz angeschlossen, dass im Sommer an sonnigen Tagen um die Mittagszeit mehr Solarstrom produziert, als in ganz Bayern verbraucht werde.
08.02.23	Strommarktanalyse KW 5: Lag die Windeinspeisung in der Vorwoche bei nicht einmal bei 1,5 TWh, konnte diese in KW 5 mehr als verdreifacht werden und erreichte 4,8 TWh (davon 11 % Off-Shore). Die Einspeiseleistung überstieg dabei mehrmals die 40 GW. Am Montag trat eine erhebliche Abweichung zwischen DayAhead und Intraday auf. Der Intraday wurde bis zu 120 EUR/MWh höher gehandelt als der Day-Ahead. Die Ursache hierfür war die tatsächliche Windeinspeisung, die zwischen 5 und 10 GW niedriger lag als prognostiziert. Daher fehlte ein Teil der benötigten Energie, die im Intraday durch teure Residuallast kompensiert werden musste. Eine ähnliche Situation ereignete sich am Mittwoch. Am Freitagmorgen trat der umgekehrte Fall ein: Die Windenergie lag bis zu 6 GW höher als erwartet. Auch in KW 5 wurde der Preisverlauf bei den Commodities vorrangig durch das Wetter beeinflusst. Wechselnde Prognosen brachten Unsicherheit in die Märkte. Ein kurzfristiger Kälteeinbruch Anfang Februar soll von mildem Wetter Mitte Februar abgelöst werden.Im Kohlesektor ging durch den verstärkten Einsatz von Erdgas die Nachfrage zurück und der Preis sank.
06.02.23	FRA: A new key milestone reached by EDF last week! Civaux 1 and Cattenom 1 are fully available and producing: 2 reactors were concerned by corrosion cracking but Cattenom was stopped for only 6 months while Civaux went offline for 18 months. Gravelines 4 finally ramped up to 500 MW with a month of delay. Chooz 2 is delayed to the 7th and partially compensated by Chinon 1 prolongation. With Penly 1 and 2 outages, the average availability for this week will reach 47.1 GW. Activity until the 12th of February: - Paluel 1 on the 7th - Outage - Chooz 2 on the 7th - instead of the 1st - Gravelines 4 on the 8th - next step at 781 MW - Chinon 1 stop on the 7th - 10 year inspection - Blayais 4 stop on the 8th From the 26th of February the availability will not exceed 45 GW due to the delay of: - Flamanville 1: 19/02 -> 01/03 - Chooz 1: 28/02 -> 4/04
02.02.23	Interesting slide from Siemens Gamesa, the 2nd world's largest manufacturer of wind turbines. It reports that onshore turbine orders dropped 46.3% y-on-y in the last quarter. And the cost of those turbines (€ per MWh) went up 25% y-on-y
01.02.23	Strommarktanalyse KW 4: Dichte Wolkendecken und niedriges Windaufkommen dominierten in KW 4. Zunächst ging die Windeinspeisung zurück und speiste von Montag bis einschließlich Donnerstag durchgehend weniger als 10 GW ins Netz. Am Sonntag stieg die Einspeiseleistung wieder signifikant und erreichte binnen eines Tages 30 GW. Insgesamt speiste die Windenergie 1,32 TWh (-53 %, davon 27 % Offshore) ein. Die Wolkendecken reduzierten indes weiter den PV-Ertrag. Die höchste Einspeiseleistung, welche die PV in KW 4 erreichte, lag bei 6 GW (Mittagspeak am Sonntag). Die niedrigste Einspeisung wurde am Mittwoch erzielt, wobei der Mittagspeak nur 2 GW erreichte. Letztlich speiste die PV 0,12 TWh(-50 %) über die Woche ein und die Gesamteinspeisung halbierte sich im Vergleich zur Vorwoche. Am Mittwoch lag die PV-Einspeisung mit nur 2 GW Einspeisung 2 GW unter dem erwarteten Wert. Das Fehlen dieser Energiequellen hob die Residuallast wieder an, welche von Montag bis Donnerstag 60 GW erreichte. Die Kurzfristmärkte handelten, bedingt durch die erhöhte, teure Residuallastnachfrage, auf einem höheren Niveau als in KW 3.
01.02.23	SVK: Am 31. Januar 2023 speiste Block 3 des slowakischen Kernkraftwerks Mochovce 3 erstmals Strom ins Netz ein. Zusammen mit dem kommenden Block 4 schafft die Anlage den slowakischen Kohleausstieg und macht das Land zum Stromnettoexporteur. Unter Volllast erzeugt der Block 471 Megawatt (MW), von denen 31 MW als Eigenbedarf verbraucht werden. Die übrigen 440 MW werden in das Stromnetz gespeist. Mochovce 3 und 4 werden nach Fertigstellung zusammen 880 MW liefern und ermöglichen der Slowakei den Kohleausstieg 2023.
31.01,23	BE: Belgien schaltet mit Tihange 2 weiteres Atomkraftwerk ab (Bruttoleistung 1055 MW). Das AKW wird am Dienstag, 31.01.2023 um 23:59 für immer stillgelegt. 2022 hat Belgien bereits das AKW Doel-3 (1056 MW) endgültig stillgelegt.
30.01.23	⚠ FR: The strike is already starting on Paluel 4! Several good news last week: Civaux 1 is ramping up, Blayais 3 is back and Cattenom 1 restart is planned for tomorrow - the 31st - instead of the 9th of February. Despite Chinon 1 stop on the 3rd of February the availability will remain above 45 GW. The average availability for this week is stable if we omit tomorrow's strike: Cattenom 1 (1.3 GW) is compensating Gravelines 1 & 4. Activity until the 5th of February: - Gravelines 4 on the 30th - postponed again from the 27th - Cattenom 1 on the 31st - advanced from the 9th of February - Civaux 1 on the 1st - next step at 1 GW - Gravelines 1 on the 1st - end of maintenance - Chooz 2 on the 1st - instead of the 30th - Chinon 3 start a 10 year inspection on the 3rd Civaux 1, Cattenom 1 and Chooz 2 were affected by stress corrosion: their restart is a key milestone for EDF.
30.01.23	⚠ DE: Big intraday prices in the German market today as wind outturn is lower than forecast. After very moderate day ahead prices, the hourly intraday price for 8:00-9:00 spiked at over € 800, with quarter hourly prices even exceeding € 1.000 at times. Next to the lower wind, demand is also higher than expected at day ahead gate closure. The delta of day ahead vs intraday scheduled flow for Germany is 6 GW at the highest in the early hours of the morning. Luckily there is enough liquidity and market coupling is working, as we can see most of the inter connectors reversing some or all of the volume from export to import into Germany. The biggest contributions come from the Danish, Swiss, Austrian and Czech markets, with additional help from NL, Belgium, France and Norway.
28.01.23	NL: On Wednesday 25th January, restrictions in transmission capacity in GB resulted in changes in intraday interconnector flows which had a knock-on effect for prices in Belgium and the Netherlands. Belgium exported to GB at around 17:00, flipping against its day-ahead schedule by ~1GW. Dutch exports to GB were ~900MW, double what had been scheduled day-ahead. In Belgium, the result was extreme imbalance pricing that peaked at €2.000/MWh. The Netherlands consequently exported additional volumes of power to Belgium and by 20:00 the Netherlands had ceased flows to GB altogether. The additional exports to Belgium continued into the evening and resulted in mFRR activations of ~240MW in the Netherlands where wind generation was dropping beneath 500MW.
26.01.23	HU: Yesterday, oil units were activated to cover the shortage caused mostly by solar outturn, which was significantly below forecast. That resulted in mFFR activation prices above 1.000€/MWh and probably the most expensive day to be short on the imbalance market in January.A very similar pattern could be seen on 15.12.2022, which was also the most expensive one for that month. Interesting to note that the Intraday Market remained too relaxed maybe for both prices and volumes.
25.01.23	Strommarktanalyse KW 3: Die Windenergie ließ in KW 3 nach. Bereits am Montag fiel die Windeinspeisung unter 40 GW. Sie nahm weiter ab, bis der Wind am Mittwoch- und Samstagnacht wieder zunahm und die Einspeisung auf 20-30 GW trieb (-53 %, davon 18,4 % Off-Shore) und ging - verglichen zur Vorwoche - um mehr als die Hälfte zurück. Residuallast: bis zu 60 GW infolge sehr geringer EE-Einspeisung. Spotmarkt-Preise wurden durchschnittlich bei 150 EUR/MWh (+75 %) gehandelt. Die positive SRL handelte durchschnittlich bei 4775 EUR/MWh (+31 %). Der vorhergesagte kalte Februar führte zusammen mit den zuletzt sehr stark gesunkenen Preisen zu einem verstärkten Handel. Nachdem der Preis im Gassektor am Montag auf den niedrigsten Punkt seit September 2021 fiel, stellte sich ein "Rebound" beim Preis ein. Außerdem waren die Preise in den letzten Monaten so stark gesunken, dass es für die Industrie zunehmend interessant wurde, Gas auf Vorrat zu kaufen. Cal24 Peak (234 EUR/MWh), Cal25 Peak (178 EUR/MWh) und Cal26 Peak (157 EUR/MWh)
24.01.23	FR: No restart last week.. and a better situation for February! Civaux 1 and Gravelines 4 were not able to restart on time while St Laurent 2 did stop and an outage arised on Blayais 3. The average availability for this week fell from 2.5 GW, from 48.1 to 45.6 GW due to the delay on Gravelines 4, Civaux 1 and Chooz 2. In January, 4 reactors should restart: - Civaux 1 on the 24th - initialy planned on the 15th - Blayais 3 on the 25th - Gravelines 4 on the 27th - postponed for another week - Chooz 2 on the 30th - instead of the 22nd: only 8 days of delay In February, the availability is increasing thanks to Cattenom 1 and St Alban 1 but highly uncertain from the 19th as Flamanville 1, Civaux 2 and Blayais 1 should restart.
23.01.23	GB: All three contingency coal units stood down overnight. ⚠ GB: Here we go again, another "live" DFS run and NG ESO has asked Drax and West Burton A to warm even though the system is less tight tomorrow than it was today. France however is relying on interconnector imports for the morning peak and wants power for the evening too. GB: All three contingency coal units stood down again overnight.
22.01.23	⚠ GB: national grid is preparing the emergency coal-fired units in case they are needed on Monday, when power supply-and-demand (in UK and EU) would be tight. ⚠ GB: Tomorrow's live demand flexibility service event has almost half its volume priced above the default price of £3,000/MWh or £3/kWh
20.01.23	NL 🚨: Demand is 1.5 GW higher than yesterday: Snow on solar panels. Meanwhile, all reserves were required to restore the balance, resulting in a balancing price of € 1.258/MWh 😮.
18.01.23	Strommarktanalyse KW 2: Die Residuallast, die bis Dienstag noch zeitweise bei 40‑50 GW Spitzeneinspeisung stand, wurde von Mittwoch (max. 40 GW) bis Sonntag auf weniger als 10 GW gedrängt. Anfang der Woche lag der durchschnittliche Spotmarkt-Preis bei 100 EUR/MWh. Aufgrund der stärkeren Windeinspeisung und der reduzierten Residuallast im Netz fiel im weiteren Verlauf auch der Preis. Der Intraday handelte Dienstag- und Mittwochnacht sogar bei negativen Preisen. Der Gasfüllstand Europas lag zuletzt bei 83 % (spez. Deutschland: 90 %) und mit Aussicht auf weitere LNG Lieferungen in der nächsten Zeit konnten die Versorgungsunsicherheiten weiter gemildert und die Preise gesenkt werden.
17.01.23	DEU: Um den möglichen Stromengpass im Südwesten zu verhindern, sind am Sonntagabend nach Angaben des Netzbetreibers Transnet BW rund 3000 Megawatt (MW) eingesetzt worden. 1400 MW davon kamen aus Kraftwerken, die ohnehin am Markt sind und hochgefahren wurden. Reservekraftwerke lieferten etwa 800 MW, und 740 MW wurden aus der Schweiz importiert.
16.01.23	FRA: 2 key milestones last week: - another nuke modulation due to the high wind and high temperatures this week-end - almost all the reactors that should come back in January are delayed Nuclear availability will not exceed 48 GW and rarely 46 GW this winter. The average availability for this week fell from 2 GW, from 47.7 to 45.7 GW due to the delay on Gravelines 4 and Civaux 1. In January 3 reactors should restart and St Laurent 2 will stop on the 20th: - Civaux 1 on the 20th - postponed from the 15th - Gravelines 4 on the 21st - postponed again by 1 week - Chooz 2 on the 22nd: Chooz 1 endured the same corrosion issues and has been delayed for a month… - Chooz 1 was supposed to be back on the 29th of January but was postponed to the 28th of February Note that Blayais 1 is postponed from the 1st of February to the 11th.
16.01.23	DEU: Germany's windfarms produced a record amount of electricity on Saturday, delivering at peak > 50 GW
15.01.23	AUT/APG: Systemanalyse der Austrian Power Grid AG zur Ermittlung des österreichischen Netzreservebedarfs im Zeitraum Q4 2022 - Q3 2024 Den Ergebnissen zufolge bestehen weiterhin maßgebliche Engpässe in der österreichischen Regelzone, bzw. ist eine weitere Verschärfung dieser zu erwarten. Dies unterstreicht die Notwendigkeit, der von APG verfolgten Netzausbauvorhaben. Der volle Nutzen dieser bereits in Umsetzung befindlichen Netzausbauprojekte schlägt sich allerdings im Betrachtungszeitraum dieser Systemanalyse noch nicht nieder, da die wichtigsten Vorhaben erst ab 2025 in Betrieb genommen werden können. Die Zusammenhänge im europäischen Strommarkt und im eng vermaschten europäischen Übertragungsnetz sind zu komplex und vielschichtig, um einzelne Faktoren für den Anstieg der Netzbelastungen verantwortlich machen zu können. Die Analysen legen aber nahe, dass der geforderte Anstieg der für den europäischen Stromhandel zur Verfügung zu stellenden Netzkapazitäten — gemäß der neuen Elektrizitätsbinnenmarkt Verordnung — zu den hohen Netzbelastungen maßgeblich beiträgt.Die Simulationsrechnungen zeigen auch, dass diese drohenden Netzüberlastungen grundsätzlich durch Redispatchmaßnahmen mit den modellierten Anlagen behoben werden können. Für einen Teil der Situationen werden jedoch flexible Anlagen in Regionen benötigt, in denen aufgrund der angezeigten Stilllegungen ohne entsprechende Netzreseveverträge nicht ausreichend flexible Leistung zur Verfügung steht. Dies betrifft Situationen mit Netzengpässen, zu deren Behebung das Hochfahren von Kraftwerksleistung bzw. das Absenken von Verbrauch in Ost-Österreich oder im netztechnischen wirksamen Ausland erforderlich ist. Das ist dann der Fall, wenn Engpässe in Nord-Süd- bzw. In West-Ost-Richtung, vor allem an den deutsch-österreichischen Kuppelleitungen im Raum St. Peter und/oder auf innerösterreichischen Leitungen auftreten.
13.01.23	CHE: 👍 Dank des warmen Winters und gut gefüllten Stauseen wird die Schweiz mit grosser Wahrscheinlichkeit ohne Strommangel durch den Winter kommen.
09.01.23	FRA: 45.2 GW of availability! After the successful restart of Dampierre 2 and Tricastin 4 and the final steps of St Alban 2 and Gravelines 3 French nuclear availability is at its maximum - if we omit the cracking corrosion constraints. The average availability for this week fell from 910 MW, from 46.6 to 45.7 GW due to the delay on Gravelines 4, postponed from the 8th to the 14th. In January 4 reactors should restart and St Laurent 2 will stop: - Gravelines 4 on the 14th after a maintenance - Civaux 1 on the 15th: the corrosion issue has been fixed, the reactor is ready to restart - Chooz 1 and 2 on the 22nd and 29th: EDF’s last communication, on the 23rd of December, mentioned the start of the welding one month before their scheduled restart…
09.01.23	NL 🚨: Serious shortage in the Dutch market after outages at Maasvlakte 3 and Eemshave B. 1282 MW of 1304 MW available were activated. Considering the option that both plants may have been in the Balancing Mechanism, this is likely the full activation of all capacity!
04.01.23	Strommarktanalyse KW52: Die Windenergie speiste in KW 52 insgesamt 5,2 TWh (+49%, 16% davon Off-shore) ein. Die Photovoltaik profitierte von den verwehten Wolken und speiste mit 0,27 TWh (+93%) ebenfalls mehr Strom ein als in der Vorwoche. Die durchschnittliche Leistung der Windeinspeisung lag um die 35 GW. Der tatsächliche Stromverbrauch lag bis zu 7 GW unterhalb des erwarteten Verbrauchs. Die Windeinspeisung wurde zum Teil unterschätzt.
02.01.23	FRA: The new year is starting with a strong increase of nuclear availability: : after another week of nuclear modulation with a minimum of 31.7 GW reached on the 31st it’s time for all the reactors to be producing for the rest of the winter. Some good news on the 3 last reactors expected by the end of 2022: - St Alban 2 restarted on the 27th and reached 980 MW - Gravelines 3 restarted on the 26th and reached 780 MW - Dampierre 2 made 2 attempts but failed: next attempt today The average availability for this week fell from 1.8 GW, from 45.6 to 43.7 GW mainly because of the modulation. For the next week, Gravelines 4 is supposed to restart on Sunday evening and we will monitor Tricastin 4 - expected restart on the 9th - as it is stopped for economical modulation. Several maintenance planned this year are extended during the summer, from 2 to 3 months: Cattenom 2, Nogent 2 and Golfech 2.
28.12.22	FRA: In den ersten 11 Monaten des Jahres haben französische Atomkraftwerke 80 TWh weniger produziert als im Vorjahreszeitraum. Weitere Änderungen wie weniger Wasserkraft, mehr Gas, Sonne und kleinere Quellen gleichen sich aus. Im Ergebnis ist in 2022 die französische Handelsbilanz für Strom gekippt. Im Jahr 2021 hat Frankreich noch 44 TWh Strom exportiert, insbesondere nach Italien (direkt und über die Schweiz) und nach UK. Stand 11/22 ist Frankreich mit 14 TWh netto Stromimporteur. Es hat sich also bereits die gigantische Export-/Import-Verschiebung von 58 TWh aufgetan.
28.12.22	FRA: EDF‘s nuclear fleet operates at 69% capacity from 40 out 56 available reactors, generating 36GW on avg/h. By early Feb it should return another 5.5GW of installed cap which will be key to make to the EU grid more resilient for colder weather
26.12.22	FRA: A huge drop of nuclear availability last week… for economical modulations!!! A very low demand (Christmas and temperature above normal) and a good wind production all over Europe forces EDF to reduce nuclear production. A total of 4 GW - Chinon 2, Tricastin 4, Bugey 4 and Paluel 2 - is currently stopped for modulation reasons. Additionally Cruas 2 is under maintenance for the day 27th while Flamanville 2 and Cattenom 4 experienced unexpected outages. The average availability for this week fell from 3.2 GW, from 45.5 to 42.3 GW.Some good news last week: Gravelines 3 almost restarted on the 22nd but failed St Alban 2 made a first step, should reach 527 MW on the 26th of December Cruas 3 finished his maintenance on the 24th instead of the 26th of DecemberWith these signs, the nuclear availability for the first week of January should exceed the 42.4 GW peak of December, but the target of 45 GW will be hard to reach: the best case scenario shows a 45.4 GW availability for the 3rd to the 8th before Gravelines 4 restarts.
21.12.22	CHE: Um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, braucht die Schweiz ein Stromabkommen mit der EUFalls die Schweiz in den europäischen Strommarkt integriert werde, komme es nicht zu Engpässen in der Versorgung. Allerdings ist ein Stromabkommen mit der EU in weite Ferne gerückt. Falls die Schweiz nur sehr eingeschränkt Strom importieren kann, kommt es laut der Studie zu deutlichen Versorgungsengpässen über den ganzen Winter. Je nach Wetter (keine Sonne, kein Wind) und Art der Stromproduktion kann die nicht gedeckte Stromnachfrage bis 11 Terawattstunden betragen. Zum Vergleich: 2021 lag der Stromverbrauch in der Schweiz bei 58 Terawattstunden. Ein Import setzt jedoch voraus, dass die umliegenden Länder auch im Winter mehr Strom produzieren, als sie verbrauchen.
20.12.22	DEU ?: Windkraft in Deutschland: Große Versprechen, kleine Erträge. 28.000 größere Windkraftanlagen sind derzeit auf deutschem Boden in Betrieb. Das Ergebnis: Knapp ein Viertel der untersuchten Windräder hat einen Kapazitätsfaktor von weniger als 20 %. Lediglich 15 % der Anlagen haben eine geschätzte Auslastung von mehr als 30 %. Bayern und Baden-Württemberg benötigen zusammen mit dem nahen Chemie-Standort Ludwigshafen fast dreimal so viel Strom wie alle fünf norddeutschen Bundesländer. Windpark Nordschwarzwald: Die Anlage galt als Leuchtturmprojekt. Eine mittlere Auslastung von 30 % versprachen die Projektentwickler damals. Die Realität: Zwischen 2007 und 2010 lag die Auslastung bei insgesamt 17 %.
20.12.22	FRA: RTE has just said that the French security of power supply is better than expected in September. Indeed, the level of risk has decreased from high to medium for the coming month. For the end of December, the risk of rolling blackouts is said to be very low.Why RTE thinks that: The consumption is decreasing by almost 10% since November when compared with the average consumption of 2014-2019 for the same month. The production is higher than expected: the hydraulic power production is secured (a maximum of 16GW was reached this month), 40 GW of nuclear production is available since the 12/12/2022. By the end of January, 45GW will be produced daily. French gas stocks are higher than the previous years (by 85%) European power interconnections works very well What France and Europe have to monitor : The decrease of the demand Some hypothetical temperature decreases The power availability at the scale of the European market (everyone wants to import, but who will keep to export ?) Social unrest in EDF, RTE and Enedis The usual threats and risks
19.12.22	FRA: Several new REMITs were published last week to postpone 6 reactors and advance the restart of Cattenom 1 by 2 weeks. Overall nuclear availability is stable: it reached 42.4 GW after the restart on time of Tricastin 1 and came back to 41.4 GW with the maintenance for a week of Cruas 3. 40 over 56 reactors are producing power, 9 more in less than a month (from 22/11 to 19/12) for an additional 10 GW. This accomplishment allowed Thomas Veyrenc, RTE's executive director, to declare last week that the worst case scenario published by RTE in September has now been averted.The target of 45 GW available in January can be achieved if Gravelines 3, St Alban 2 and Dampierre 2 restart by Christmas, as announced by Luc Remont, the new CEO of EDF, during his senate hearing last Wednesday (14/12/22). Last week we pointed out the risk of delay on Flamanville 1 the restart is postponed by 2 months, to the 19th of February. Civaux 2, Penly 1 and Cattenom 3 are delayed again by more than a month while Penly 2 and Golfech 1 are postponed to June, increasing the stress for February as corrosion was identified.The average availability for this week fell from 1.9 GW, from 44.9 to 43 GW. Gravelines 3, St Alban 2 and Dampierre 2 were postponed several times, will they finally make it?
18.12.22	Zappelduster - Deutschland und die Energieflaute! Dieses Jahr schon 12.215!!! Redispatch-Maßnahmen, um das Netz stabil zu halten. Allein in den letzten 2 Wochen 410! Tiefpunkt der Erzeugung von EE-Wind- und Solarstrom am 16.12.22 von 5 PM-6 PM mit etwa 2.1 GW bei 67 GW Lastbedarf.
16.12.22	Croatia (HR): Within 7 hours, Day-Ahead hourly auction prices cleared at -50 €/MWh in HR and 753 €/MWh in FR on the same day, marking an extremely volatile day in the EU. ◾️ Between the 10th to 12th of December, the combination of high wind and growing hydro production led to more than 3 times higher export on average for the first 4 hours than on the previous 5 days. ◾️ Interesting to note that between the 5th to 9th of December, hydro reservoir production was reduced in the early hours. On the other hand, max production can be seen from 10th Dec probably because of the flash flooding in Bosnia and some parts of HR, resulting in lower hourly prices in HR and eventually negative prices on 12th Dec. ◾️ For that day, early hours in RO also had high wind and strong export therefore HR could not export to HU. ◾️ From H8, as the wind disappeared in RO, prices decoupled once again to the upside (=> imports needed via HU) which once again was worsened by the nuclear outage in BG - Kozloduy 1 block outage: 1 040 MW missing until 26th Dec. - which could export less to RO.
16.12.22	Croatia (HR): Within 7 hours, Day-Ahead hourly auction prices cleared at -50 €/MWh in HR and 753 €/MWh in FR on the same day, marking an extremely volatile day in the EU. Between the 10th to 12th of December, the combination of high wind and growing hydro production led to more than 3 times higher export on average for the first 4 hours than on the previous 5 days.Interesting to note that between the 5th to 9th of December, hydro reservoir production was reduced in the early hours. On the other hand, max production can be seen from 10th Dec probably because of the flash flooding in Bosnia and some parts of HR, resulting in lower hourly prices in HR and eventually negative prices on 12th Dec.For that day, early hours in RO also had high wind and strong export therefore HR could not export to HU.From H8, as the wind disappeared in RO, prices decoupled once again to the upside (=> imports needed via HU) which once again was worsened by the nuclear outage in BG - Kozloduy 1 block outage: 1 040 MW missing until 26th Dec. - which could export less to RO.
14.12.22	Market Watch KW 49 - Beständige Wolkendecken hielten die PV-Stromproduktion in den Mittagspeaks unter 7 GW, wodurch nur 0,13 TWh eingespeist werden konnten. Die Windenergie trug ebenfalls weniger zur Stromproduktion bei als in der Vorwoche und erreichte 1,2 TWh (-20 %, davon 35 % Off-Shore). Insgesamt lag der Anteil an Erneuerbaren Energien im Netz bei 25 % (KW 48 - 27 %), sodass der Bedarf an teurer Residuallast an vier von sieben Tagen 60 GW erreichte. An allen drei Tagen wurde die prognostizierte Einspeisung von Wind bzw. PV nicht erreicht (bis zu 7 GW weniger als erwartet). Am Donnerstag lag die tatsächliche Windeinspeisung 5 GW unter der prognostizierten.
08.12.22	FRA ⏰: Additional delays are hitting France's ?? nuclear reactors fleet, depriving EU citizens of one of the most abundant ?? electricity sources at a critical time for the ?????? A cold Arctic spell over the next 2 weeks will test the resiliency of the ????&???? energy systems. Still, ???? ?? fleet is slowly returning, with reactors reaching their designed output and contributing to the stability of the ?????? grid. With the restart of the 1.3 GW reactors at Cattenom and Flamanville, ?? output reached 37.4GW, which is the highest ???? peak during the last 6 months. Yet, new issues were just behind the corner. Just after its restart, the 1.3 GW Cattenom 4 reactor tripped and its restart was stopped. It has been checked for a month to detect possible corrosion in the pipes, which were found in similar models. Today should be the day, but the possibility of other delays could not be discarded. The Gravelines 3 reactor is under "routine maintenance" since March and ???? EDF has postponed its restart several times. It was supposed to go online today, but again, the ???? company is now looking at next Tuesday (Dec.13). Also, according to EDF, the ?? Cruas 2 and Dampierre 3 reactors restart has been pushed back by several days. As of today, the Cruas 2 is producing only 210 MW of the designed 915 MW capacity. The Dampierre 3 should go back online by this evening and hopefully ramp up ?? production. Also the St Alban 2 and Chooz 2 reactivations have been pushed back to late December and January 23. Chooz 2 is one of the 4 reactors with corrosion issues. All of them are now scheduled to return in 2023. It is not a case that ?????? prices spiked ?? We are well beyond the €400/MWh ?? alert threshold. Prices are at their highest since Sept, when the gas prices reached more than €340/MWh. During this morning peak hour ?????? imports from ???? neighbours were recorded around 14 GW. An anomaly in the ???? energy system, where ???? is traditionally considered an exporter of ??. With at least 11 reactors not operative until the next year, ???? will face the next week's peak demand with more questions than answers.???? RTE expects peak ?? demand reaching 76 GW on Dec.12. The ???? ?? reactors will be responding to just half of this demand, compared to the usual 75%. But in the event of rolling blackouts in ???? what we should expect in ????? ???? is in the centre of a complex web of ?? interconnections. Given its role as an exporter, the reliability of the ?? fleet is a critical aspect of the whole ???? energy security.
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. Die Staaten in Europa, auch die Schweiz, haben spezifische Maßnahmen ergriffen, um sich auf den Winter vorzubereiten. Die ENTSO-E bezeichnet diese Massnahmen als wichtigen Faktor zur Minderung der Risiken.
08.12.22	FRA ⏰: looking ahead toward Monday the 12th of December... interesting! Let's consider today, 8th of December in delivery as reference: France in hour 8.00 (hour 9 in the spot) imported 16.9GW all in all: this is the highest hourly value that we have observed so far. On Monday the 12th, in hour 8.00 the residual load for France is currently forecasted 7 GW/h higher than today... how many extra GW of nuclear output can we expect in France? + 3 GW... being very optimist? If we look at the bid-ask curves published from the NEMOs for this hour we can that... shifting the orange curve (demand) by 4 GW will possibly pull up the prices at the cap of 4000 euro/MWh but in fact, given the dynamics of the algorithm.... I am more concerned for Belgium in delivery! Belgium currently has 4 GW running nukes and the reconnection of Thiange to the grid is currently scheduled for the 14th of December...:
07.12.22	Strommarktanalyse KW 48 - Am Montag speiste die Windenergie noch mit einer Leistung von bis zu 25 GW ein, bevor sie aufgrund schwacher Winde am Dienstag und Donnerstag auf durchschnittlich 3 GW sank. Insgesamt speiste die Windenergie 1,5 TWh (?40 %, davon 34 % Off?Shore) ins Netz ein. Die wöchentliche PV-Einspeisung betrug schließlich 0,1 TWh (?69 %). Der Anteil der Erneuerbaren Energien lag bei 27 % (KW 47 - 41 %), wodurch die Residuallast verstärkt zum Einsatz kam.
07.12.22	DEU ?: Per App informiert der Netzbetreiber TransnetBW über die Stabilität des Stromnetzes. Zum ersten Mal warnt das System nun vor einer „angespannten Situation“: Am Mittwoch ab 14 Uhr. Die Anforderung von > 700 MW Redispatch im Ausland hat die Ampel heute erstmals auf Gelb und dann auf Rot springen lassen. Die Farben bedeuten nicht, dass Stromabschaltungen zu befürchten gewesen wären. Wir mussten aber mehr als sonst dafür tun, das Stromnetz stabil zu halten.  Grund sind vorhergesagte Engpässe im Stromnetz. Durch verschiedene Maßnahmen werden diese durch uns ÜNB ausgeglichen, um jederzeit #Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Heute werden wohl besonders viele und teure Handlungen notwendig werden, um den Strombedarf zu decken.”
05.12.22	The Worst of Europe's Energy Crisis Isn't Over - A few degrees Celsius is all that stands in the way of regional blackouts. And the cold season has barely even begun. I’m a glass half-empty kind of person. If anything could go wrong, I assume it will go wrong. And that’s the lens through which I look at the European energy crisis. Perhaps my biases cloud me, but I think we should all be skeptical of the emerging narrative that says the worst is over.
03.12.22	ENTSO-E: Stromnetzbetreiber schlagen Alarm – In Deutschland und Polen wird die Kohle knapp - Deutschland verstromt gerade Braunkohle in großem Ausmaß, auch anderswo füllt der fossile Brennstoff in der Energiekrise Lücken. Netzbetreiber warnen nun vor einer Mangellage. Polen stehe gegen Ende des Winters größeren Risiken gegenüber, so die europäische Netzgruppe ENTSO-E einem am Donnerstag veröffentlichten Ausblick. Die Kohlevorräte dort sollten den ganzen Winter über nicht übermäßig genutzt werden. Polens Nettostromexporte könnten deshalb im Winter begrenzt sein. Auch Deutschland hat in letzter Zeit mehr Kohle für die Stromerzeugung verbrannt. Wenn nach dem April sämtliche Kernkraftwerke abgeschaltet sind, wird die Bedeutung der Kohleverstromung noch höher. Die Kapazität der Kernkraftwerke nimmt indessen schon vorher ab, da die Brennelemente im Streckbetrieb ihrem Nutzungsende entgegengehen. Die europäische Netzgruppe ENTSO-E geht wegen der Kohlemangellage nun davon aus, dass ein zunehmender Anteil der Stromversorgung durch Gaskraftwerke erfolgen muss. „Für die Angemessenheit des europäischen Systems werden beträchtliche Gasmengen benötigt, die etwa ein Drittel des europäischen Arbeitsgasvolumens erreichen könnten”, so die Netzbetreiber. Die stärkste Belastung dürfte das europäische Netz aus Sicht der Betreiber im Januar und Februar erfahren. In Frankreich und Irland könnte es indessen schon vorher Probleme geben, so Entsoe. Die nur langsame Wiederbelebung der Atommeiler in Frankreich, aber auch der Verlust von Kernkraftkapazitäten in Schweden und Finnland, stellt die Energieversorgung dieser Länder vor Herausforderungen.
03.12.22	FR⚠: Forecast updates for Monday just in, colder temperatures resulting in 2 GW more demand then pre-weekend forecast, wind forecast 2 GW lower than pre-weekend. No warning yet, but the situation is getting tighter.
01.12.22	Strommarktanalyse KW 47 - Aufgrund einer länger anhaltenden Wolkendecke und des geringeren Windaufkommens fiel die Einspeisung der Erneuerbaren Energien in KW 47 schwächer aus. Nach einem Einspeisungspeak von 40 GW in KW 46 sank die Windeinspeisung bis Montag (KW 47) auf weniger als 10 GW ab. Zurückzuführen ist dies ebenfalls auf die Windeinspeisung, die an dem Tag durchschnittlich 3 GW niedriger lag als prognostiziert.
28.11.22	FRA: The situation is getting better but without surprise not as fast as expected. Only 2 reactors over 6 restarted last week to reach a total availability of 33.3 GW, 6.7 GW below RTE's target for the end of December. The low increase of 300 MW is due to the ongoing unplanned outage of Tricastin 3. With the additional delay of Dampierre 2 (postponed by 10 days), the average availability for this week fell from 2.9 GW, from 41.8 to 38.9 GW. During the week-end, the planned maintenance of Paluel 1 and Gravelines 1 were completed. Last week:- Cruas 3 had trouble to come back but is on the right way: +370 MW- Belleville 2 had a normal restart: +950 MW- Tricatin 3 finished the ramp up but tripped on Sunday- Bugey 2 was postponed to tonight (3 days)- Cattenom 4 delayed to 29/11 (2 days)- Flamanville 2 delayed to 01/12 (5 days)- Cruas 2 delayed to 05/12 (8 days) By the 13th of December, EDF should restart 11 nuclear reactors and 7 before Friday the 2nd for a total of 8.6 GW (see the list in comments). Bugey 2 and Cattenom 4 are delayed every day by 24 hours. In Flamanville 2, an issue was identified on a valve during the last inspection: once fixed it will be ready to restart. Any delay at St Laurent 2 will impact its ten-yearly maintenance planned on the 21th of January. Gravelines 3 and St Alban 2 were stopped for long months and might encounter unexpected outages.
19.11.22	FRA/EU ⏰: Electricity shortages in many parts Europe bw Jan - March are now unavoidable. Italy will be most vulnerable to EDF’s inability to ramp the nukes back up.
19.11.22	FRA/EU ⏰:https://twitter.com/energy_charts_d/status/1593922831523495936?t=YWX3V0-NqHMUK52EQpXTaQ&s=09 der französischen Kernkraftwerke liegt aktuell 15 GW unter der geplanten Verfügbarkeit. www.energy-charts.info "
19.11.22	FRA ⏰: Frankreichs Stromnetzbetreiber RTE sieht eine gesteigerte Gefahr von Versorgungsengpässen im bevorstehenden Winter, weil sich die Wartung etlicher Atomkraftwerke in die Länge zieht. Die Menge an verfügbarem Atomstrom werde ab Mitte Dezember bis Mitte Februar deutlich unter der Prognose liegen und zu einem erhöhten Risiko von Engpässen führen, teilte der Netzbetreiber am Freitag in Paris mit. Einerseits hatten Streiks von Kraftwerkpersonal zu Verzögerungen geführt. Außerdem hatte der Energiekonzern EDF Anfang November mitgeteilt, dass vier Kraftwerke zur Kontrolle und Reparatur von Korrosionsproblemen länger vom Netz bleiben als vorgesehen. Zwar wird über den Winter mit einem um fünf bis sieben Prozent geringeren Stromverbrauch gerechnet, vor allem wegen geringerer Nachfrage der Industrie. Im Kern des Winters könne der Rückgang des Verbrauchs die nach unten korrigierte Atomstromproduktion aber nicht mehr kompensieren, erklärte RTE nach seiner aktualisierten Analyse. Insbesondere im Januar gebe es ein erhöhtes Risiko von Engpässen, selbst bei einer nur moderaten Kältewelle.
18.11.22	AUT⚠: Sehr hoher Stromimportbedarf
17.11.22	AUT: Der heutige Tag zeigt einmal mehr die großen Herausforderungen im kommenden Winter sowie die dringende Notwendigkeit unser Stromsystem – Stromnetze, Erzeugung und Speicher - mit hoher Geschwindigkeit auszubauen. Die nüchternen Fakten: Durchschnittlicher Preisunterschied zwischen AT und D rd. 150 € Tages-durchgängig ! Engpassmanagementabrufe von bis zu 1.000 MW Einsatz der Gaskraftwerke mit bis zu 3.500 MW geringe Wasserführung und leider wenig Wind und kaum PV Stromimporte von größer 3.000 MW!
16.11.22	Strommarktanalyse KW 45 - Der Residuallastbedarf wurde auf 42 GW zurückgedrängt. Samstagmittag gab es eine geringere PV-Einspeisung als erwartet (ca. 3 GW weniger PV-Strom).
15.11.22	CHE ⏰:  Trotz der guten Ausgangslage im Inland könnten Importbeschränkungen der Nachbarländer für die Schweiz im Verlaufe des Winters zu Einschränkungen in der Versorgung führen. Die Situation insbesondere in Frankreich bleibt vorerst unsicher.
12.11.22	GBR: This week GB became a net importer of electricity across the week for the first time since April 2022, with imports from Mainland Europe being especially high across Tuesday, Thursday, and the weekend. All of the interconnectors to Mainland Europe were importing electricity to GB at close to maximum capacity for much of Thursday and Sunday. Many half-hour periods on these two days saw net imports exceeding 6.5GW, this represents the highest level of net imports ever seen in any half-hour period for GB. This is unlikely to continue into the winter as the weather becomes colder and demand for electricity grows across Europe."
14.11.22	CHE: Swissgrid schliesst Engadiner Engpass im nationalen Stromnetz - In den letzten zwei Jahren wurden Höchstspannungsleitungen zwischen Pradella im Unterengadin und La Punt Chamues-ch im Oberengadin ausgebaut.
11.11.22	CHE: Fast 40 Jahre dauerte es vom ersten Projekt zur Realisierung: Nun ist die Stromleitung Chamoson-Chippis in Betrieb. Warum dieses Teilstück der Walliser #Strom-Autobahn von zentraler Bedeutung ist, lesen Sie das Interview bei @BFEenergeia.
09.11.22	SWE: Now also problems from Sweden as turbine broke down in Oskarshamn 3 - Sweden’s Biggest Nuclear Reactor Shut Down by Turbine Fault. This latest issue becomes a major issue for winter power supply for all of Europe as it puts EDF’s already low guidance of 300-330TWh for 2023 in doubt.
08.11.22	FRA: If you want to buy electricity for delivery in the coming January in France you will be paying over EUR 1000 per MWh as against EUR 200 last January and EUR 50 the year before. Currently, as you can see below, half of France’s nuclear plants are out due to scheduled or emergency maintenance measures. For months, the French utility EDF has been saying that everything will be ok this winter yet on Friday the company announced that another four reactors that were due back online in the coming weeks will be delayed till early next year. The company also reduced its #power output forecasts for the current year for the fourth time this year!The implications are enormous. For every 1 degree drop in temperature France needs one extra nuclear power station to provide the power needed to provide heat across the country. What this means is that on a cold January day France needs circa 45GW of nuclearenergy. Yesterday there was only 25GW online.https://nuclear-monitor.fr/#/home
07.11.22	ESP ⏰: Spanish utility Endesa SA is set to shut down output at the country’s fifth-largest hydropower plant after drought-like conditions caused reservoir levels to fall below the minimum needed to keep it running.
02.11.22	NOR:The recent mild and wet weather means hydro reservoirs in NO1, NO2 and NO5 should approach normal levels by the end of Nov. NVE reporting these reservoirs are now 72.4% full, compared with a seasonal average of 84.3%
31.10.22	DEU: Wegen der befürchteten Stromknappheit in diesem Winter nimmt die Steag die beiden saarländischen Steinkohlekraftwerke Bexbach und Weiher vorübergehend wieder in Betrieb. Zudem bleiben die Kraftwerke in Völklingen (Saarland) und Bergkamen (NRW), die ursprünglich Ende Oktober stillgelegt werden sollten, weiter am Netz. Das Bundeskabinett hatte beschlossen, dass Isar 2 sowie zwei weitere Atomkraftwerken bis zum 15. April 2023 weiterbetrieben werden sollen. Bis etwa Mitte Dezember soll der Meiler nach Angaben von PreussenElektra mit voller Leistung laufen und danach in den Steckbetrieb übergehen. Quelle: Handelsblatt
31.10.22	CHE: «In der Schweiz würden wir ein Wiederherstellen des Netzes auf lokaler Ebene wohl innert 24?Stunden hinbekommen», erklärte Bühler. Doch das nütze nichts, weil das Schweizer Netz untrennbar mit dem Europäischen verbunden sei und der Prozess in Deutschland mehrere Tage dauern würde. Die Folgen kann man sich leicht vorstellen, weshalb es gilt, alles daranzusetzen, dass es nicht so weit kommt. Hier kommt Ostral, die Organisation für Stromversorgung in Ausserordentlichen Lagen, ins Spiel. Die Pläne für eine solche Situation bestehen seit 30 Jahren und werden mit den Grossverbrauchern regelmässig durchgespielt. «Doch wie die praktische Umsetzung funktionieren wird, weiss derzeit niemand.»Sollte auch das noch nicht ausreichen, kommt es zur letzten verzweifelten Massnahme: Abwechselnd werden ganze Trafostationen während vier Stunden abgeschaltet. Was das bedeutet, erklärte Bühler: «Ganze Ortsteile haben einfach keinen Strom mehr.» Dahinter steht die Überlegung, dass man diese Zeit irgendwie überstehen kann. Besonders, weil die Abschaltungen angekündigt werden und man sich vorbereiten kann. Abgeschaltet werde der Strom auch bei systemrelevanten Nutzern wie dem Spital und der ARA. Doch diese müssen ohnehin über eine Notstromversorgung verfügen. «Die Pläne, was wann abgeschaltet wird, liegen vor. Sie sind jedoch geheime Verschlusssache. Auch innerhalb der EWD AG kennen nur ganz wenige Personen sie.» Eine Herausforderung für den Energieversorger sei es dann, wenn ganze Trafogruppen gleichzeitig wieder ans Netz gingen, zeigte Bühler eine Problematik auf.
31.10.22	FRA KKW Verfügbarkeit
26.10.22	Strommarktanalyse KW 42 - Die Windkraft speiste durchgehend 3-10 GW ins Netz und erzielte am Montag und am Donnerstag sogar kurzzeitig 20-25 GW. Die Residuallast fiel größtenteils wieder unterhalb von 50 GW, mit einzigen Ausnahmen am Mittwoch und Donnerstag um die Zeit der Mittagspeaks.
25.10.22	DEU: Der Essener Stromerzeuger Steag wird die beiden saarländischen Steinkohlekraftwerke Bexbach und Weiher Ende Oktober wieder in Betrieb nehmen. Darüber hinaus bleiben zwei Blöcke des Kraftwerks Völklingen-Fenne (Saarland) sowie das Kraftwerk Bergkamen (Nordrhein-Westfalen) weiter am Netz. Der Energiekonzern Uniper lässt sein Steinkohlekraftwerk Scholven C länger laufen. Der 345 Megawatt-Block in Gelsenkirchen soll ab Ende Oktober und mindestens diesen Winter die Strom- und Wärmeversorgung im Ruhrgebiet absichern, teilt der Versorger mit. Quelle: Handelsblatt
19.10.22	Strommarktanalyse KW 41 - Eine konstantere Wolkendecke sorgte dafür, dass die PV?Einspeisung um 32 % sank. Auch der Wind verlor an Kraft und die Windenergie speiste 40 % weniger Strom ins Netz ein als in der Vorwoche. Die Residuallast erreichte mehrfach in der Woche die 50 GW.
18.10.22	FRA⚠: French nuclear output improved since July but have a long way to go to reach EDF‘s guidance of 300-330TWh for 2023. Only a month after issuing its initial winter outlook, the French grid operators RTE is having to trim down its expectation for nuclear power for late October and until, at least, mid-November (in part as result of strikes delaying maintenance at EdF) https://t.co/QnfOJ69R92
12.10.22	Strommarktanalyse KW 40 - Mit einem Erneuerbare-Energien-Anteil von 57 % (KW 39 51 %) drückten PV und Wind den Residuallastbedarf - das erste Mal seit Mitte August - durchgehend unter 50 GW. Die Windeinspeisung lag 2-4 GW unterhalb der prognostizierten Einspeisung.
12.10.22	FRA ⏰: Nach den Raffinerien erstreckt sich der Streik auf die Atomkraft bei EDF - Die Bewegung könnte schwerwiegende Folgen für die Stromerzeugung im Hochwinter haben. Inzwischen sind acht Reaktoren in vier Kernkraftwerken betroffen.
04.10.22	DEU ⏰: German Grid OperatorAmprion Warns of Potential Cuts to Winter Power Exports - France, Austria have been biggest buyers of German power
04.10.22	FRA ⏰: EDF bestätigt Risse in Cattenom - 3 der 4 Blöcke im AKW Cattenom in der Nähe vom Saarland haben neue Risse und sind bereits abgeschaltet worden. 3.900 Megawatt Leistung weniger im Netz.
27.09.22	DEU/FRA ⏰: Von ursprünglich angegebenen 50 Gigawatt an Leistung aus den französischen Atomkraftwerken im Winter ist laut Bundeswirtschaftsministerium nicht mehr auszugehen. Inzwischen rechne der französische Netzbetreiber nur noch mit 45 Gigawatt und das nur für zwei Wochen im Januar. „Damit wären wir schon in unserem sehr kritischen Stresstestszenario“, so Habeck. Doch es gehe noch weiter runter, Ende Februar seien nur noch 40 Gigawatt verfügbar. Während Frankreich üblicherweise Strom-Exporteur ist, musste bereits zuletzt durch Zukauf auch in Deutschland die Energieversorgung gesichert werden.
27.09.22	DEU: Für das Kernkraftwerk Isar 2 (KKI 2) bedeute dies, dass die Anlage nach entsprechender Vorbereitung zeitnah in einen Kurzstillstand geht, um eine Revision der Druckhaltervorsteuerventile durchzuführen. Nach dem Wiederanfahren könne die Anlage mit dem bestehenden Reaktorkern bis voraussichtlich März 2023 weiterlaufen. Die Bundesregierung werde bis spätestens Anfang Dezember über den tatsächlichen Abruf entscheiden. Sollte es keinen Abruf geben, ersetze der Bund alle Kosten, die für die Vorbereitung eines Weiterbetriebs angefallen sind.
24.09.22	AUT: Cyberattacken verschärfen angespannte Lage im Stromsektor - Im Zuge der Energiewende – und der damit verbundenen Digitalisierung der Netze – stellt das zunehmende Risiko von Cyberattacken die Energieversorger vor Herausforderungen. Verstärkt haben sich diese im Zuge der COVID-19-Pandemie und seit dem Beginn des Krieges in der Ukraine. Auf dem Strommarkt ist laut Christiner schon seit längerer Zeit eine Verknappung der Erzeugungskapazitäten festzustellen. Verschärft habe sich die Lage im Zuge der COVID-19-Pandemie. „Zu dieser Zeit haben manche ideologiegetrieben gemeint, auf thermische Kraftwerke verzichten und die Stromversorgung ausschließlich mit den erneuerbaren Energien bewerkstelligen zu können.“ In der Folge seien Gas- und Kohlekraftwerke aus dem Markt genommen worden: „Nun kommt der Strombedarf zurück, und es fehlen uns Kapazitäten, um ihn zu decken.“ Frankreich beispielsweise werde angesichts der Schwierigkeiten mit seinen Kernkraftwerken Mühe haben, seinen Strombedarf im Winter zu decken. Deutschland habe in mehreren Nachbarländern, darunter auch Österreich, nachgefragt, ob diese zusätzliche Kraftwerksleistung zur Stabilisierung des Stromnetzbetriebs zur Verfügung stellen könnten. Falls im Winter mangels guter Wasserführung die Wasserkraftwerke nur wenig Strom erzeugen könnten und kalte Witterung hinzukomme, könne die Lage europaweit problematisch werden, warnte Christiner. Die Cybersicherheit komme als „Top-Thema“ zu den geschilderten Herausforderungen hinzu.
24.09.22	DEU: Was den Reservebetrieb von Atomkraftwerken kompliziert macht - Im Notfall sollen Isar-2 und Neckarwestheim II bis ins Frühjahr hinein Strom liefern. Mit den alten Brennelementen geht das aber nicht – und nun kommt auch noch ein Ventilleck dazu.
24.09.22	FRA:⚠ The Blayais 4 power unit will need to save the equivalent of 3 weeks of fuel through imposed outages or power reductions until its next refueling outage. The Saint-Laurent 2 power unit will need to save the equivalent of 15 weeks of fuel through imposed outages or power reductions until its next refueling outage.
23.09.22	BEL ⏰ Doel 3 Shutdown confirmed for Friday despite politicians' pleas - Despite calls from members of the Federal Government to postpone the dismantling of the Doel 3 nuclear reactor (1.006 MW), both the operator Engie and the reactor's director have confirmed that it will be permanently shut down on Friday (23.09.22). Keeping the reactor open would safeguard over 50% of Belgium's yearly electricity needs. ? [Ein weiteres Problem, das zur Fragilität des europäischen Stromversorgungssystems im kommenden Winter beiträgt] ? Siehe auch die bisherigen Probleme in Belgien.
22.09.22	AUT⚠: Österreich: Einschränkungen beim Strom? - Den Österreichern könnte im kommenden Winter stundenweise der Strom abgedreht werden. Davor warnen jetzt namhafte Energie-Manager. Siehe auch Gerhard Christiner, Vorstand APG, ab Minute 35.
22.09.22	Strommarktanalyse KW 37 - Insgesamt erreichte die PV eine Einspeisung von 1,01 TWh (-20 %). Die Wind-Einspeisung stieg von Dienstag bis Freitag auf bis zu 30 GW und konnte dieses Niveau größtenteils bis zum Ende der Woche halten. Insgesamt speiste die Windenergie 2,91 TWh (+90 %, davon 24 % Off-Shore) ein. Die Spotmarkt-Preise schwankten sowohl Day?Ahead als auch Intraday um die 400 EUR/MWh, mit einem Ausreißer am Montagabend. Der Intraday handelte kurzfristig ca. 100 EUR/MWh mehr als der Day-Ahead, da der Verbrauch zu diesem Zeitpunkt höher war als erwartet. Ab Donnerstag sanken die Preise aufgrund der hohen Windeinspeisung und lagen am Wochenende sogar zwischen 0?200 EUR/MWh. Dabei ergab sich erneut ein Ausreißer im Intraday am Freitagmorgen, nachdem die Windeinspeisung wider Erwarten gesunken und der Verbrauch zu diesem Zeitpunkt gestiegen ist. Als Folge musste der fehlende Strom im Intraday nachgekauft werden, wodurch der Preis dafür ca. 220 EUR/MWh höher lag als beim Day-Ahead. Die positive MRL handelte bei 9974 EUR/MWh (+74 %) und stieg preislich signifikant.
15.09.22	Strommarktanalyse KW 36 - Der wolkenbedeckte Himmel senkte die PV?Einspeisung um 23 %. Die Windenergie ging um 10 % zurück. 21 % davon Off-Shore.
12.09.22	FRA:⏰ France despatched an emergency energy alert to neighbours together with the UK and Spain this week, asking them to be able to ship as a lot electrical energy as potential after an enormous buying and selling error jeopardised French provides. The uncommon alert added to Europe-wide power stresses because the area faces its worst energy disaster in many years owing to hovering prices pushed by Russia’s slicing of gasoline flows. The request was triggered by a buying and selling error by one among France’s regional power suppliers, which by accident oversold large quantities of electrical energy over a two-day interval. It stated it had erroneously bought 2.03 gigawatts and 5.75GW of electrical energy in two separate transactions on September 6 and seven, and later added that the incident had value it €60mn after it rebalanced its provide wants. Filings with RTE describe the problem as an IT incident. Such requests for emergency assist are uncommon. Energy firms are, nevertheless, nervous about potential disruptions to intra-European electrical energy and gasoline buying and selling if the area is hit by shortages this winter.
08.09.22	FRA:  French EDF had to close 12 of its 55 NPPs because of stress corrosion problems in safety injection tubing - Hintergrundinformationen
07.09.22	Strommarktanalyse KW 35 - Die Windeinspeisung entwickelte sich noch günstiger und steigerte den Ertrag um 42% gegenüber KW 34. Davon wurden 34% aus Off?Shore Windenergieanlagen produziert. Der Residuallastbedarf lag vor allem unter der Woche durchgehend über 30 GW.
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. ??
04.09.22	Die schweizerischen Speicherseen bieten eine Speichermöglichkeit auf Wochen-, Monats- und Saisonbasis (saisonale Umlagerung). Sie sind somit eine wichtige Stütze für die Versorgung mit Strom im Winter. Je mehr Wasser in den Seen gespeichert ist, desto mehr Strom kann damit produziert werden. Die Speicherseen sind also eine Art Batterie für die kalten Wintermonate, wenn der Bedarf nach Strom grösser ist als im Sommer. Der Füllungsgrad der Speicherseen ist deshalb ein wichtiger Indikator für die Stromversorgung.
03.09.22	DE: Trianel’s 750MW Lunen coal power station is facing a cut in generation over the weekend due to supply issues. The extremely low water levels on the Rhine are limiting the amount of coal barges can carry. ^CD
03.09.22	FR: French state-owned utility EDF will restart all its nuclear reactors, more than half of which are now closed for maintenance or technical issues, this winter, says France's Energy Minister. ^CD
01.09.22	Strommarktanalyse KW 34 " Der Wetterumschwung führte in KW 34 wieder zu mehr Wind und Sonne. Somit stieg die PV-Einspeisung bis Ende der Woche auf 1,54 TWh (+18%). Parallel nahm die Windeinspeisung auch zu und erreichte im Wochenverlauf die 1,19 TWh (+61%) produzierten Stroms, wovon 28% aus Off-Shore Windenergieanlagen stammte. Sowohl der Intraday als auch Day?Ahead handelten um die 600 EUR/MWh und damit auf einem 100 EUR/MWh höheren Niveau als in der Vorwoche. Am Montag war die PV-Einspeisung bis zu 4 GW höher als prognostiziert. Am Samstag lag die Windeinspeisung 1-3 GW unter des prognostizierten Einspeisungsniveaus. Der Baseload wurde in KW 34 bei durchschnittlich 586 EUR/MWh (+22%) gehandelt.
25.08.22	FR ⏰: With EDF’s announcement today, French power prices for 2023 are trading €900/MWH with winter prices above €1.500/MWH (or an eye-popping 30X the 5-yr average price). I’m surprised this isn’t front-page news all over the west.
25.08.22	⚠ AT: APG: „Wir haben die Kapazitäten der Stromnetze in den vergangenen Jahren ausgereizt. Heuer war es schon an 144 Tagen notwendig, in den Strommarkt einzugreifen. Das hat bereits über 450 Millionen Euro gekostet.
25.08.22	⚠ AT: APG: Trockenheit reduziert die Stromproduktion aus Wasserkraft um 31 Prozent. „Extremwetterereignisse machen uns zunehmend zu schaffen,“ APG: Die langandauernde Hitzeperiode hat nicht nur zur Folge, dass Seen austrocknen, sondern wirkt sich auch auf die Stromerzeugung durch Wasserkraft negativ aus. Der Juli 2022 (KW 27 – KW 30) war um 1,1 Grad wärmer als im langjährigen Mittel von 1991 bis 2020 und es fiel nur etwa 76 Prozent der üblichen Regenmenge. Vor allem in Ostösterreich war es für diese Jahreszeit viel zu trocken. „Im Vorjahr konnten im Juli rund 96 Prozent des Stromverbrauchs durch erneuerbare Energien gedeckt werden, heuer waren es nur 77 Prozent. Grund dafür ist die anhaltende Trockenheit, die dazu führt, dass Wasserkraftwerke rund zehn Prozent weniger Strom produzieren konnten als im Jahresschnitt. Im Juli 2022 machte der Rückgang sogar 31 Prozent gegenüber dem Vorjahr aus. Das hat zur Folge, dass Österreich dreimal mehr Strom importieren musste, als im Schnitt der vergangenen vier Jahre.“ „Mit Stand Juli waren derartige Eingriffe heuer bereits an 144 Tagen notwendig. Zu Monatsende lagen die durch Redispatch-Maßnahmen ausgelösten Ausgaben bei rund 54 Millionen Euro (nur österreichischer Anteil - siehe Redispatch/Engpassmanagement).
25.08.22	FR/DE: Fresh record high prices for ???? and ???? electricity: German 1-year forward: €725 per MWh French 1-year forward: €870 per MWh The 2010-2020 average was around €41 per MWh. Russian energy weapon; French nuclear crisis; low wind production. Drought-hit hydro. #EnergyCrisis
25.08.22	⚠ FR: EdF has announced today that fewer nuclear reactors will return to service in 4Q, creating a bigger electricity supply gap, particularly for Oct and Nov. The market was right in its skepticism about EdF earlier forecast. The nuclear power crisis in France remains unchecked FR: French baseload electricity for the Nov22-Jan23 period is now trading >€1,500 per MWh. And peakload for Nov-Dec is flirting with the €3,000 per MWh level.
25.08.22	UK: Will the UK experience blackouts this winter? Why the Government is preparing for crisis-response power cuts. Britain may need to trigger emergency measures to conserve gas across four days in January, leaked Government documents say
25.08.22	Strommarktanalyse KW 33: Die Windstille und die Wolkendecke in KW 33 führten dazu, dass sowohl die Photovoltaik als auch die Windenergie weniger Strom einspeisen konnten als in der Vorwoche. Die PV?Einspeisung lag in KW 33 bei 1,31 TWh (?38 %) und erreichte nur an zwei Mittagspeaks die 30 GW Leistung. Die Windeinspeisung erzielte die 0,74 TWh (?24 %), davon wurden 24 % von Off?Shore Windenergieanlagen erzeugt. Dabei lag die Leistung, die von der Windenergie generiert wurde, unterhalb der 10 GW. Insgesamt erreichten die Erneuerbaren Energien in KW 33 einen Anteil von 39 % (KW 32 - 48 %) an der deutschen Stromproduktion. Am Mittwochmittag lag der Intraday-Preis zeitweise 100 EUR/MWh höher als der Day?Ahead aufgrund einer bis zu 4 GW geringer ausgefallenen PV?Einspeisung als prognostiziert. Der größte Ausreißer wurde am Sonntagabend verzeichnet. Dabei erreichte der Intraday 932 EUR/MWh und überstieg den Day?Ahead um ca. 320 EUR/MWh. Darüber hinaus brachte die Hitze der letzten Tage Ausfallrisiken für die französische Atomkraft mit sich, weshalb die Kohleverstromung noch attraktiver wurde. Gleichzeitig gestaltete sich, aufgrund der niedrigen Flusswasserpegel (v.a. im Rhein), der Transport von Kohle aus den nordeuropäischen Beständen weiter ins Landesinnere immer schwieriger. Es konnten nur geringe Mengen befördert und gehandelt werden, wodurch das tatsächliche Angebot gering blieb und der Preis weiter stieg. Der Frontmonat Kohle schloss somit bei 387 USD/Tonne (+14 %). Die weiterhin unsichere Situation im Gassektor im Zuge des Ukraine?Kriegs hielt auch in KW 33 an und verursachte weitere Preisanstiege. Zusätzlich führten die hohen Temperaturen zu einem höheren Kühlungsbedarf und damit zu einer steigenden Gasnachfrage. Der Frontmonat Gas wurde zuletzt bei 245 EUR/MWh (+ 18 %) gehandelt.
10.08.22	⚠ DE: Historic Drought Threatens to Cripple European Trade. From the Rhine to the Danube, waterways are failing at the worst possible moment as the climate crisis worsens.In the midst of an arid summer that set heat records across Europe, the continent’s rivers are evaporating. The Rhine — a pillar of the German, Dutch and Swiss economies for centuries — is set to become virtually impassable at a key waypoint later this week, stymieing vast flows of diesel and coal. France’s power crisis has worsened because the Rhone and Garonne are too warm to effectively cool nuclear reactors, and Italy’s Po is too low to water rice fields and sustain clams for “pasta alle vongole.”
08.08.22	⚠ NO: Bisher wurde in diesem Jahr in Südnorwegen weit weniger Strom (11,6 TWh) produziert als zur gleichen Zeit im Vorjahr - 18 Prozent weniger. In Südwestnorwegen war die Gesamtproduktion an regelbarer Wasserkraft letzte Woche die niedrigste, die wir in diesem Jahr bisher gesehen haben. Zusammengenommen führt dies zu historisch hohen Strompreisen und einer Situation, in der erstmals seit vielen Jahren eine Stromrationierungsphase im Frühjahr nicht vollständig ausgeschlossen werden kann. Aber unsere Berufsbehörden betonen, dass die Wahrscheinlichkeit dafür gering ist.
03.08.22	⚠  DE: Kaub on the Rhine is forecast to get very shallow. From the excellent rhineforecast.com. This will have an impact on the ability to move coal down the Rhine.
03.08.22	DE: #Wind power generation in Germany in July 2022. Installed capacity is 64 gigawatts. Wind power supplied between 1 and 27 gigawatts depending on wind conditions.
11.08.22	Strommarkt: Don't look up. Because if you do, the European electricity market may scare the hell out of you. French base and peak load prices for Cal23 and, particularly, for the Nov-to-Feb period, are reaching stratospheric levels. This morning, France 1-year baseload €602 per MWh
10.08.22	Strommarkt: another day, another electricity record high: ??France 1-year forward power €576 per MWh, ??German 1-year forward power €430 per MWh (For context, the 2010-2020 average is ~€45 per MWh) And note too that for France, the baseload contracts for November, December, January and February are now all trading above €1,000 per MW
10.08.22	NO: Nächstes Problem für Europas Stromnetz - Norwegen ist nicht nur Europas Nummer eins bei der Produktion von Strom aus Wasserkraft, das Land hat sich in den vergangenen Jahren auch zu einem der wichtigsten Stromexporteure des Kontinents entwickelt. Doch die Dürre hat auch vor dem skandinavischen Land nicht haltgemacht. Die Stromproduktion ist eingebrochen, die Preise explodieren. Nun will die Regierung Exportbeschränkungen – diese würden zum nächsten Problem für Europas gebeuteltes Stromnetz werden. So wurde in Südnorwegen heuer auch um 18 Prozent weniger Strom aus Wasserkraft produziert. Im Südwesten – dem wichtigsten Gebiet für die Energieerzeugung – sank die Stromproduktion gar auf einen historischen Tiefststand. Dort befinden sich allerdings auch die Exportverbindungen zum europäischen Festland – und die Ausfuhren liefen im Verlauf des Sommers trotz Dürre auf Hochtouren.
10.08.22	Strommarktanalyse KW 31 - Wind größtenteils unterhalb der 10 GW Einspeisung. Am Mittwochabend ergab sich ein Ausreißer in die entgegengesetzte Richtung. Während der Day-Ahead ein Maximum von 567 EUR/MWh erreichte, stieg der Intraday sogar auf 720 EUR/MWh. Eine Erklärung hierfür wäre, dass die Windeinspeisung kurz zuvor knapp 2 GW unter der prognostizierten Menge lag und gleichzeitig der PV?Anteil zu diesem Zeitpunkt aufgrund des Sonnenuntergangs signifikant abnahm.
05.08.22	NO: Norway is looking to implement measures to curb its power exports as the country faces a shortage in hydropower supply, its energy minister told Montel on Thursday. NO2 reservoirs currently at 49.3% vs seasonal norm of 74.4% ^PH
05.08.22	French 1-year forward baseload electricity climbs to fresh record high of €535 per MWh (chart below). The 2010-2020 average was €45.3 per MWh. The same German contract also hits a fresh all-time high, at €413 per MWh #EnergyCrisis #energytwitter
05.08.22	#NL:On the evening of Wednesday 3rd August, intraday prices peaked to €913.05/MWh when the day-ahead price was only €510.46/MWh at the time, despite demand and renewable generations being very close to forecasts at this time. The spike came from #Germany, whose intraday prices were over €300/MWh above the dayahead prices, a consequence of a sensitive German market following the cut in gas flows through NordStream1. Exports to Germany tripled versus the day-ahead schedule, and emergency activations were seen in the Netherlands as a result, boosting NL intraday prices in turn.
04.08.22	Uniper warns it may need to cut output at a key coal-fired plant in Germany as the company struggles to get fuel supplies along the Rhine River: Uniper updates this to two coal stations not getting supplies of coal along the Rhine equal to 1.5GW
03.08.22	DE: Kaub on the Rhine is forecast to get very shallow. From the excellent rhineforecast.com. This will have an impact on the ability to move coal down the Rhine. ^PH
03.08.22	IT: The droughts in Italy continue and water levels of the Po River are at an all-time low. Water reserves have plateaued over the last two months, in a period when stocks are usually replenished to more than double the current levels. Hydro generation to fall this winter. ^CD
03.08.22	Strommarktanalyse KW 30 - Der tatsächlich eingespeiste PV-Strom lag an 5 Tagen (Mo, Donnerstag-Sonntag) 1-4 GW über der prognostizierten PV-Einspeisung. Am Donnerstag wurden zur Mittagszeit 4 GW mehr PV-Strom generiert als erwartet. Ein gegensätzliches Bild zeigte sich in der zweiten Hälfe des Dienstags. Dabei fiel die PV?Einspeisung 1?2 GW unterhalb der Prognose und durch einen zusätzlichen Einbruch in der Windeinspeisung am Nachmittag (bis zu 4 GW weniger als erwartet) musste der fehlende Strom am Intraday nachgekauft werden.
02.08.22	Germany 1-year forward baseload electricity surges >€400 per MWh for the first time ever. We are truly into crunching territory for the country's energy-intensive manufacturing industry. The current price is ~1,000% higher than the €41.1 per MWh 2010-2020 average.
29.07.22	Europas drohende Kohlekrise - The problem is that the EU will soon be deprived of its biggest supplier: The bloc slapped sanctions on Russian coal in April, forbidding further imports starting August 10. That means the 2 million tons of coal it is set to receive from Russia this month will be the last such shipment. Add to that serious logistical challenges in sourcing and transporting the fuel from elsewhere, and "it's certainly going to be a challenge to get enough coal this winter," he said. Indonesia, South Africa and Colombia are all potential suppliers, but EU countries will face "extremely high prices" due to the particularly high-calorific type of coal normally used across the bloc, according to Thackrah. Coal prices on the API2 Rotterdam hub, a European benchmark, hit $380 per ton last week, already a more than fourfold increase on this time last year. Much of the EU’s coal — which arrives via ports in Amsterdam, Rotterdam and Antwerp — travels along the Rhine river by barge. Uncharacteristically high temperatures this month have lowered the river's water levels to 65 centimeters, reducing how much cargo barges can carry by two-thirds, said Thackrah. Although power plants typically have their own stockyards, coal that can't be delivered to them is typically stored in ports to await further transport, but "inventories at European ports are nearing maximum levels," said Nugent. Supply bottlenecks and shortfalls are likely to be felt most intensely in Poland and Germany. A shortage in Germany — which made up 37 percent of the EU’s total hard coal and lignite consumption last year — would be particularly painful for the steel and chemicals industries. Some 2 million households in Poland still rely on hard coal for heating, with each burning an average of three tons per winter. Before the war in Ukraine, the country imported around 7 million tons of coal annually from Russia for this purpose. With the EU's ban on Russian coal set to kick in next month, there is a now “a very huge risk that there will be not enough coal for some households,”
27.07.22	Strommarktanalyse KW 29 - Die Windenergie speiste, ausgenommen in der Zeit zwischen Dienstag- und Donnerstagnacht, weniger als 10 GW auf einmal ins Netz ein. Ein Ausreißer ergab sich insgesamt am Montagabend vermutlich aufgrund der reduzierten PV?Einspeisung und der um ca. 1 GW überschätzten Windeinspeisung. Dadurch musste der fehlende Strom zu erhöhtem Preis nachgekauft werden, weshalb die Spotmarkt?Preise kurzzeitig auf 680 EUR/MWh (Day?Ahead) bzw. 796 EUR/MWh (Intraday) stiegen. Am Sonntag - der Tag mit dem üblicherweise geringsten Verbrauch der Woche - erreichten die Kurzfristmärkte die 18 EUR/MWh (Intraday) bzw. 59 EUR/MWh (Day?Ahead) im Zuge der starken und kostengünstigen PV?Einspeisung. Der Baseload lag durchschnittlich bei 371 EUR/MWh (+13%).
20.07.22	BE: Massive intraday prices in Belgium following unexpected lower output of renewables (TSO Forecast) and lack of spinning reserve and unavailability of Doel 2. Intraday trades for the next hours have breached €2.000, earlier periods traded in a range between € 400- € 3.500 ^JP
20.07.22	GB: All records for interconnector trading in GB have been smashed today. Trades on NEMO for hour 12:00-13:00 maxed out at £9,724.54.
19.07.22	IT: After a brief recovery in May, the water reserves in the North of Italy are significantly lower than usual for this time of year. With reserves currently at less than half of the 2018 levels, hydro generation has plummeted and a state of emergency has been declared.
19.07.22	GB / NL: With underperforming CCGT + wind and heat in the evening increasing demand GB again uses the neighbours to balance its system. Planned 100% export to NL is reversed to 100% import to GB resulting in emergency power activations and €1.000+/MWh imbalance prices in NL. ^PH19.07.22 - GB / BE: Belgium also helping out GB with 1GW of interconnector reversals and imbalance prices going to super high levels in the susnset peak at €1631.35/MWh. ^PH
19.07.22	⏰ Hitze und Dürre befeuern Energiekrise
18.07.22	⚠ GB/NL/BE/FR: Super high evening peak prices as power is moved between countries to help out with the impact of tight markets due to high temperatures. Imbalance prices in NL hit €1.155 as emergency power is activated, €735/MWh in Belgium and €721/MWh ^PH
18.07.22	⚠ GB : Negative derated margins and very expensive trading across the interconnectors this evening as GB and the continent struggle with the heat. Also (ominously) the latest Capacity Mechanism Notice has yet to be cancelled. Now seeing prices at £2.000+ on Britned for 19:00-20:00 ^PH
16.07.22	⚠ French Nuclear Cuts Extend to Next Week as Temperatures Soar - Electricite de France SA’s nuclear-output cuts are expected to stretch into next week as a heat wave sweeping across Europe pushes up river temperatures, restricting EDF’s ability to cool its plants. The restrictions threaten to push power prices -- already at eye-watering levels -- even higher, with the effects rippling out to other European markets. The region is suffering its worst energy crunch in decades as supply concerns drive a surge in the cost of natural gas. Under French rules, EDF must reduce or halt nuclear output when river temperatures reach certain thresholds to ensure that the water used to cool the plants won’t harm the environment when put back into the waterways. Its troubles are forcing the nation, traditionally an exporter, to rely on imports from neighbors including the UK, which is facing its own energy crisis. Restrictions on the Rhone will cut output at the Saint-Alban plant from July 20, but the facility will maintain minimum production of at least 1,300 megawatts for grid operational reasons, EDF said in a filing. That’s half its usual capacity. The Tricastin and Blayais plants will each operate at a minimum level of 1,800 megawatts from July 17. "
15.07.22	GB Q2 Report: GB has generally been a net importer of electricity, but this quarter the geo-political and logistical circumstances caused a change in net interconnector flow direction with exports of 3.6TWh this quarter [Anmerkung: Damit wurden die Probleme in FR oder NL auch kompensiert, welche aber gegen Winter zunehmen dürften, da dann GB den Strom selber benötigen wird, weil auch dort größere Probleme zu erwarten sind.]
15.07.22	Strommarktanalyse KW 27 - Nachdem in den ersten drei Tagen von KW 27 die durchschnittliche Einspeisungsleistung von Windenergie um die 10 GW schwankte, stieg diese am Donnerstag auf bis zu 27 GW. Am Sonntag sank die Residuallast auf 9 GW (in der restlichen Woche schwankte diese um die 30 GW). Insgesamt speiste die Windenergie in KW 27 2,28 TWh (24% off?shore und insgesamt +90% im Vergleich zur Vorwoche). Die tatsächliche Windeinspeisung lag von Donnerstag bis Sonntag durchgehend ca. 1-5 GW unterhalb der prognostizierten Leistung. Die Frontmärkte verzeichneten in KW 27 durchgehend Gewinne im Bereich von 14?27%. Bei den Frontjahren gingen Cal23 Base (353 EUR/MWh) mit 19% und Cal23 Peak (490 EUR/MWh) sogar mit 24% Zugewinn aus dem Schlusskontrakt hervor. Noch gewinnbringender stellten sich Cal24 Base (230 EUR/MWh) mit 20% und Cal24 Peak (308 EUR/MWh) mit 27% Zuwachs heraus. Nicht zuletzt wurden Cal25 Base (180 EUR/MWh) und Cal25 Peak (221 EUR/MWh) um jeweils 14% höher gehandelt als in der Vorwoche.
09.07.22	⚠ CHE: Drohender Blackout – Die Gefahr von zu wenig Strom im Winter ist real, sagt die Branche unisono. Die kurzfristigen Massnahmen seien ausgeschöpft. Jetzt bleibe nur noch zu hoffen. Der Bundesrat habe zwar Massnahmen vorgesehen, ob diese aber reichten, hänge von zahlreichen Faktoren ab: einem Gasembargo, der Kälte im Winter oder der Verfügbarkeit der AKW in Frankreich. Haben wir in Europa einen Strommangel, dann wird keine Hilfe von den Nachbarländern kommen. Kurzfristig sei einzig möglich, so viel wie möglich Strom zu sparen, um einen allfälligen Engpass rauszuzögern. Kommt es zu einer Strommangellage, hat der Bundesrat einen vierstufigen Plan, um Strom zu sparen: " Zuerst erfolgt ein Appell an die Bevölkerung, energieintensive Geräte wie Saunen oder Heizpilze nicht mehr zu nutzen. Danach schaltet der Bundesrat nicht zwingend benötigte Geräte wie Schaufenster-, Reklame- oder Festbeleuchtung aus. In einem dritten Schritt werden den Unternehmen, die viel Strom verbrauchen, Kontingente auferlegt. Als letztes Mittel käme es zu Netzabschaltungen: Quartier für Quartier würde der Strom beispielsweise für jeweils vier Stunden unterbrochen.
08.07.22	⚠  NL: Changes in regulations for aFRR (automatic frequency restoration reserve) this week have caused some volatility in the system. Emergency upward and downward activations were seen within close succession of each other on Wednesday 6th July and extreme system prices were seen that varied from €1.062/MWh to -€999/MWh within only a few hours. As a consequence of the new regulations, smaller balancing reserves were available to deal with the imbalance that arose from a solar peak that was misaligned with the forecast
08.07.22	⚠ BEL: The calendar 2023 trades 300 EUR/MWh while imbalance prices dive towards -500.00 EUR/MWh this afternoon, or 800 EUR/MWh difference. The contrast could not be higher, probably a record! Looks like big mess-up with some DA models this time...
08.07.22	⚠ DEU: Die Future Strompreise für November/Dezember 2022 liegen in Deutschland bereits bei 500 Euro pro MWh (Baseload)!
08.07.22	⚠ FRA: Die Future Strompreise für November/Dezember 2022 liegen in Frankreich bereits bei über 1.000 Euro pro MWh (Baseload)!
08.07.22	Strommarktanalyse KW 26 - Obgleich milde Wetterverhältnisse herrschten, erreichte die Photovoltaik nur an drei Tagen (jeweils zu den Mittagspeaks) höhere Einspeisungswerte als 30 GW. Die Windeinspeisung erzielte dabei die höchste Einspeisung am Freitagmorgen mit ca. 15 GW und war ansonsten mit ca. 6 GW durchschnittlich gering präsent. Am Montagmittag wurde die PV-Einspeisung um ca. 2 GW überschätzt und der Verbrauch in der Zeit um bis zu 3 GW unterschätzt. Bei den Frontquartalen schlossen Q4 2022 Base (374 EUR/MWh) und Q4 2022 Peak (488 EUR/MWh) jeweils 13% über dem Vorwochenniveau ab. Bei den Frontmonaten erfolgte die geringste Veränderung bei den Frontkontrakten in KW 26. So schloss der August 2022 Base (305 EUR/MWh) um 6% und August 2022 Peak (353 EUR/MWh) um 10% höher als im Vorwochenschlusskontrakt. Außerdem wurde der September 2022 Base (340 EUR/MWh) zuletzt um 11% und der September 2022 Peak zuletzt um 13% höher gehandelt als in der Woche zuvor. Schließlich lagen nach Handelsschluss am Freitag der Oktober 2022 Base (326 EUR/MWh) ca. 10% und der Oktober 2022 Peak (399 EUR/MWh) um 11% höher als zur gleichen Zeit in KW 25.
03.07.22	DEU/Verteilnetze: Bei der N-Ergie Netz GmbH, der Betreiber von Verteilnetzen für Strom, Erdgas, Wasser und Fernwärme, mussten die zeitweisen Abschaltungen von Stromlieferanten von 2020 bis 2021 fast vervierfacht werden. Im ersten Quartal dieses Jahres habe N-Ergie bereits mehr abgeregelt als im gesamten Jahr 2021.
02.07.22	NL: Apocalyptic week with thunder/lightning & rule changes - In terms of consequences for the electricity market, solar generation was reduced significantly and, due to the extent of embedded solar generation, demand was increased. Further contributing to an increase in demand was the greenhouses which switched on their lights in response to the dark and stormy weather. As a result, demand was at times as high as double what had been forecast, prompting emergency upward activations on a number of occasions.
02.07.22	⚠ FRA: Energieversorgung angespannt - Am Montag produzierten nur 27 von den 56 Anlagen Strom. 12 Reaktoren stehen wegen nachgewiesener oder möglicher Korrosion, also Ma­terialermüdung, an sicherheitsrelevanten Rohrleitungen still. Auch wie lange die Reparatur der betroffenen Rohrleitungen dauert, lässt sich laut ASN noch nicht sagen.Frankreich hat heuer deutlich mehr Strom importiert als in den Vorjahren. Mit rund 134 Terawattstunden produzierten die französischen Kernkraftwerke in den ersten fünf Monaten dieses Jahres 13 Prozent weniger Elek­trizität als in den ersten fünf Monaten 2021. Für das Gesamtjahr erwartet EDF nur noch eine Atomstromproduktion von 280 bis 300 Terawattstunden – der niedrigste Wert seit 34 Jahren. Am Sonntag hatten die Vorstandschefs der französischen Energiekonzerne EDF in einem Zeitungs­beitrag an Bürger und Unternehmen ap­pelliert, den Verbrauch von Strom, Öl und Gas „sofort“ einzuschränken.
01.07.22	⚠ GBR: With generation margins looking tight for this winter in GB the government has asked the ESO to procure additional standby capacity for security of supply. A contract has been agreed with West Burton A (2 GW Coal) which was due to close at the end of September 2022 to continue to run through the winter. The imbalance price algorithm treatment could be that activations go into the imbalance price stack at VoLL i.e. £6,000/MWh This potentially leads to extreme volatility this winter in GB if there is a reduction in wind output and/or France can't provide exports to the GB market because of its own current situation.
30.06.22	Strommarktanalyse KW25 - Die Windenergie speiste 19,5% weniger Strom ins Netz ein als in der Woche zuvor. Die PV?Einspeisung ging im Vergleich zur Vorwoche um 15% zurück. Während in der Woche zuvor die Spotmarkt?Preise um die 200 EUR/MWh gehandelt wurden, schwankten sie in KW25 um die 300 EUR/MWh. Unterschied DayAhead und Intraday Preise: Die größte Abweichung wurde in der zweiten Hälfte des Montags verzeichnet, nachdem die Windeinspeisung um ca. 4 GW und die PV-Einspeisung um ca. 3 GW überschätzt, sowie der Verbrauch um 1-3 GW unterschätzt wurde. In diesem Zeitraum handelte der Intraday 40-160 EUR/MWh höher als der DayAhead. An vier Tagen erreichten die Spotmarkt-Preise sogar den Bereich zwischen 400-500 EUR/MWh. Deutschland kündigte an, eine neue 10,4 GW Reserve (Öl, Braunkohle und Steinkohle) nutzen zu wollen, um der Gasknappheit entgegenzuwirken. Dabei handelt es sich um Kraftwerke, welche entweder im Oktober abgeschaltet werden sollten oder sich in der Netzreserve bzw. in der Sicherheitsbereitschaft befinden. Die Wiederaufnahme der Kraftwerke soll innerhalb von 2,5 Wochen stattfinden. Die geplante erneute Inbetriebnahme von stillgelegten konventionellen Kraftwerken, um unabhängiger vom Gas zu werden, beförderte den Preisanstieg auf ein Dreimonatshoch. Obwohl die Kohlebestände gut gefüllt sind, wirkte sich die Gasreduktion stark auf den Kohlemarkt aus, wodurch die Preise bis Donnerstag auf 377 USD/Tonne stiegen.
27.06.22	⚠ BE: Massive spike in balancing prices as wind suddenly drops away, during a period of high price sensitivity and low headroom. Prices on intraday and balancing markets > €1.600.
25.06.22	⚠ ITA: Wasserkraftwerke liefern nur noch wenig Strom - Von Januar bis Mai dieses Jahres sei die Stromproduktion aus Wasserkraft in Italien um 40 Prozent im Vorjahresvergleich gefallen. Wasserkraftwerke gibt es vor allem in den Bergen im Norden des Landes. Sie liefern normalerweise fast ein Fünftel des in Italien benötigten Stroms. Seit vergangenem Sommer aber gehe die Produktion bereits zurück. Das ist aktuell besonders ein Problem, weil auch Italien die Gas- und Öllieferungen aus Russland stark zu verringern versucht.
22.06.22	Strommarktanalyse KW 24 - Die Windeinspeisung betrug in KW 24 1,3 TWh und somit ca. 20% weniger als in der Vorwoche. Die Kurzfristmärkte handelten in KW 24 etwas volatiler als in der Vorwoche. Die erste Schwankung mit 300 EUR/MWh trat am Dienstagabend auf, danach wurden die Abweichungen vom Wochenmittel immer größer und erreichten Freitagabend mit 350 bzw. 430 EUR/MWh ihr Maximum. So handelte der Intraday Freitagmittag und Samstagfrüh – infolge unterschätzter Einspeisungen von Windenergie und PV – knapp 60 EUR/MWh weniger als der Day-Ahead. Es trat jedoch auch der umgekehrte Fall auf. Am Donnerstag handelte der Intraday aufgrund der überschätzt prognostizierten Windeinspeisung 30 bzw. 50 EUR/MWh mehr als der Day-Ahead, während ersterer Freitagabend aus dem selben Grund sogar um 70 EUR/MWh mehr handelte. Aufgrund der größeren Schwankungen im Vergleich zur Vorwoche musste mehr Regelenergie eingesetzt werden. Der Leistungspreis positiver SRL handelte durchschnittlich bei 12 (EUR/MW)/h (+66%) und erreichte in der 4. Zeitscheibe am Mittwoch die 105 (EUR/MW)/h.
19.06.22	NL/BE/FR: Erratic Solar and low spinning reserve driving balancing market mayhem. BE saw negative prices and high prices up to €1200. NL saw incident reserve activations twice upward (shortage) and twice downward (surplus). FR saw huge Replacement Reserve downward activations.
17.06.22	⚠ CHE: Axpo-Chef schlägt Alarm beim Strom: «Die Rationierung wird kommen» - Tatsache ist: Wenn der Ausbau neuer Stromproduktionsinfrastruktur weiterhin so langsam vorankommt, wenn die Nachfrage weiterhin wächst und wenn die Unsicherheit punkto Import weiter steigt – dann ist es nur eine Frage des Wanns, nicht des Obs, ob die Schweiz in eine Strommangellage gerät und Rationierungen nötig werden», sagt Brand. Er macht diese Aussagen vor dem Hintergrund einer akuten Energieknappheit und steigender Preise. Axpo-Chef Christoph Brand rechnet mit einer Rationierung des Stroms. «Die Rationierung wird kommen», sagt er zur «Handelszeitung». Es ist das erste Mal, dass ein CEO der Stromwirtschaft, noch dazu des grössten Stromkonzerns der Schweiz, dies so unmissverständlich sagt. Bislang war nur von Gefahren und möglichen Szenarien die Rede. [Anmerkung: Das hat sich vor einem halben Jahr noch deutlich anders angehört ??]
15.06.22	⚠ ITA: 125 Gemeinden am Fluss Po vor Wasserrationierung. Der Pegel des Flusses ist drei Meter unter den Durchschnitt der vergangenen Jahre gesunken. In den kommenden Jahren wird sich die Situation noch mehr verschlechtern.
13.06.22	APG: Redispatch Eingriffe waren heuer und bis Ende April bereits an 88 Tagen notwendig. Verglichen zum Durchschnitt aus den letzten drei Jahren (82 Tage) sind das sechs Tage oder auch rund sieben Prozent mehr.
12.06.22	ITA: Die derzeitige Dürre, die Italiens längsten Fluss Po stark belastet, ist die schlimmste seit 70 Jahren. Der Strom-Netzbetreiber Terna erklärte unterdessen, die Dürre habe die Stromerzeugung aus Wasserkraft zum Erliegen gebracht. Probleme könnte es bald bei der Beschaffung der notwendigen Wasserressourcen für die Kühlsysteme der Kraftwerke geben.
09.06.22	⏰ FRA: AKW: Wasserstand für Kühlung zu niedrig - Wegen der anhaltenden Trockenheit musste nun sogar ein Atomkraftwerk an der Rhone gedrosselt werden, im Werk Saint-Alban sei die Produktion von 1.300 Megawatt am Pfingstwochenende zeitweise auf 260 Megawatt abgesenkt worden. Das erwärmte Kühlwasser wird in die Rhone geleitet, doch derzeit sei der Wasserstand zu niedrig. Schon in der Vergangenheit mussten französische Atomkraftwerke in Hitzeperioden gedrosselt werden, doch auch das geschieht üblicherweise im Hochsommer. Heuer musste aber schon Anfang Mai das AKW Blayais am Fluss Garonne zurückgefahren werden. Wegen der Trockenheit gelten inzwischen in 29 von 101 französischen Departements Wasserbeschränkungen.
08.06.22	Gesetz zur Begrenzung der Erdgasverstromung beschlossen - Die Bundesregierung hat ein Gesetz verabschiedet, das den Einsatz von Erdgas in Kraftwerken in Notsituationen erschweren soll. Teil der Regelungen ist zudem eine Ausweitung der Kohlereserve. Mit dem Ersatzkraftwerkebereithaltungsgesetz rüstet sich die Bundesregierung für den Fall, dass Erdgaslieferungen aus Russland wegfallen. Sollte dieses Szenario eintreten, will die Regierung verhindern, dass das dann knappe Gas in der Stromerzeugung landet und plant dafür eine Pönale (energate berichtete).
06.06.22	Dürre in Frankreich - Die Risiken von Wasserknappheit in diesem Sommer sind sehr real.Das Ministerium für ökologischen Wandel veröffentlicht eine detaillierte Karte. Wir haben einen Monat Mai, der nicht nur sehr heiß, sondern auch sehr trocken ist. Von der belgischen Grenze bis zum Atlantik haben wir ein Niederschlagsdefizit von 20 bis 30 %. 22 Departements in Rot mit einem sehr „wahrscheinlichen“ Dürrerisiko. Anmerkungen: in den betroffenen Regionane stehen auch noch lauende Kernkraftwerke, welche durch den Wassermangel - wie bereits in vergangenen Jahren - ein Problem mit der Kühlung bekommen könnten und dadurch nur reduziert Strom produzieren können. Das könnte die bereits sehr angespannte Situtation nocheinmal verschärfen! Frankreich - Atomnation mit Stromproblem
06.06.22	GB/NL/BE/FR: on the continent it is Whit Monday public holiday and the UK is back at work after the Queen's 70th Jubilee. Netherlands and Belgium are oversupplied with renewables and this combined with low demand has led to negative day-ahead prices and intraday prices. In the Netherlands the TSO had to reach for emergency downward regulation for four hours. GB has been generally short of power today as wind has underdelivered versus the TSO forecast and demand has been running ahead of forecasts so interconnector outflows to France scheduled at the day ahead have been traded back towards GB to take advantage of the delta between those markets. The full dispatch of the interconnector capacity at the day ahead from the low countries meant that the only source of intraday power was from France. GB is no longer an Island, it provides trading opportunities for GB and continental energy traders.
06.06.22	NL: Public holiday today with low demand and some solar. High surplus with low downward flexibility resulting in € -480 balancing prices. Borders are already full so only local downward capacity qualifies. Greenhouses are switching on lights at negative prices.
05.06.22	BE: Our neighbours are seeing very low solar and wind due to massive thunder showers. There is hardly any flexible generation online so balancing market spikes to € 800, similar prices to yesterday > € 1000 cannot be ruled out. This weather is moving North towards NL. ^JH
04.06.22	NL: Need for speed as Solar down ramp is faster because of cloudy evening. Low spinning reserve, conventional assets can only just keep up with the drop in solar, hope nothing breaks!  NL: System in alert state as clouds increase the drop in solar generation. The ramp down can hardly be compensated by very low spinning reserve as only a few conventional plants are online.
04.06.22	BE: Poor renewables forecasts leading to high balancing prices in BE. Where day ahead market already showed high sensitivity, the forecast deviations, combined with lack of border capacity, have driven the balancing market to extreme levels on Friday. ^JH
03.06.22	Experten warnen: Der Schweiz droht ein Strommangel im kommenden Winter - Nicht nur Gas, auch Strom dürfte im nächsten Winter knapp sein. Wenn dann noch ein AKW in der Schweiz ausfällt, wird es kritisch. Im schlimmsten Fall kommt es zu zyklischen Abschaltungen: Unternehmen und Haushalte erhielten dann stundenlang keinen Strom. Bis jetzt hat die Stromaufsicht Elcom davor gewarnt, dass es ab 2025 zu Engpässen kommen könnte. Wenn alles schiefläuft, wäre die Schweiz 47 Stunden ohne Strom. Zu diesem Fazit kam eine im Auftrag des Bunds erstellte Studie. Ein weiteres, noch düstereres Szenario geht sogar von einem Ausfall der Stromversorgung von bis zu 10 Tagen aus. Im Winter ist die Schweiz auf Importe aus den Nachbarländern angewiesen. Es besteht jedoch die Gefahr, dass diese Länder selbst nicht genügend Strom produzieren, um exportieren zu können. Ein Drittel des europäischen Gasverbrauchs fliesst in die Stromerzeugung. Davon stammt wiederum rund ein Drittel aus Russland. Hinzu kommt ein Engpass in Frankreich, der die Mangelsituation verschärft. Rund die Hälfte der 56 Reaktoren stehen derzeit still. Bei einem Teil handelt es sich um geplante Wartungen. Andere AKW mussten aufgrund von unerwarteten Korrosionsproblemen vom Netz genommen werden. Die Elcom geht davon aus, dass die Probleme bis im Winter nicht behoben sind, und rechnet mit einer geringen Verfügbarkeit der französischen Atomkraftwerke. Das heisst, dass Stromimporte aus Frankreich nur sehr begrenzt möglich sind.
03.06.22	APG Netzbetrieblicher Quartalskurzbericht Quartal 1/2022 - Die Engpassmanagement-Kosten für APG betrugen bis zum Ende von Q1/2022 ca. 11,1 Mio. €. Alle EPM-Abrufe von APG (inklusive Netzreserve) in der Regelzone APG bis zum Ende von Q1/2022 verursachten Kosten in der Höhe von ca. 168,8 Mio. €. Diese Kosten wurden zum Teil weiterverrechnet, da sie durch externe TSOs aufgrund von externen Engpässen angefordert wurden.
03.06.22	Strommarktanalyse KW 21 - Im Vergleich zur Vorwoche speiste die Windenergie mehr als doppelt so viel Strom ins Netz. Infolge der Mittagspeaks der Photovoltaik (1,5 TWh, ?16 %) sank die Residuallast noch weiter (unter 10 GW), kurzzeitig sogar unter das Minimum von 2,5 GW. An den drei Tagen mit hoher Windeinspeisung in Kombination mit starken PV?Mittagspeaks erreichten die Kurzfristmärkte sogar teilweise den negativen Bereich. Am Samstag handelte der DayAhead dabei für etwas länger als 6 hintereinander folgende Stunden (10:00 16:45 Uhr) im negativen Bereich. Außerdem traten aufgrund der stark fluktuierenden und schwer vorhersehbaren Wind- und PV-Einspeisung Prognosefehler auf. ... Überschätzung (durchschnittlich 7 GW mehr prognostiziert) der zu erwartenden Windeinspeisung ... dann wieder unterschätzte Windeinspeisung.Aufgrund des gestiegenen EE?Anteils im Netz und dem fluktuierenden Charakter von Windenergie und PV waren auch mehr negative Regelenergieeinsätze nötig, wodurch auch hier die Preise stiegen. Dabei handelte die negative SRL bei einem durchschnittlichen Leistungspreis von 5.940 EUR/MWh (+93 %) und die negative MRL erreichte einen Durchschnittspreis von 8.810 EUR/MWh (+74 %). Größere Unterschiede zwischen prognostizierter und tatsächlicher Einspeisung bewirkten dabei auch größere Ausreißer in den Preisen. So handelte die negative SRL am Freitag in zwei Zeitscheiben bei ca. 17.000 EUR/MWh, während die negative MRL am Mittwoch (durch unterschätzte PV und Windenergie) sogar einen Preis von 27.000 EUR/MWh erzielte.
30.05.22	Spain, Second half of last week, French nuclear generation dropped. This meant France increased its imports. This had a huge impact on the Iberian Peninsula, as Spain was struggling to meet demand (low hydro due to the heat wave and low reserves). Portugal stepped in and exported high volumes through Spain, which then ended up in France to solve the shortage there. ^JH
26.05.22	Strommarktanalyse KW 20 - Die PV-Einspeisung sank auf 1,79 TWh (-8 %) und die Windeinspeisung auf 1,72 TWh (-17 %) im Vergleich zur Vorwoche. Durch die schwächere EE-Einspeisung nahm der Bedarf an Residuallast zu. Dennoch überstieg diese zum größten Teil nicht die 50 GW-Leistung. Im Zuge des Unwetters von Freitagabend bis einschließlich Samstag und des starken Mittagspeak der PV – ebenfalls am Samstag – wurde die Residuallast wieder zurückgedrängt und speiste größtenteils unter 17 GW ins Netz (Minimum: 1,5 GW). Durch den geringeren Anteil Erneuerbarer Energien und der somit verbundenen höheren Stabilität waren weniger Regelenergieeinsätze notwendig. Dadurch handelte die negative SRL mit 3070 EUR/MWh 44 % und die negative MRL mit 5064 EUR/MWh ca. 53 % unter dem jeweiligen Vorwochenniveau. Als großer Ausreißer für beide negative Regelenergieprodukte ist hierbei der Samstag zu nennen. Aufgrund der stark ausgeprägten Windeinspeisung an dem Tag und der somit zugenommenen Fluktuationen im Netz musste mehr Regelenergie eingespeist werden. Der Arbeitspreis negativer SRL erreichte bis zu 17500 EUR/MWh, während die negative MRL kurzzeitig (5. Zeitscheibe) sogar bei 21300 EUR/MWh handelte.
21.05.22	DEU: Ungeachtet aller Debatten um Versorgungssicherheit nimmt der Kohleausstieg in Deutschland weiter Form an. Die mittlerweile fünfte Runde der sogenannten Stilllegungsauktionen der Bundesnetzagentur für Steinkohlekraftwerke und kleine Braunkohleanlagen war allerdings leicht unterzeichnet. Sechs Bieter erhielten Zuschläge für knapp 1.015 MW Kraftwerkskapazität, teilte die Behörde mit.
19.05.22	⚠ DEU: Die Bundesnetzagentur hat den Bedarf an Netzreserve für den kommenden Winter auf 8.264 MW festgelegt. Gegenüber dem zurückliegenden Winterhalbjahr hat sich der Reservebedarf damit deutlich erhöht, für das Winterhalbjahr 2021/22 betrug die Reserve noch 5 GW.
19.05.22	⚠ FRA: EdF, aka the 'sick man of European energy', has cut (again!) its forecast for 2022 nuclear electricity generation, targeting now 280-300TWh, as corrosion problems in its ageing atomic fleet get worse. That's 30 % lower than what EdF was able to deliver a decade ago
19.05.22	Kohlekraftwerke sollen im Notfall zurück ans Netz - Im Fall eines russischen Gaslieferstopps sollen auch Gaskraftwerke abgeschaltet werden, sofern sie nicht der Netzstabilität dienen. "Ich erwarte, dass die Kraftwerksbetreiber eine Reihe von Kohlekraftwerken wieder einsetzen können und sollten, um damit Strom zu erzeugen statt aus Gas", Präsident der Bundesnetzagentur, Klaus Müller.
19.05.22	Strommarktanalyse KW 19 - Die Einspeisung Erneuerbarer Energien erfuhr in KW19 eine signifikante Steigerung im Vergleich zur Vorwoche. Mit 60% waren die Erneuerbaren Hauptträger der Stromproduktion. Dabei stieg die PV-Einspeisung auf 1,95 TWh (+17 %), die Windeinspeisung sogar auf 2,08 TWh (+246 %). Mit einigen Ausnahmen konnte die durchschnittliche Residualleistung unter 40 GW gehalten werden und am Mittwoch im Zuge starker Winde und der erhöhten PV?Einspeisung sogar auf 6 GW zurückgedrängt werden. Intraday und DayAhead handelten dabei größtenteils unter 250 EUR/MWh. Während der Mittagspeaks – den Montag ausgenommen – handelten diese sogar bei weniger als 150 EUR/MWh. Am Mittwoch erreichten die Preise lediglich die 4?10 EUR/MWh. Gleichzeitig war mehr negative Regelenergie notwendig, um die Überschüsse zu kompensieren. Dabei handelte die negative SRL bei 5520 EUR/MWh (+103 %) und die negative MRL bei 10730 EUR/MWh (+62 %). Die negative MRL erreichte am Freitag in der dritten Zeitscheibe, infolge der gleichzeitigen Zunahme von Wind- und PV?Einspeisung, sogar die 43.000 EUR/MWh.
14.05.22	Strommarktanalyse KW 18 - Zudem gab es am Montag eine Abweichung zwischen Intraday und DayAhead von bis zu 25 EUR/MWh, was auf eine unterschätzte PV-Einspeisung (max. 3 GW) zurückzuführen ist. Durch die Zunahme des EE-Anteils an der Einspeisung in KW18 zogen auch die Arbeitspreise der Regelenergieprodukte größernteils an. Bei der positiven SRL stiegen die durchschnittlichen Preise um ca. 1000 EUR/MWh bzw. 20% (KW18 5972 EUR/MWh). Am Sonntag in der 4. Zeitscheibe erreichte der Arbeitspreis für positive SRL sogar die 22250 EUR/MWh.
09.05.22	Strommarktanalyse KW17 - Mildere Winde als in der Vorwoche führten dazu, dass die Wind?Einspeisung mit 0,7 TWh in KW17 ca. 70% unter der Einspeisung der Vorwoche lag. Preise: sowohl der DayAhead als auch der Intraday unter der Woche im Bereich 150-300 EUR/MWh. Der Durchschnittspreis für positive SRL lag dabei bei ca. 5000 EUR/MWh (+80%) und erreichte am Sonntag sogar 15400 EUR/MWh. Eine gegenläufige Entwicklung ergab sich bei den negativen Regelenergieprodukten, da eine verringerte PV- und Windeinspeisung auch weniger negativen Ausgleichsbedarf bewirkt. Nur zwei Ausreißer am Wochenende überschritten die 22 (EUR/MW)h in Erwartung der PV?Mittagspeaks und der stärker ausgeprägten Mittagstäler im Stromverbrauch. Am Samstag erreichte dabei der Leistungspreis für positive SRL sogar die 111 (EUR/MW)/h.
03.05.22	⏰ Frankreich: Im April 2022 produzierten die französischen Kernkraftwerke 30 % weniger Strom als im Durchschnitt der Aprilmonate von 2015 bis 2019.
02.05.22	⏰ Frankreich: France faces a power supply “disaster” next winter with EDF vastly overestimating its likely nuclear output, analysts said this week. The country may have to resort to supply cuts early in the season unless it can significantly reduce power demand, they added. “January and February will be the tightest months, but two weeks of cold weather between November and December would be a disaster,” said Nicolas Goldberg of Columbus Consulting. “If the start of winter is very cold, in October or November, with a demand of about 80 GW, it will be very tense,” said EnAppSys analyst Jean-Paul Harreman. Nuclear production next winter will fall 4-7 GW below EDF’s estimates, said another analyst. In addition, "the risk of an intense and prolonged cold snap is statistically higher next winter (...) because we haven't had one since 2018," said Compass Lexicon analyst Yves Le Thieis. Cold winters return on average every three to four years, he said. France must move to cut power demand next winter to avoid power cuts and supply interruptions, the analysts said.
30.04.22	⏰ Frankreich: Nur mehr 28 von 56 Reaktoren am Netz. Verfügbare Kapazität mit 28 GW nun so niedrig wie nie zuvor, bei einem Spitzenverbrauch bis zu 102 Gigawatt ? = Bedrohung für das europäische Verbundsystem durch die fehlende Momentanreserve! Doch die Produktion von Atomstrom war noch nie so niedrig wie in diesem Jahr 2022. Am Donnerstag, den 21. April, lag sie bei knapp über 50% ihrer Kapazität.
26.04.22	Strommarktanalyse KW16 - Am Montag lag der tatsächliche Stromverbrauch durchgehend 5-10 GW unterhalb des prognostizierten Verbrauchs. Der Intraday Preis lag am Donnerstag bei 426 EUR/MWh (DayAhead: 256 EUR/MWh). In dieser Zeitspanne fiel die tatsächliche Windeinspeisung bis zu 2 GW unterhalb der prognostizierten Einspeisung, wodurch kurzfristig die Preise anzogen.
25.04.22	⏰ The system is within operational security limits, but the N-1 criterion is not fulfilled
14.04.22	?? Gefährliche Entwicklungen in Deutschland ⏰: "Sie sollen vorgehabt haben, Einrichtungen der Stromversorgung ? zu zerstören, um so einen bundesweiten Stromausfall auszulösen. Im Visier sollen Stromleitungen und Umspannwerke gewesen sein."
12.04.22	Russian Hackers Tried Damaging Power Equipment, Ukraine Says - A notorious hacking group linked to Russia’s military intelligence agency launched a cyberattack on Ukrainian energy facilities, according to Ukrainian cybersecurity officials. The group, known as Sandworm, sought to damage high-voltage electrical substations, computers and networking equipment, according to a statement Tuesday from Ukraine’s Computer Emergency Response Team. The hacking campaign deployed malicious “wiper” software that can delete data stored on computers, rendering them inoperable, according to researchers at the cybersecurity firm Eset LLC. ESET and Microsoft Corp. assisted Ukraine with an investigation of the breach. The hackers also deployed malicious software, known as Industroyer, which was capable of interacting with industrial control systems, according to Eset’s researchers. A previous version of the Industroyer malware was previously seen in an attack carried out by the Sandworm group on Ukraine’s power grid in 2016, the researchers said. Victor Zhora, deputy chief of Ukraine’s information protection service, said in a briefing Tuesday that the hackers had targeted a regional energy distribution provider, known as an Oblenergo, in what was a “thoroughly planned and quite sophisticated” effort to cause electricity outages across Ukraine. Attackers caused damage to some computers and were able to access a command and control system, known as ICS Scada, but were stopped before they could cause significant damage, he said.
09.04.22	Strommarktanalyse KW13 - Residuallast: sanken im Zuge des Wetterumschwungs die Mittagspeaks von 30 GW am Montag auf 8 GW am Freitag. Nachdem auch die Windenergie in den ersten Wochentagen auf 2 GW kippte, setzten ab Mittwochmittag starke Winde ein, wodurch die Windenergie innerhalb von ca. 24 Stunden auf das 15?fache (ca. 30 GW) stieg.
03.04.22	⏰ FR: French power is in for a wild ride over the next days. Today's day ahead price for 8:00 cleared as highest in Europe at € 470. France is importing form all neighboring countries, including GB and Italy. This is caused by extremely low nuclear availability (~30 GW) and high demand. Demand passes 70 GW today due to a cold spell. The weekend should be more moderate. The intraday prices exceed day ahead for the coming hours, by a large margin. Monday is looking particularly scary as the wind will drop significantly. For now the temperatures are looking slightly better for Monday, but worth keeping a close eye on the demand forecasts. EnAppSys
02.04.22	⏰ RTE warnt davor, dass die Situation am Montagmorgen in Bezug auf das Gleichgewicht zwischen Stromverbrauch und -erzeugung angespannt sein könnte. RTE erinnert daran, dass jeder (Haushalte, Unternehmen oder lokale Behörden) dazu beitragen kann, seinen Stromverbrauch zu reduzieren, indem er während der für diesen Montag, den 4. April, zwischen 06:00 und 12:00 Uhr geplanten Spitzenverbrauchszeiten die richtigen Maßnahmen ergreift. Siehe auch https://www.monecowatt.fr
02.04.22	Strommarktanalyse KW12 - Der stärkste Abruf negativer SRL wurde am Sonntag mit knapp 2 GW (94 % der insgesamt vorgehaltenen negativen SRL) getätigt.
23.03.22	Strommarktanalyse KW 11 - Die Deckung der Residuallast durch steuerbare Energieträger hat somit den Großteil der Woche dominiert und wurde nur am Abend von Mittwoch auf Donnerstag und schließlich am Wochenende durch PV und Windenergie zurückgedrängt. Dabei fiel die Residuallast vom Wochenmaximum mit 64 GW am Dienstagnachmittag auf 5 GW am Sonntagmittag. Während die Kurzfristmärkte am Anfang der Woche noch bei 200?400 EUR/MWh lagen, erreichte der DayAhead am Sonntag mit ?19 EUR/MWh seinen Tiefpunkt der Woche. Da der DayAhead für mehr als vier Stunden am Sonntag (10?16 Uhr) im negativen Bereich handelte, kam zum ersten Mal in diesem Jahr die 4- bzw. 6-Stunden-Regel zum Einsatz.
16.03.22	APG: Not-Synchronisation europäisches Stromnetz mit Netz der Ukraine erfolgt Aufgrund des Krieges in der Ukraine ist die Stromversorgung vor Ort gefährdet. Um hier entgegenzuwirken hat der Verband der europäischen Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity; Europäische Dachorganisation aller Übertragungsnetzbetreiber in Europa) heute mit Unterstützung der EU Kommission und den entsprechenden Behörden die Not-Synchronisation der Stromnetze von Kontinentaleuropa und der Ukraine umgesetzt.
14.03.22	Strommarktanalyse KW 10 - Mit einem Spitzenwert von 38 GW verdoppelte sich die wöchentliche Windeinspeisung im Vergleich zur Vorwoche. Gleichzeitig lagen die Mittagspeaks der PV täglich um 30 GW. Nur in der ersten Wochenhälfte mussten regelbare Kraftwerke mehr als 40 GW bereitstellen. Ab Freitag sank die Residuallast mehrfach unter 15 GW. Mit der niedrigeren Residuallast gaben die Spotmarkt?Preise im Wochenvergleich nach. Dennoch erreichte der Base, der DayAhead Tagesdurchschnitt, am Dienstag mit 488 EUR/MWh Rekordniveau. Der DayAhead lag im Maximum bei 700 EUR/MWh. Bis zum Freitag sank der DayAhead auf 0 EUR/MWh, der stündliche Intraday sank im Minimum auf ?5 EUR/MWh. Der stärkste Abruf negativer MRL lag in der dritten Zeitscheibe am Montag bei 250 MW, der maximale Abruf negativer SRL lag in der dritten Zeitscheibe am Dienstag bei 1,6 GW (82 % der vorgehaltenen Leistung). Im Wochenmittel lag die PRL bei 150 EUR/MW (KW9 - 80 EUR/MW). Die vierte Zeitscheibe am Freitag markierte mit 340 EUR/MW das Wochenmaximum. Da weiterhin kein Ende des Krieges in der Ukraine in Sicht war, nahmen Sorgen um eine weitere Reduktion von Exporten russischer Kraftwerkskohle zu. Dadurch erreichte der Frontmonat Kohle am Montag bei knapp 500 USD/Tonne einen neuen Höchststand. Zu Wochenbeginn stieg der Frontmonat Gas auf ein neues Rekordhoch von 345 EUR/MWh.
08.03.22	Strommarktanalyse KW 9 - Residuallast: In der Wochenmitte mussten regelbare Kraftwerke bis zu 65 GW bereitstellen. Am Wochenende fiel die Residuallast nicht unter 25 GW. Die ohnehin schon hohen Spot-Preise verdoppelten sich in KW9 im Vergleich zur Vorwoche. Grund für den extremen Anstieg waren neben der hohen Residuallast die Preissteigerungen an den Rohstoffmärkten. Die durchschnittlichen Arbeitspreise der positiven MRL lagen im Wochenmittel bei 28.000 EUR/MWh (KW8 - 19.000 EUR/MWh), die positive SRL mittelte bei 6.000 EUR/MWh (KW8 - 3.000 EUR/MWh). Die Arbeitspreise der negativen Regelenergieprodukte verdreifachten sich. Die negative MRL mittelte bei ?10.000 EUR/MWh (KW8 - 3.000 EUR/MWh). Der größte russische Kohleproduzent Suek erklärte aufrund des Krieges Force Majeur und hob damit seine Lieferverpflichtungen auf. Das ohnehin schon knappe Spot?Angebot an Kohle in Europa, wo 70% der Importe von Kraftwerkskohle aus Russland stammen, ging dadurch in KW9 nochmals deutlich zurück. Der Frontmonat Kohle stieg deshalb im Wochenverlauf auf ein Rekordhoch von 425 USD/Tonne was im Wochenvergleich einem Zuwachs um 120% (!) entsprach. Trotz weiterhin stabiler Zuflüsse aus Russland verdoppelte sich der Preis für Gas. Russland liefert 40 % der europäischen Gasimporte. Russland deckt etwa 25 % der europäischen Importe von Ölprodukten. Cal23 Base schloss am Freitag bei 169 EUR/MWh und damit 16% höher als eine Woche zuvor. Die weiteren Base Frontjahre zogen weniger stark an. Q2 2022 Base stieg um 97 % auf 406 EUR/MWh. Das erste Peak Frontquartal beendete die Handelswoche mit einem Plus von 85% bei 435 EUR/MWh. Die weiteren Frontquartale zogen um 50 - 80% an.
08.03.22	Strommarktanalyse KW 8 -  In einer windigen KW8 lag der Anteil der Erneuerbaren an der Stromerzeugung in Deutschland bei 60 %. Residuallast: Nur am Montagmorgen mussten regelbare Kraftwerke weniger als 10 GW bereitstellen. Das Wochenmaximum der Residuallast lag bei 55 GW. Zu Beginn der Woche fielen die Kohle-Speicherstände in nordwesteuropäischen Häfen auf den niedrigsten Stand der letzten zehn Jahre.
22.02.22	Strommarktanalyse KW 7 - Drei Orkantiefs hoben die wöchentliche Windeinspeisung auf einen neuen Rekordwert. Nach Angaben des Fraunhofer ISE lag die wöchentliche Einspeisung bei 6,24 TWh und damit so hoch wie noch nie. Auch die Windleistung stellte mit knapp 49 GW am Sonntagabend einen neuen Rekord auf. Nur in der ersten Wochenhälfte mussten regelbare Kraftwerke zwischenzeitlich mehr als 40 GW bereitstellen. In der zweiten Wochenhälfte fiel die Residuallast mehrfach unter 10 GW. Der Dienstag war mit einem Base - DayAhead Tagesdurchschnitt - von 155 EUR/MWh dennoch sehr hoch bepreist. Vor einem Jahr hätte eine ähnlich niedrige Residuallast für einen negativen Base sorgen können.
22.02.22	Strommarktanalyse KW 6 - Nach der windigen KW5 ging das Winddargebot trotz eines Wochenmaximums von 42 GW im Wochenvergleich leicht zurück. Dennoch blieb die Windeinspeisung auf einem hohen Niveau. Nur in der Wochenmitte mussten regelbare Kraftwerke mehr als 50 GW bereitstellen. Am Montagmorgen und am Sonntag fiel die Residuallast unter 10 GW.
08.02.22	Strommarktanalyse KW 5 - Die wöchentliche Windeinspeisung stieg in KW5 auf den höchsten Wert seit knapp zwei Jahren. Das Winddargebot stieg im Wochenmaximum am Dienstagnachmittag auf 47 GW. Die Residuallast ging deshalb stark zurück. Regelbare Kraftwerke mussten kaum mehr als 50 GW bereitstellen. In der Nacht von Dienstag auf Mittwoch und am Wochenende fiel die Residuallast unter 10 GW. Die Speicherstände von Kohle in den nordwesteuropäischen Häfen sind auf einem Sechs-Jahres-Tief. Aussichten auf mildes und windiges Wetter im Februar.
06.02.22	Strommarktanalyse KW 4 - Sturmtief Nadia trieb das Winddargebot am Samstagabend auf ein Wochenmaximum von 46 GW. Der Anteil der Erneuerbaren am deutschen Strommix lag in KW4 bei 51%. Die Residuallast stieg zu Wochenbeginn noch über 60 GW. Am Sonntag lag die Residuallast 14 Stunden unter 10 GW. Der Dienstag war mit einem Base - dem DayAhead Tagesdurchschnitt - von 300 EUR/MWh der teuerste Tag der Woche. Da die Erneuerbaren an diesem Tag hinter der Prognose zurückblieben, stieg der Intraday in der Spitze auf 680 EUR/MWh. Sein Minimum erreichte der Base am Sonntag bei 55 EUR/MWh. Day Ahead und stündlicher Intraday fielen am letzten Tag der Woche bis auf 0 EUR/MWh. Die positive MRL lag im Wochendurchschnitt bei 18.000 EUR/MWh (KW3 - 9.000 EUR/MWh). Die Kohle-Speicherstände in den nordwesteuropäischen Häfen sanken auf das niedrigste Niveau seit 10 Monaten. Neben kälteren Temperaturen Ende Januar und einem ungeplanten Ausfall norwegischer Gasinfrastruktur trieben vor allem die zunehmenden Spannungen zwischen Russland und der Ukraine den Gas Frontmonat in die Höhe.
25.01.22	Strommarktanalyse KW 3 - Mit einem Wochenmaximum von 41 GW stieg die Windeinspeisung im Vergleich zur Vorwoche deutlich an. Am Dienstag, als das Winddargebot unter 10 GW fiel, stieg die Residuallast über 60 GW.Am 11. Januar kippte der Bundesgerichtshof die Preisobergrenze von 9.999 EUR/MWh am Regelarbeitsmarkt. Die neue Regulierung machte sich sofort bemerkbar. Die mengengewichteten Durchschnittspreise der positiven MRL stiegen im Wochendurchschnitt auf 8.800 EUR/MWh (KW2 - 2.700 EUR/MWh), die positive SRL mittelte bei 2.800 EUR/MWh (KW2 - 1.800 EUR/MWh). Auch bei den negativen Regelenergieprodukten waren deutliche Preissteigerungen zu sehen. Die Durchschnittspreise der negativen MRL stiegen auf ein Wochenmittel von -5.900 EUR/MWh (KW2 - 1.700 EUR/MWh), die negative SRL erreichte ein Durchschnittswert von -700 EUR/MWh (KW2 - 200 EUR/MWh). Der Gaspreis für Februar sinkt, da es milde Temperaturprognosen für die erste Hälfte des Februars gibt. Ein europäischer Speicherstand von 43%, niedrige Zuflüsse aus Russland und Norwegen sowie Spannungen zwischen Russland und der Ukraine sorgten dafür, dass die Verluste am Gas?Markt nicht noch höher ausfielen. Der Brent Crude Frontmonat erreichte mit 89 USD/Barrel in KW3 den höchsten Stand seit Oktober 2014.
24.01.22	Largest-Ever Power Cuts Hit Turkey’s Industrial Production - The government has imposed three days of power outages a week in the country’s hundreds of organized industrial zones. More than half of the country’s electricity is produced in gas-powered plants, and the disruptions of flow come at a critical time, as Turkey struggles to cover the surging cost of gas imports with a badly weakened lira. Turkey had 1.2 billion cubic meters of gas in storage as of Jan. 18, 42% less than a year earlier, according to Energy Exchange Istanbul data. This is the first time that Turkish industrial companies have experienced power outages of this magnitude.
23.01.22	French Nuclear Giant’s Fall Risks Energy Security for All Europe - The long decline of Electricite de France SA isn’t only a political crisis for the government in Paris, it’s a growing economic threat for much of Europe. The giant nuclear operator, once a source of national pride and reliable low-cost electricity, has become a nightmare for investors and an increasingly wobbly pillar of regional energy security. Technical problems at some of its largest reactors mean EDF is set to produce the smallest amount of atomic power in three decades, slashing France’s exports to neighboring countries.
20.01.22	⏰ Die Gaskrise eskaliert weiter!
20.01.22	? Sicherheitsrelevante Schäden im Sicherheits-Einspeisesystem französischer Kernkraftwerke. Zum jetzigen Zeitpunkt kann nicht ausgeschlossen werden, dass weitere Anlagen dieses Typs kurzfristig untersucht werden müssen. In Frankreich werden insgesamt zwölf dieser Blöcke an fünf Standorten betrieben. ??
18.01.22	Strommarktanalyse KW 2 - Der maximale Abruf positiver SRL lag in der zweiten Zeitscheibe am Montag bei 1,8 GW (88% der vorgehaltenen Leistung). Prognosen milder Temperaturen reduzieren das Risiko einer Gasknappheit in den kommenden Wochen.
14.01.22	Zehn der 56 französischen Atomreaktoren sind derzeit aus verschiedenen Gründen außer Betrieb. Das Abschalten der Reaktoren führte dazu, dass die Atomkraftwerke im Januar nur noch zwischen 43 und 51 Gigawatt statt 60 Gigawatt produzierten.
11.01.22	Kernkraftwerk Isar 2 nach Reparatur wieder am Netz- Das Kernkraftwerk Isar 2 wurde am Abend des 10. Januar 2022 nach der Reparatur eines Regelventils im Speisewassersystem wieder angefahren und mit dem Stromnetz verbunden.
11.01.22	Strommarktanalyse KW 1 - Ein Rückgang der Windeinspeisung und niedrige Temperaturen sorgten für eine hohe Residuallast vor Weihnachten. In der letzten Kalenderwoche des Jahres ging die Last dann wie gewohnt stark zurück, die Temperaturen stiegen wieder und auch das Winddargebot zog deutlich an. Letzteres dominierte auch in KW1 2022 den deutschen Strommix. Residuallast: Das Wochenminimum lag am frühen Montagmorgen bei 7 GW, das Maximum am Donnerstagnachmittag bei 53 GW. Aufgrund der hohen Residuallast stieg der Base - der Tagesdurchschnitt des DayAhead - vor Weihnachten mit 432 EUR/MWh auf ein neues Rekordhoch. 10 Tage später, als ein hohes Windangebot auf eine niedrige Stromnachfrage traf, sank der Base auf 12 EUR/MWh - den niedrigsten Stand seit August 2021. Aufgrund kalter Temperaturen und eines ungewissen Ausblicks auf 2022 zogen die Preise der Brennstoffe und CO2?Zertifikate vor Weihnachten stark an. Indonesien, der weltweit größte Exporteur von Kraftwerkskohle, stoppte in KW1 sämtliche Kohle?Exporte. Grund waren kritische Speicherstände bei den inländischen Kohlekraftwerken. Vor diesem Hintergrund legte der Februarkontrakt Kohle im Wochenverlauf 19 % zu und stand am Freitag bei 132,25 USD/Tonne. Sehr niedrige Zuflüsse aus Russland und ein ungeplanter Ausfall an norwegischer Gasinfrastruktur gaben dem Frontmonat Gas in der vergangenen Woche auftrieb. Die Zuflüsse über die durch Polen verlaufende Pipeline lagen in KW1 bei Null, die Zuflüsse über die Ukraine lagen 70% niedriger als einen Monat zuvor. Der Füllstand europäischer Gasspeicher sank dadurch auf 55%.
09.01.22	Kernkraftwerk Isar 2 wegen Störung heruntergefahren - Im Atomkraftwerk Isar 2 im Kreis Landshut ist ein Leck an einem Ventil im Inneren der Anlage entdeckt worden. Der Meiler wurde vom Netz genommen. Jetzt wird der Schaden genauer inspiziert. Damit fehlen weiter 1,4 GW gesicherte Leistung ??
09.01.22	Frankreich wirft die Kohlekraftwerke an - Die französische Regierung sorgt sich um die Stromversorgung. Deshalb will sie die Betriebsdauer alter Kohlekraftwerke erhöhen. Das geplante Hochfahren der beiden letzten französischen Kohlekraftwerke erfolgt mit Blick auf die drohenden Engpässe. | Die Reaktoren in Civaux sollen Ende März und Ende April wieder in Betrieb gehen. Für die Reaktoren in Chooz war die Wiederinbetriebnahme bislang für Ende Januar geplant.
02.01.22	FRA/RTE: Wachsamkeit bei der Stromversorgung für den Monat Januar erhöht - die europäische Energiekrise hat sich mit einem anhaltenden Anstieg der Gaspreise verschärft. Verschärft wurde diese Situation in Frankreich durch Phasen schwacher Windstromerzeugung in den letzten Monaten, vor allem aber durch die gleichzeitige Nichtverfügbarkeit vieler Kernreaktoren. Die Gesamtverfügbarkeit der Flotte liegt damit seit mehreren Wochen unter historischen Mindestwerten und insbesondere im vergangenen Jahr. Unter diesen Bedingungen befindet sich Frankreich seit November häufig in einer Stromimport-Situation, obwohl es traditionell ein Exporteur ist. Sehr hohe Importe nahe der maximalen technischen Kapazitäten wurden beispielsweise am 20., 21. und 22. Dezember 2021 verzeichnet. Die prognostizierte Verfügbarkeit der französischen Nuklearflotte wird von RTE nun für den größten Teil des Januars in einem Bereich zwischen 43 und 51 GW bewertet: Dies ist der niedrigste Wert, der zu dieser Jahreszeit jemals für die Nuklearflotte erreicht wurde. Die bisherige Diagnose zeigt, dass bei einem Kälteeinbruch (in der Größenordnung von 4 °C unter dem Normalwert) der Rückgriff auf „post-market“-Mittel (Unterbrechung industrieller Großverbraucher, Spannungseinbruch in Verteilnetzen) wahrscheinlich wäre. Oder eine Situation mit sehr geringer Windproduktion auf der europäischen Platte, und fast sicher, wenn diese beiden Faktoren zusammentreffen. Als letztes Mittel bleibt der gezielte Lastabwurf von Konsumenten (maximal 2 aufeinanderfolgende Stunden), auf die RTE bei schwierigen Wetterbedingungen (mehrtägiger Kälteeinbruch bei Windstille in Frankreich und Nachbarländern) oder darüber hinaus möglicherweise zurückgreifen muss. Basierend auf der jüngsten Prognose für Januar erscheint das Auftreten solcher Wetterepisoden (insbesondere eines schweren Kälteeinbruchs) für den Monatsanfang sehr unwahrscheinlich und für den Rest des Monats unwahrscheinlich (allerdings mit einem höheren Maß an Unsicherheit).
30.12.21	Die drei Kernkraftwerke Brokdorf, Grohnde und Gundremmingen C werden heute Nacht (30. auf 31.12.2021) abgeschaltet. Damit gehen 4.050 MW vom Netz.
25.12.21	Atomkraft-Flaute in Frankreich – Schweizer bangen um Stromversorgung - 15 der insgesamt 56 Atomreaktoren in Frankreich waren in den vergangenen Tagen wegen Wartungsarbeiten oder Pannen abgeschaltet.
24.12.21	Europe’s Energy Crisis Deepens as Kosovo Rolls Out Power Cuts - Europe is getting a taste of how bad this winter’s energy crisis could get as Kosovo starts cutting electricity supplies to most of its 2 million people. The Balkan country, one of Europe’s poorest nations, will introduce rolling two-hour blackouts for most consumers from Thursday, electricity distributor KEDS said in statement. The challenges come after Serbia was forced to cut electricity to some consumers two weeks ago and Britain’s network operator earlier this month issued its first supply warning of the winter. Europe’s energy crunch is worsening as soaring gas and power prices force industries to curb output and trigger the collapse of suppliers. That was before Electricite de France SA said it was halting reactors accounting for 10% of the nation’s nuclear capacity. Germany is also set to close almost half of its nuclear power capacity before the end of the year, putting further strain on European grids. Kosovo’s power system is “overloaded,” according to utility KEDS, which called for “maximum energy savings.”
21.12.21	Western Balkan Countries Struggle to Keep Lights On - As a number of Western Balkans countries face severe energy crises, in the midst of winter, consumers are crossing fingers that their lights and heating will be kept on. After 136,000 users lost their electricity supply and 2,000 transformer stations stopped functioning on Tuesday, a state of emergency was proclaimed in nine municipalities.
18.12.21	Frankreich schaltet leistungsstärkste Atomkraftwerke ab - Am Samstag wurde das französische Kernkraftwerk Chooz für knapp fünf Wochen vollständig vom Netz genommen. Schon am Donnerstag hatte der staatliche Betreiber EDF einem der beiden Blöcke den Stecker gezogen, die an der Grenze zu Belgien stehen und mit je 1450 Megawatt zu den vier leistungsstärksten Reaktoren in Frankreich zählen. In beiden Anlagen sollen die Bauteile nun ausgetauscht werden, teilte EDF diese Woche mit – was den Stillstand der beiden Reaktoren mit ebenfalls je 1450 Megawatt Leistung bis Ende März und Ende April verlängert. Dabei sollte ursprünglich zumindest Civaux 2 kommende Woche wieder ans Netz gehen. Unterm Strich steht ein ungeplanter Ausfall von fast 6000 Megawatt Leistung. Die Pandemie beeinflusse weiter die Wartungspläne. Ein besonderes Risiko sieht RTE im Januar und Februar.
14.12.21	Strommarktanalyse KW 49 - Aufgrund des Rückgangs beim Winddargebot legte die Residuallast zu. An mehreren Tagen mussten regelbare Kraftwerke mehr als 60 GW bereitstellen. Am Mittwoch, als die Windkraft ihren Höhepunkt erreichte, sank die Residuallast auf ihr Wochenminimum von 18 GW. Die hohen Gas-Preise sicherten die Wirtschaftlichkeit der Kohleverstromung. Die CO2?Zertifikate setzten ihre Rekordjagd fort und handelten am Mittwoch erstmals über 90 EUR/Tonne. Ausfälle in einem norwegischen Gasfeld ließen die kumulierten Gas?Zuflüsse nach Mitteleuropa auf den niedrigsten Stand seit einem Monat sinken. Der schwelende Konflikt zwischen Russland und der Ukraine ließ zudem Sorgen aufkommen, dass auch die Zuflüsse aus Russland perspektivisch in Gefahr geraten könnten. Gestützt wurde der Januarkontrakt Gas außerdem durch Prognosen unterdurchschnittlicher Temperaturen in Deutschland ab Ende Dezember bis Mitte Januar. Diese Faktoren ließen den Frontmonat Gas um 18 % auf 106 EUR/MWh steigen.
08.12.21	ad-hoc-ticker - Information about possible restrictions for Gersteinwerk I ond Kl: In order to supply the units, only interruptible capacity is available in the gas transmission system. Accordingly, the gas transmission system operator is allowed to interrupt the gas supply on the basis of its general terms and conditions. Due to the increased risk of an interruption during this winter, RWE cannot guarantee the availability. If concrete information is available, RWE will publish the unavailability occordingly.
07.12.21	Strommarktanalyse KW 48 - Mit einer Verdopplung der wöchentlichen Einspeisung und einem neuen Jahreshöchstwert von 47 GW dominierten die Windmüller in KW48 den deutschen Strommix. Residuallast: An den windreichen Tagen mussten regelbare Kraftwerke kaum über 40 GW bereitstellen. Das Wochenmaximum lag am Montag bei 63 GW. Der Montag war am teuersten. Sowohl der stündliche DayAhead als auch der stündliche Intraday stiegen an diesem Tag auf 400 EUR/MWh. Am niedrigsten lag der Base mit 91 EUR/MWh am Mittwoch. Am Dienstagabend, als die Windeinspeisung mehrere GW hinter der Prognose zurückblieb, kam es mit 1,8 GW (88% der vorgehaltenen Leistung) zum stärksten Abruf positiver SRL in KW48. Kurz darauf folgte mit gut 500 MW der maximale Abruf der positiven MRL. Die russischen Exporte blieben hinter den Erwartungen zurück. Das stärkte die Sorge um eine Gasknappheit in diesem Winter. In KW48 gingen die europäischen Speicherstände laut Gas Infrastructure Europe um 3% auf 67% zurück. Vor einem Jahr wurde der Speicherstand bei 87% angegeben.
05.12.21	Netzbetrieblicher Quartalskurzbericht Q1-3 2021 - Die maximal aufgetretenen Werte des Import-Export-Saldos der Regelzone APG [380-, 220- und 110-kV-Ebene] betrugen in QI-3/2021 in Exportrichtung 4.484 MW und in Importrichtung 5.173 MW. Die Engpassmanagement-Kosten für APG betrugen bis zum Ende von QI-3/2021 ca. 85,0 Mio. €. Alle EPM-Abrufe von APG [inklusive EPV] in der Regelzone APG bis zum Ende von Q3/2021 verursachten Kosten in der Höhe von ca. 165,2 Mio. €. Diese Kosten wurden zum Teil weiterverrechnet, da sie durch externe TSOs aufgrund von externen Engpässen angefordert wurden.
30.11.21	APG: Österreich mit Rekordimport für Oktober (1.493 GWh): Saisonaler Rückgang bei erneuerbarer Stromproduktion – erneut leichter Verbrauchsanstieg –  Seit September Importland – Oktober-Importrekord von 2018 um 4,3% übertroffen. „Redispatching“ bereits an 191 Tagen. Waren es in den Jahren 2013 bis 2020 durchschnittlich rund 170 Tage bis Ende Oktober, so liegen wir im Jahr 2021 um rund 12 Prozent darüber.
30.11.21	Strommarktanalyse KW 47 - Residuallast: Die Tagesspitzen lagen zwischen 50-60 GW. Auch am Wochenende lagen die Spot-Preise um 200 EUR/MWh und damit sehr hoch. Wie schon in der Vorwoche ging es bei den Commodities für Kohle, CO2 und Gas bergauf. Niedrige Temperaturen in KW47 und Prognosen unterdurchschnittlicher Temperaturen in den kommenden zwei Wochen sorgten für eine robuste Nachfrage nach Kohle. Die CO2-Zertifikate stiegen am vergangenen Montag erstmals über 70 EUR/Tonne und erreichten am Donnerstag bei 74,39 EUR/Tonne ein neues Rekordhoch. Bei kühlen Temperaturen und hohem Heizbedarf gingen die Gas-Speicherstände der EU im Wochenvergleich um 3% zurück.
23.11.21	Eon-Chef Leonhard Birnbaum warnt vor Engpässen im Stromnetz und Cyberattacken - "Aber jetzt sind wir einfach an der Leistungsgrenze“, „Die Gefahr durch Cyberattacken sollten wir sehr ernst nehmen“ ?? Der Energiemanager sieht wegen der Engpässe zwar keine Gefahr für flächendeckende Blackouts. Sollte es nicht genug Strom geben, könnte Eon aber gezwungen sein „Verbraucher vom Netz zu trennen“ – sogar ganze Städte. Anders gesagt: es kommt zu Stromausfällen.
23.11.21	Strommarktanalyse KW 46 - Herbstliche Witterung ließ die PV auf den niedrigsten Wochenwert seit Anfang Januar diesen Jahres sinken. Zu Wochenbeginn mussten regelbare Kraftwerke noch mehr als 60 GW bereitstellen. Nord Stream 2?Pipeline: Ein Operationsstart in diesem Winter wird immer unwahrscheinlicher.
19.11.21	Stresstest ahead - am Freitag, dem 26. November, soll es um 5 bis 10 Grad niedrigere Temperaturen als im Durchschnitt geben. Hinzu kommt eine Windflaute. Die Folge: Der Gasverbrauch zur Beheizung von Gebäuden und zum Ausgleich der mangelnden Produktion von Windkraftanlagen wird richtig explodieren. Dies wird die Krise, die wir in Bezug auf die Gas- und Strompreise erleben, noch verstärken. Der Gaspreis hat gerade die Marke von 100 Euro/MWh überschritten. Vor der Covid-Krise war dieser noch bei 18 Euro/MWh. Mehr als 500 % Steigerung in zwei Jahren.
16.11.21	Strommarktanalyse KW 45 - Nach drei starken Wochen ging das Winddargebot in KW45 deutlich zurück. Die Residuallast stieg auf den höchsten Stand seit Mitte April. Mit Ausnahme des Sonntags mussten regelbare Kraftwerke täglich mehr als 50 GW bereitstellen, das Wochenmaximum lag am Mittwoch bei 69 GW. Am zurückliegenden Montag, an dem Gazprom nach Anweisung des russischen Präsidenten Putin mit der Befüllung europäischer Speicher beginnen sollte, blieben die Gaszuflüsse zunächst unverändert. An den folgenden Tagen kam Gazprom jedoch Putins Anordnung nach, am Freitag lagen die Zuflüsse etwa 20% höher als zu Wochenbeginn. Ausfälle an norwegischer Gas-Infrastruktur, die kühlen Temperaturprognosen und Drohungen seitens Belarus, Zuflüsse durch die Yamal-Pipeline zu stoppen, ließen jedoch keine Entspannung am Markt für Gas zu.
12.11.21	Versorgungssicherheit in Belgien gerät in Gefahr - Bis 2025 sollen alle Atomkraftwerke in Belgien vom Netz genommen werden. Doch ob es tatsächlich so kommt, ist offen, weil die Versorgungssicherheit nicht gewährleistet ist. Sie soll durch den Bau von zwei bis drei großen Gaskraftwerken erreicht werden. Doch zwei Anlagen sind bereits im Genehmigungsverfahren gescheitert. Laufzeitverlängerung Atomkraftwerk: Alle Investitionen, die nötig wären, um die Anlagen über 2025 hinaus zu betreiben, seien bereits gestoppt worden. Das sei unumkehrbar. 38,3 % des belgischen Stroms kamen 2020 aus Kern-, 39,2 % aus Erdgaskraftwerken. Die belgische Regierung will den Bau und Betrieb der Erdgaskraftwerke massiv subventionieren. Die Europäische Kommission hat das Vorhaben abgesegnet, weil sie den Bau der Kraftwerke für unabdingbar hält, wenn das belgische Stromnetz nicht zusammenbrechen soll. Da Europas Netze eng zusammenhängen, wären die Folgen auch für die Nachbarn fatal.
09.11.21	Strommarktanalyse KW 44 -  Während der Windflaute stieg die Residuallast über 60 GW - so viel mussten regelbare Kraftwerke zuletzt Anfang Oktober bereitstellen. Am Sonntag sank die Residuallast bis auf 7 GW. Der Dienstag war mit einem Base - DayAhead Tagesdurchschnitt - von 204 EUR/MWh der teuerste Tag seit dem Rekordhoch Anfang Oktober. Am Wochenende fiel der Base wieder unter 100 EUR/MWh. Negativpreise blieben trotz der niedrigen Residuallast aus, der stündliche DayAhead lag im Minimum bei 1 EUR/MWh. Als die Residuallast in der Nacht auf Sonntag unter 10 GW lag und regelbare Kraftwerke kaum noch negative Regelleistung vorhalten konnten, stieg der Durchschnittspreis der negativen MRL bis 104 EUR/MW. Die negative SRL verzeichnete ihr Wochenmaximum zeitgleich bei 230 EUR/MW. Gastspeicher: historisch niedrigen Speicherständen von 75 % (wobei Gazprom?Speicher besonders wenig befüllt)
04.11.21	French nuclear plant outages and restarts - France has 62,380 megawatts (MW) of nuclear generation capacity provided by 57 reactors, data from power grid operator RTE shows. Reuters estimates 18,300 MW, or about 29.3 % of that capacity is offline. That puts online availability at 44,080 MW, or 70.7 %.
02.11.21	Strommarktanalyse KW 43 - Die Residuallast stieg leicht an, lag jedoch nur in der ersten Wochenhälfte über 50 GW. Der stündliche Intraday stieg hingegen am Mittwoch am höchsten, als die Windkraft für mehrere Stunden hinter der Prognose zurückblieb.
27.10.21	Strommarktanalyse KW 42 - Die wöchentliche Windeinspeisung konnte sich im Vergleich zur Vorwoche nahezu verdoppeln. Nur am Montag mussten regelbare Kraftwerke zwischenzeitlich mehr 50 GW bereitstellen. An den weiteren Tagen sank die Residuallast täglich unter 20 GW, ihr Wochenminimum erreichte sie am Donnerstag bei 12 GW.
24.10.21	⏰ Winter Crisis Raises Prospect of Energy Blockades in Europe - Cold weather could spur governments to halt energy flows - Europe’s heading into winter facing an unprecedented energy squeeze - More than once this winter, the Irish grid operator has shut interconnectors that send wind power to mainland Britain. Ireland has said its shortages are so severe that it could be at risk of blackouts. Germany faces the worst risk of disruption this winter because it uses a lot of energy and its storage is quite empty.
19.10.21	Strommarktanalyse KW 41 - Trotz des erhöhten Winddargebots stieg auch die wöchentliche Residuallast - ein Grund dafür waren sinkende Temperaturen, die den Wärmebedarf unterstützten. Die Tagesspitzen der Residuallast lagen um 50 GW. Am Freitagmorgen, als die Windkraft ihren Höhepunkt erreichte, mussten regelbare Kraftwerke lediglich 21 GW bereitstellen. Die durchschnittlichen Leistungspreise der Regelenergieprodukte zogen in KW41 deutlich an. Ein Grund dafür war eine gestiegen Nichtverfügbarkeit von Wasserkraftwerken in der Wochenmitte, was den Wettbewerb am Regelleistungsmarkt reduzierte. Die Angst vor einer Angebotskrise im Winter zog die Kurse an den Brennstoff- und CO2?Märkten in KW41 wieder nach oben. Das Kohle-Importvolumen der Volksrepublik China lag im September etwa 75 % höher als ein Jahr zuvor. Angesichts von historisch niedrigen europäischen Speicherständen (77 %) kam damit die Angst um eine Gas-Knappheit im Winter zurück.
17.10.21	⏰ Das Risiko, dass eine Strommangellage eintritt, ist groß, das Schadenspotential für die Schweiz ebenso. Umso wichtiger ist es, dass Unternehmen vorausschauend Überlegungen anstellen, wie sie mit einer Strommangellage umgehen würden und welche Maßnahmen sie vorsorglich treffen können. Hier sind alle Informationen für Stromgroßverbraucher zusammengestellt: Informationsbroschüre für Großverbraucher
12.10.21	Strommarktanalyse KW 40 - Am Donnerstag fiel das Winddargebot für zwölf Stunden unter 1 GW. Residuallast: Am Donnerstag mussten regelbare Kraftwerke bis zu 65 GW bereitstellen. Nur am Samstagmittag, als die PV ihr Maximum erreichte, sank die Residuallast unter 20 GW. Am Donnerstag, als die Residuallast besonders hoch war, erreichte der Baseload mit 303 EUR/MWh den höchsten Stand seit mindestens 20 Jahren.
08.10.21	⏰ Greater risk of blackouts this winter, National Grid warns - Britain faces a greater risk of blackouts this winter after a fire knocked out a cable importing electricity from France.
06.10.21	Strommarktanalyse KW 39 - Residuallast: zu Wochenbeginn mussten regelbare Kraftwerke noch mehr als 50 GW bereitstellen. In der zweiten Wochenhälfte sank die Residuallast täglich unter 20 GW, am Sonntag lag das Wochenminimum bei 7 GW. Trotz der gesunkenen Residuallast hielten die Spot-Preise das extrem hohe Niveau der Vorwochen. Grund dafür waren unter anderem die deutlichen Preisanstiege der ohnehin schon sehr teuren Brennstoffe. Als der stündliche DayAhead um 0 EUR/MWh lag, fuhren viele Kraftwerke auf Minimallast und konnten somit keine negative Regelenergie anbieten. Der reduzierte Wettbewerb ließ die Durchschnittspreise der negativen MRL auf 210 EUR/MW steigen, die negative SRL erreichte ihr Maximum bei 410 EUR/MW. Die hohe Windeinspeisung und technische Fehler führten am Sonntag zu einem Markt Decoupling. In KW39 breitete sich die Angst vor einer Brennstoffknappheit im Winter weiter aus. Diese Nervosität spiegelte sich in drastischen Zuwächsen an den Brennstoff und CO2-Märkten wider. Der Frontmonat Kohle erreichte am Freitag den höchsten Stand seit mindestens 15 Jahren. Niedrige Temperaturprognosen für Russland schürten Ängste, Gazprom könnte der Versorgung des heimischen Markts in den kommenden Wochen Vorrang gewähren.
04.10.21	Erstes deutsches Kraftwerk muss Betrieb wegen Kohlemangel einstellen - In Nordrhein-Westfalen musste am Wochenende ein Kohlekraftwerk abgeschaltet werden, weil keine Kohle mehr verfügbar war. Wann der Betrieb wiederaufgenommen werden kann, ist nicht absehbar. Unterdessen explodieren die Strompreise. Beobachter verweisen inzwischen verstärkt darauf, dass es in Deutschland und Europa im Falle eines kalten Winters zu ernsten Versorgungsengpässen bei Energie, Strom und Heizwärme kommen könnte, weil die Lagerbestände für Erdgas ungewöhnlich niedrig sind.
28.09.21	Strommarktanalyse KW 38 - Die Windkraft konnte in KW38 kräftig zulegen. Das Wochenmaximum lag am Donnerstag bei 35 GW - so hoch wie zuletzt Ende Mai. Residuallast: Dank der erstarkten Erneuerbaren gab die Residuallast nach siebenwöchigem Aufwärtstrend erstmals wieder nach. Dennoch mussten regelbare Kraftwerke auch am Wochenende noch über 50 GW bereitstellen. Am Donnerstag, als die Windkraft ihren Höhepunkt erreichte, sank die Residuallast auf ihr Wochenmimimum von 13 GW. Am Donnerstag, als die Windkraft die Residuallast unter 15 GW reduzierte, sank der stündliche DayAhead auf 0 EUR/MWh. Der Baseload rutschte deshalb auf 73 EUR/MWh - den niedrigsten Stand seit Mitte August. Die Brennstoff- und CO2-Kurse gingen in KW38 wieder auf Rekordjagd. Eine starke Nachfrage aus dem Stromsektor, eingeschränkte Exportkapazitäten in Russland und niedrige Speicherstände in Europa ließen den Frontmonat Kohle auf einen neuen Höchststand seit September 2008 steigen. Für die kommenden Monate wird jedoch mit einer Entspannung der Situation gerechnet, die weiteren Frontmonate sind deshalb deutlich niedriger bewertet. Die hohen Gas-Preise machten sich in den vergangenen Tagen immer deutlicher bemerkbar: Einige Düngemittelfabriken drosselten ihre Produktion, fünf britische Gasanbieter meldeten Insolvenz an. Trotz der angespannten Situation buchte Gazprom wiederholt keine zusätzlichen Transitkapazitäten durch die Ukraine.
21.09.21	Strommarktanalyse KW 37 - Residuallast: Spitzenwerte bei knapp 60 GW, auch am Wochenende mussten regelbare Kraftwerke mehr als 40 GW bereitstellen. Am Mittwoch stand der Baseload -Preis mit 168 EUR/MWh so hoch wie zuletzt im Juli 2006. Auch am lastschwächeren Sonntag lag der Baseload mit 94 EUR/MWh außergewöhnlich hoch. Zu Wochenbeginn ließen einige Kraftwerksausfälle die Preise am Intraday noch stärker anziehen. Sein Wochenmaximum erreichte der stündliche Intraday am Dienstagabend bei 270 EUR/MWh. Die Durchschnittspreise der Erbringung einer MWh positiver MRL stiegen auf bis zu 6.000 EUR/MWh, die positive SRL erreichte 4.500 EUR/MWh.Weitere Preissteigerungen für den Winter: Q4 2021 Base lag zu Handelsschluss mit einem Plus von 15% bei 140 EUR/MWh. Während Q1 2022 Base ebenso stark zulegte, gab das dritte Base Frontquartal leicht nach. Ebenso entwickelten sich die Peak Frontquartale, wobei Q4 2021 Peak um 14% auf 162 EUR/MWh stieg. Oktober 2021 Base stand am Freitag bei 134 EUR/MWh und damit 12% über dem Schlusskurs der Vorwoche. Die weiteren Base Frontmonate legten noch stärker zu ? Dezember 2021 Base war mit einem Plus von 17% der Gewinner der Woche. Die Peak Frontmonate verfolgten einen ähnlichen Verlauf: Q4 2021 Base verzeichnete ein Plus von 13% und stieg auf 154 EUR/MWh, die weiteren Peak Frontmonate legten noch stärker zu.
14.09.21	Strommarktanalyse KW 36 - Die wöchentliche Windeinspeisung fiel hingegen auf den niedrigsten Stand des Jahres - nur in KW25 lag der Wert ebenso tief. Unter der Woche mussten regelbare Kraftwerke täglich über 50 GW bereitstellen. Am Sonntagmittag, bei gewohnt schwacher Nachfrage und kräftiger PV-Einspeisung, fiel die Residuallast auf das Wochenminimum von 16 GW. Am Freitag erreichte der Baseload mit 138 EUR/MWh den höchsten Stand seit Dezember 2007 (damals lag der Baseload bei 159 EUR/MWh). Der stündliche Intraday stieg am Donnerstagabend auf ein Wochenmaximum von 259 EUR/MWh. Ausgelöst wurde die Preisspitze unter anderem durch eine Windeinspeisung, die hinter der Prognose zurückblieb, während die Nachfrage die Prognose überstieg.An den Brennstoffmärkten ging es für Kohle und Gas weiter steil bergauf. CO? und Brent Crude schlossen auf ähnlichem Niveau wie eine Woche zuvor. Wie in der Vorwoche sorgten eine schwache Windeinspeisung und der extreme Gas?Preis für eine hohe Kohleverstromung. Die daraus resultierende hohe Nachfrage nach Kohle stieß nach wie vor auf ein vermindertes Angebot. Der Frontmonat Gas erreichte in KW36 täglich neue Rekordstände. Niedrige Zuflüsse aus Norwegen, Russland und Algerien (nach Italien) sorgten zu Wochenbeginn für ein bullishes Umfeld. Zusätzlich sorgte der weiterhin niedrige europäische Speicherstand von knapp 70 % (vs. 92 % vor einem Jahr) für Verunsicherung.
12.09.21	Teurer Winter steht bevor, da die Strompreise in Europa steigen- Ein Rekordlauf bei den Energiepreisen, der die europäischen Stromkosten auf mehrjährige Höchststände getrieben hat, wird voraussichtlich nicht vor Jahresende nachlassen, was auf eine teure Winterheizsaison für die Verbraucher hindeutet. Mit Blick auf das vierte Quartal und den Beginn des Winters ziehen sowohl die Sofort- als auch die Terminpreise aufgrund der knappen Angebotsfundamentaldaten an Stärke, während Vorhersagen für kühles und trockenes Wetter auf eine anhaltende Nachfrage und ein geringes Wasserkraftangebot hindeuten.Die größte Unbekannte ist die Gasverbindung Nord Stream 2 (NS 2) von Russland nach Deutschland, die 2021 in Betrieb gehen und die knappen europäischen Gasbestände erhöhen könnte.Mit rund 70 % gefüllt sind die Gasvorräte nach einem schwachen Importjahr, in dem asiatische Käufer Flüssigerdgas (LNG) kauften und in dem sich die europäische Industrie schneller als erwartet von der reduzierten Nachfrage aufgrund der COVID-19-Krise erholte, niedriger als üblich. Letztes Jahr um diese Zeit lagen die Lagerbestände bei 93%. Die europäischen Kraftwerkskohlepreise für die Stromerzeugung befinden sich auf 12-Jahres-Höchstständen und auf 13-Jahres-Höchstständen in Asien. Die Analysten von ICIS Energy sagten, dass die Winderzeugung in Deutschland in den nächsten zwei Wochen im Durchschnitt nur 5 Gigawatt (GW) pro Tag betragen wird, verglichen mit einem Durchschnitt von über 10 GW in den drei vorangegangenen Septembers. Das ist nur ein Zehntel der möglichen Summe.
12.09.21	"Langsame Energiewende: Erst 120 Kilometer neue Stromleitungen 2021" - "Von den rund 12.234 Kilometern, die die zuständige Bundesnetzagentur für die Energiewende veranschlagt, sind nach den neuesten Zahlen aus dem Wirtschaftsministerium nur 1.739 Kilometer komplett fertiggestellt. Bei mehr als 3.400 Kilometern der geplanten Leitungen läuft noch nicht einmal ein Genehmigungsverfahren. Hauptgründe für das langsame Vorankommen sind komplizierte bürokratische Auflagen und Verfahren sowie Bürgerinitiativen, die den Bau neuer Leitungen in ihrem Umfeld zu verzögern versuchen – und damit auch oft Erfolg haben. Die Bundesregierung musste bestehende Planungen teils wieder über den Haufen werden.Laut Antwort des Bundeswirtschaftsministeriums auf eine Frage des Bundestagsabgeordneten Oliver Krischer sind im laufenden Jahr erst rund 120 Kilometer der neuen Höchstspannungsleitungen gebaut worden, die im Rahmen des Bundesbedarfsplans (BBPlG) und des Energieleitungsausbaugesetzes (EnLAG) für die Energiewende vorgesehen sind. 2020 waren insgesamt immerhin etwa 341 Kilometer gebaut worden. 2019 waren es rund 203 Kilometer, 2018 gut 171 Kilometer. Die Erweiterung der Stromnetze gilt als zentraler Baustein der Energiewende. Denn das Energiesystem wird dezentraler, es gibt in ihm immer mehr schwankende Stromquellen und immer mehr Einspeisepunkte. Hinzu kommt, dass eine beträchtliche Menge Ökostrom durch Windparks auf dem Meer erzeugt wird – und diese Elektrizität erst in den industriereichen Süden transportiert werden muss."Anmerkung: Monitoringbericht BNetzA; "Das Energiesystem wird immer dezentraler... dafür müssen immer mehr Leitungen gebaut werden" ?? "beträchtliche Mengen Offshore" ... zwischen 0! und max. 10% ... Speicher? Fehlanzeige! Die großen Leitungen hätten bis 2022, bis zum endgültigen Atomausstieg, fertig sein sollen/müssen. Erst gestern wieder meinte jemand zu mir, dass er das nicht glauben kann, was ich da erzähle ... dass niemand sonst das sieht und bemängelt. Habe ich ein Verständnisproblem?
11.09.21	Around 17:30 CEST today, the Nemo BE-UK Inter Connector to the UK tripped (~ 1.000 MW -> GB 49,71 Hz!). Cable capacity came back around 2230h. As the flow is usually direction UK from BE, the BE system currently carries a massive excess power, whereas the UK side must feel it the other way around... The UK power market reached unprecedented high levels earlier this week, lifting up BE prices as well (although implicitly). Must be quite a heavy nut to crack for them... There are some things in life you cannot foresee... . Nemo goes offline for maintenance next week. NEMO Trip with ROCOF almost reaching 0.1Hz/s in GB. Big effect in BE driving the system long and sending prices to -€274/MWh. A limited effect in GB as the system was already quite long.
10.09.21	Das AKW Neckarwestheim 2 der @EnBW wurde am 17.08.2021 wegen einer Störung im Umspannwerk Grossgartach innerhalb von zwei Stunden von 1294 MW bis auf Null heruntergefahren - und später wieder hoch. TransnetBW: Wir hatten eine Störung im Umspannwerk Großgartach. Die Kolleginnen und Kollegen unseres Anlagenbetriebs haben es zusammen mit unserer Systemführung aber schnell beheben können.
09.09.21	Strommarktanalyse KW 35 - Nur zu Wochenbeginn lag die Windeinspeisung über 10 GW. Residuallast: Unter der Woche mussten regelbare Kraftwerke bis zu 57 GW bereitstellen. Getrieben von der hohen Residuallast und weiter steigenden Rohstoffpreisen setzten die Spot-Preise ihren Höhenflug fort.Am Donnerstag erreichte der Baseload mit 118 EUR/MWh den höchsten Stand seit Oktober 2008. An den Brennstoff- und CO2-Märkten ging es in KW35 weiter bergauf: Kohle, CO2 und Gas setzten ihre Höhenflüge fort. Die niedrige Windeinspeisung und der weiter steigende Gas-Preis erhöhten die Nachfrage nach Kohle in Deutschland. Zusätzlich steigerte Indien seine Kaufambitionen, da die Speicherstände ungewöhnlich tief gesunken waren. Auf der anderen Seite verringerten reduzierte Schienenkapazitäten in Russland und Sturmschäden am Golf von Mexiko das globale Angebot. In diesem Umfeld stieg der Oktoberkontrakt Kohle um 12% auf 162 USD/Tonne - ein neues 13-Jahreshoch (siehe auch die Strompreisentwicklung weiter unten).
02.09.21	Strom-Mangel – „Blackout wird wahrscheinlicher“ - Wenn man die stündliche Stromerzeugung aller Kraftwerke von 2019 nimmt, und dort die gesicherte Leistung abzieht, die bis Ende 2022 vom Netz gehen soll, dann haben wir bei Flaute in 2980 der 8760 Stunden eine Unterdeckung, selbst wenn wir annehmen, dass alle vorhandenen Erdgaskraftwerke mit Volllast betrieben werden. Die Netzbetreiber weisen in ihrem „Bericht zur Leistungsbilanz“ für 2022 bereits einen Importbedarf von 7200 Megawatt für den Fall einer Engpass-Situation aus. So einfach ist das aber nicht. Frankreich zum Beispiel hat viele Elektroheizungen und braucht den Strom im Winter selbst. Dänemark hat viel Windenergie und wird bei Flaute genauso im Energiemangel sein wie Deutschland. Natürlich ist ein Blackout wahrscheinlicher geworden. ... wir gefährden unsere Versorgungssicherheit durch Maßnahmen, die dem Klimaschutz nichts bringen.
29.08.21	Ausbau von Meeres-Windparks steht still - In der deutschen Nord- und Ostsee liegt der Ausbau der Offshore-Parks brach. Dabei wird grüner Strom dringend benötigt. Aber etliche deutsche Firmen sind pleite, und viel Knowhow ist abgewandert. Um einen Windpark im Meer zu planen und zu bauen, sind sehr lange Vorlaufzeiten nötig. Offshore-Wind kann man "nicht einfach an- und ausknipsen". Zwar hat die Bundesregierung das Ziel formuliert, bis zum Jahr 2040 im Meer 40 Gigawatt Windstromleistung zu installieren. In den kommenden Jahren wird an der Küste trotzdem wenig passieren. Bis die ganze Produktions- und Lieferkette wieder angeschoben ist, dauert es vier bis fünf Jahre.
24.08.21	Strommarktanalyse KW 33 - Dank einer windigen ersten Wochenhälfte verdoppelte sich die wöchentliche Windeinspeisung im Vergleich zur Vorwoche und stieg auf den höchsten Stand seit Anfang Mai. Das Wochenmaximum lag am Dienstagmorgen bei 34 GW. Die Residuallast sank am frühen Dienstagmorgen, als die Windkraft ihren Höhepunkt erreichte, unter 10 GW. Im weiteren Wochenverlauf stieg die Residuallast jedoch wieder auf das Niveau der Vorwoche, konventionelle Kraftwerke mussten bis zu 53 GW bereitstellen.
21.08.21	Der Kohleausstieg schreitet mit großen Schritten voran - Insgesamt wurden in den Stilllegungsausschreibungen bereits 8,4 GW an Steinkohlekraftwerken und Braunkohle-Kleinanlagen bezuschlagt und gehen im Zeitraum von 2020 bis 2022 aus dem Markt. Zusammen mit den aktuell bereits im Bau befindlichen Kohle-Ersatzprojekten auf Basis des Kraft-Wärme-Kopplungsgesetzes (KWKG) summiert sich die stillzulegende Kohlekraftwerkskapazität derzeit bis Ende 2022 sogar auf 9,9 GW. Damit wird ein wesentlicher Teil des Kohleausstiegs bereits in den ersten Jahren geschafft.
21.08.21	"Es wäre unseriös, ein Blackout für Kärnten auszuschließen" - Kärnten-Netz-Geschäftsführer Michael Marketz sprach mit 5 Minuten über die Versorgungssicherheit in Kärnten. Dabei rückte vor allem das Thema „Blackout“ in den Fokus. Es wäre unseriös, ein Blackout für Kärnten auszuschließen. Wir sind aber diesbezüglich sehr gut aufgestellt, weil wir Vorbereitungsmaßnahmen treffen. In Kärnten verfügen wir unter anderem über sogenannte schwarzstartfähige Kraftwerke in der Fragant. Diese und die Erkenntnisse aus unseren vielen Übungen ermöglichen es uns Kärnten innerhalb eines Tages wieder mit Strom versorgen. Unter anderem machen wir alle drei Jahre Netzwiederaufbauübungen und schicken unser Leitstellenpersonal zu Simulator-Tests nach Deutschland. Dort können europaweite Blackouts simuliert werden. Viel Training und eine gute Zusammenarbeit mit den Einsatzorganisationen. Wir stehen unter anderem in engem Austausch mit dem Katastrophenschutz des Landes, den Bezirkshauptleuten und den Behörden. Auch mit diesen machen wir regelmäßig gemeinsame Übungen, so dass wir im Fall der Fälle sofort einsatzbereit sind.
21.08.21	Die Herausforderung des grünen Stroms - Erneuerbare Energien sollen künftig Deutschlands Strombedarf decken. Doch für diese neue Welt sind die Weichen noch nicht gestellt: Denn heute müssen regelmäßig Windräder und Solar-Anlagen abgeschaltet werden.
17.08.21	Strommarktanalyse KW 32 - Nach verhältnismäßig niedrigen Werten zu Wochenbeginn stieg die Residuallast in der Wochenmitte - als die Windkraft unter 5 GW lag - wieder über 50 GW. Am Wochenende, als starke Erneuerbare auf eine gewohnt schwache Last trafen, mussten steuerbare Kraftwerke zwischenzeitlich nur 5 GW bereitstellen. Die Spot-Preise stiegen in KW32 nochmals über das ohnehin schon sehr hohe Niveau der Vorwoche. Gründe dafür waren die Windflaute in der Wochenmitte und die sehr hohen Preise an den Märkten für fossile Brennstoffe. Teuerster Tag der Woche war der Donnerstag, als der Baseload bei knapp 107 EUR/MWh lag - lediglich 2 EUR/MWh unter dem 13?Jahres?Hoch aus KW27. Da die Temperaturen am Samstagabend unerwartet hoch blieben und die Windeinspeisung hinter der Prognose zurückblieb, koppelte sich der Intraday vom DayAhead ab und stieg über 150 EUR/MWh. Der maximale Abruf positiver SRL lag zeitgleich bei 1,9 GW, was 86% der vorgehaltenen Leistung entsprach.
16.08.21	Grundsteinlegung für neues Gaskraftwerk "Irsching 6" - "Airbag im Energie-System": Diese Anlage soll ausschließlich als Sicherheits-Puffer für die Stromversorgung dienen und in Notsituationen einspringen. Es habe 300 Megawatt Leistung, werde von "Uniper" gebaut sowie später auch betrieben. Die Anlage wird nicht dem Markt zur Verfügung stehen, sondern nur in Notsituationen kurzfristig einspringen, wenn die System-Sicherheit gefährdet sei. "Uniper" hatte Ende 2018 den Zuschlag für Bau und Betrieb erhalten. Die Inbetriebnahme von Block 6 sei für Herbst 2022 geplant.
16.08.21	Industriebetriebe kurzzeitig vom Stromnetz genommen - Am Samstag, 14. August, mussten die Netzbetreiber ab 19.49 Uhr „sofort abschaltbare Lasten“ (SOL) zur Netzstabilisierung einsetzen, woraufhin vier Industrieanlagen vom Netz genommen wurden, darunter die Aluminiumhütte von Trimet in Essen. Elf Minuten später ging der Abwurf von Großverbrauchern quer durch die Republik weiter. Nun wurden zusätzlich mehrere der „schnell abschaltbaren Lasten“ (SNL) auf Geheiß der Netzbetreiber von der Stromversorgung abgeklemmt, um Erzeugung und Nachfrage ins Lot zu bringen. Bei ihnen gibt es eine Vorlaufzeit von einigen Minuten, während die SOL innerhalb von 350 Millisekunden vom Netz gehen. Die Abwürfe dauerten bis 21 Uhr. Anmerkung: Grundsätzlich handelte es sich um ein vorgesehenes Verfahren, auch wenn es sich in letzter Konsequenz um einen Lastabwurf handelt. Zu den bisherigen Eingriffen siehe die Daten auf www.regelleistung.net.
10.08.21	Strommarktanalyse KW 31 - Die Residuallast stieg im Wochenvergleich leicht an. Am Dienstag und Mittwoch mussten konventionelle Kraftwerke mehr als 50 GW einspeisen. Am Sonntagmittag sank die Residuallast unter 10 GW. Der Mittwoch war mit 98 EUR/MWh am teuersten. Am Sonntag, als die Residuallast ihr Wochenminimum erreichte, lag der Baseload hingegen nur noch bei knapp 6 EUR/MWh - so tief lag der Baseload zuletzt Ende Mai. Das Minimum wurde zwischen 14-15 Uhr bei ?63 EUR/MWh erreicht.
02.08.21	In Griechenland wurden Kohlekraftwerke, die stillgelegt werden sollten, wieder in Betrieb genommen, um das nationale Stromnetz zu stabilisieren.
24.07.21	???? Erneut eine Großstörung im europäischen Verbundsystem mit einer Netzauftrennung zwischen Spanien und Frankreich.
20.07.21	Hochwasserschäden An Netzen, Kraftwerken Und Im Tagebau - Die Hochwasserkatastrophe in Teilen Deutschlands hat die Energieversorgung teils massiv beeinträchtigt. So musste RWE die Kohleförderung im Tagebau Inden in Nordrhein-Westfalen stoppen. Im benachbarten Kraftwerk Weisweiler läuft die Stromerzeugung mit reduzierter Leistung. Wann sich der Betrieb wieder normalisieren kann, sei noch nicht absehbar. Außerdem meldet der Stromkonzern Ausfälle an den Laufwasserkraftwerken in der Eifel, an Mosel, Saar und Ruhr. Hier habe das Hochwasser fast alle Anlagen außer Betrieb gesetzt. Zum aktuellen Zeitpunkt schätzt RWE die Summe der Schäden auf einen Betrag im mittleren zweistelligen Millionenbereich. Verteilnetz: viele Ortsnetzstationen müssen ersetzt werden; Gasversorgung in Teilen auf Wochen und Monate eingeschränkt
17.07.21	Flut in NRW: Massive Probleme bei Kohlekraftwerk Weisweiler- Die Stromerzeugung des Kraftwerks Weisweiler laufe aber weiterhin mit reduzierter Kraft. Ziel sei, Ende kommender Woche wieder Kohle zu fördern. Es sei aber noch unklar, wann der Tagebau und die Stromerzeugung wieder in vollem Umfang arbeiten könnten. Auch RWE-Laufwasserkraftwerke in der Eifel, an Mosel, Saar und Ruhr kämpfen demnach mit den Folgen des Hochwassers. Sie seien zurzeit außer Betrieb. Nur zwei Anlagen seien in Betrieb. In den Tagebauen Garzweiler und Hambach sei die Lage dagegen stabil. Die Kraftwerke Niederaußem und Neurath produzieren unverändert Strom.
15.07.21	Ausfall zahlreicher Kraftwerke aufgrund der Unwetterlage in Nordrhein-Westfallen
15.07.21	Der Atomreaktor Doel 2 ist vorsorglich abgeschaltet worden. Es gebe Hinweise auf ein Leck, teilte die belgische Atomaufsichtsbehörde FANC mit. Das potenzielle Leck sei in einem nicht nuklearen Teil der Anlage entdeckt worden, hieß es. Es sei ein deutlich höherer Verbrauch von Wasserstoff festgestellt worden, was auf ein Leck hindeute. Daher sei der Reaktor als Vorbeugung abgeschaltet worden.
14.07.21	Strommarktanalyse KW 27 -  Unter der Woche lagen die Tagesspitzen bei der Residuallast meist über 50 GW. Auch am Wochenende sank die Residuallast nicht unter 20 GW. Aufgrund der relativ hohen Residuallast und der Rekordpreise an den Brennstoff- und CO2?Märkten zogen die Spotmarkt-Preise weiter an. Unter der Woche schwankte der Baseload um 95 EUR/MWh. Am Donnerstag handelte der stündliche DayAhead bei bis zu 150 EUR/MWh. Dadurch stieg der Baseload auf 109 EUR/MWh - so hoch wie zuletzt im Oktober 2008. Wie schon in der Vorwoche blieb der Baseload auch am Wochenende mit 80 EUR/MWh sehr teuer. Siehe auch weiter unten Strompreise - Rekordstrompreise.
08.07.21	RWE Steinkohlekraftwerke in Hamm und Ibbenbüren gehen endgültig vom Netz - In der Nacht vom 7. auf den 8. Juli lief die Bereitschaftsphase für die beiden letzten Steinkohlekraftwerke von RWE in Deutschland ab. An den Standorten Westfalen in Hamm und Ibbenbüren gehen die letzten Blöcke endgültig vom Netz. Damit endet für RWE die Ära der Stromproduktion aus Steinkohle in Deutschland. Im Dezember 2020 hatte RWE Generation bei der ersten bundesweiten Stilllegungsauktion für Steinkohlekraftwerke Zuschläge sowohl für den 800-Megawatt-Block E des Kraftwerks Westfalen als auch für den 800-Megawatt-Block B des Kraftwerks Ibbenbüren erhalten. Seit Januar dieses Jahres durfte RWE deshalb keinen Strom mehr aus diesen Anlagen vermarkten. Im Rahmen der vorgeschriebenen sechsmonatigen Bereitschaftsphase ging das Kraftwerk Westfalen auf Anforderung des Übertragungsnetzbetreibers aus Gründen der Versorgungssicherheit noch 13 mal ans Netz. Nun endet auch diese Phase, und ab dem 8. Juli darf an beiden Standorten keine Kohle mehr verfeuert werden. Der Standort Westfalen wird weiter einen wichtigen Beitrag zur Energiewende leisten: Die Bundesnetzagentur hat das Kraftwerk als systemrelevant eingestuft. Deshalb wird der Generator von Block E zum rotierenden Phasenschieber umgerüstet und so genannte Blindleistung zur Spannungshaltung erzeugen – eine wichtige Dienstleistung zur Stabilisierung des Stromnetzes. In den nächsten 18 Monaten folgen weitere Blöcke, sodass Ende 2022 eine Kraftwerkskapazität von 2,8 Gigawatt stillgelegt sein wird.
06.07.21	Strommarktanalyse KW 26 - Unter der Wochen lagen die Tagesspitzen (Residuallast) bei 50 GW. Auch am Wochenende mussten konventionelle Kraftwerke zwischenzeitlich mehr als 40 GW einspeisen. Der Baseload lag unter der Woche um 90 EUR/MWh und erreichte mit 97 EUR/MWh am Freitag ein neues Vier-Jahres-Hoch. Der stündliche Intraday erreichte das Wochenmaximum am Dienstagabend bei knapp 200 EUR/MWh, nachdem die PV?Einspeisung zur Mittagszeit etwa 3 GW hinter der Prognose zurückgeblieben war. Am Wochenende blieb der Baseload über 80 EUR/MWh und damit ungewöhnlich hoch. Der maximale Abruf positiver SRL lag in der fünften Zeitscheibe am Montag bei gut 1,8 GW (85% der vorgehaltenen Leistung).
06.07.21	Das Schweizer Stromnetz ist völlig ungenügend gegen Cyberangriffe geschützt - Die Schweizer Strombranche ist ein leichtes Ziel für Angriffe über das Internet. Eine Umfrage zeigt erstmals, dass die Unternehmen im Schnitt nicht einmal über einen minimalen Schutz verfügen. Konkret erreichen die Elektrizitätsunternehmen auf einer Skala von 0 bis 4 im Schnitt kaum den Wert 1. Dieser entspricht einem rudimentären Grundschutz vor Cyberangriffen.
29.06.21	Strommarktanalyse KW 25 - Nur am Montag lag die Windkraft über 10 GW, danach stiegen die Einspeisewerte kaum noch über 5 GW. Die Residuallast blieb deshalb in der Wochenmitte für 72 Stunden über 40 GW. Auch am Wochenende mussten thermische Kraftwerke zwischenzeitlich über 40 GW einspeisen. Am Donnerstag erreichte der Baseload mit 95 EUR/MWh den höchsten Stand seit Januar 2017 (damals stieg der Baseload auf 102 EUR/MWh).
27.06.21	E-Autos: Wissenschaftler sehen Klima-Rechenfehler - Die Bundesregierung will bis 2030 nicht nur 10 Millionen Elektroautos auf der Straße haben, sondern auch Industrie und Heizung rasch umstellen. In 6000 von den 8760 Stunden im Jahr werde es neben Ökostrom auch mehr Strom aus fossilen Kraftwerken brauchen. Das habe die Politik in ihren Debatten und Rechnungen aber übersehen, auf jeden Fall nicht mitgerechnet. Dann könnten die realen CO-2-Emmission viel höher sein als von der Politik veranschlagt - in der Summe sogar doppelt so hoch.
22.06.21	Strommarktanalyse KW 24 - Die Residuallast stieg unter der Woche wieder täglich über 50 GW. Am Sonntag sank der Bedarf an elektrischer Energie aus konventionellen Kraftwerken unter 10 GW. Am Mittwoch stieg der Baseload mit 85 EUR/MWh auf den höchsten Stand seit Januar 2019.
15.06.21	Strommarktanalyse KW 23 - Unter der Woche stieg die Residuallast täglich über 50 GW. Am Wochenende mussten konventionelle Kraftwerke aufgrund des stärkeren Windangebots deutlich weniger Strom einspeisen. Am Samstag sank die Residuallast zwischenzeitlich unter 1 GW, am Sonntag lag das Minimum bei knapp 5 GW.
08.06.21	Strommarktanalyse KW 22 - Täglich mussten konventionelle Kraftwerke mehr als 40 GW bereitstellen, unter 20 GW sank die Residuallast hingegen in KW22 nicht. Die Windeinspeisung blieb die meiste Zeit hinter der Prognose zurück. Maximale Abruf positiver SRL: 1,7 GW lag (80% der vorgehaltenen Leistung)
07.06.21	Situation in Österreich (APG) - Die Tendenz des Anstiegs beim Strompreis seit Anfang des Jahres hat sich auch im April fortgesetzt. Mit einem monatlichen Preis von 60 Euro pro Megawattstunde (€/MWh) liegt man 228 Prozent über dem Vergleichswert aus dem Vorjahr. Auch beim wöchentlichen Strompreis ist eine deutliche Preiserhöhung gegenüber April 2020 von 15.55 €/MWh auf 63,02 €/MWh erkennbar. „Hauptgründe für den enormen und anhaltenden Anstieg des Strompreises sind, dass der April deutlich kälter war, als im Vorjahr. Außerdem befindet sich der CO2 Preis auf einem Rekordstand und die Fossilen waren im letzten Vergleichsjahr um einiges günstiger“. Damit die Stromversorgung auch dann funktioniert, wenn es eng wird, ergreift APG mittlerweile fast täglich die Sicherheitsmaßnahme Redispatch (RD). „Durch gezielte Eingriffe in den Einsatz von thermischen und hydraulischen Kraftwerken kann APG hohen Leitungsbelastungen kontrolliert entgegenwirken, sodass die sichere Stromversorgung stets gegeben ist“, sagt Christiner. Bis Ende April war bereits an 89 Tagen ein Eingriff in das Netz notwendig. Verglichen mit dem Vergleichszeitraum aus den Vorjahren ist das ein Tag mehr als 2020 und ganze 21 Tage mehr als noch 2019 notwendig waren. Den Stromkunden haben österreichweit fehlende oder noch in Bau befindliche Stromleitungen wie z.B. in Salzburg heuer bereits rund 30 Millionen Euro gekostet. Der aktuelle Beschluss der europäischen Union, die Treibhausgasemissionen bis 2030 um 55 Prozent zu reduzieren, sowie die Installierung der mit dem EAG geplanten Erneuerbaren würden diese Tendenz weiter beschleunigen.
03.06.21	"Im Falle des Kraftwerksblocks 9 in Walsum hatte Amprion die Einstufung als systemrelevant beantragt, die BNetzA hatte diesem Antrag jedoch entgegen der bisherigen Praxis nicht stattgegeben." ????? www.steag.com
03.06.21	Partielle Sonnenfinsternis am 10. Juni - Die Übertragungsnetzbetreiber haben sich in den vergangenen Monaten intensiv auf die Sonnenfinsternis vorbereitet. Laut ihren Berechnungen wird die Erzeugung aus Solaranlagen um maximal 4,2 Gigawatt absinken.
02.06.21	Strommarktanalyse KW 21 - An einem sonnigen sowie windigen Pfingstmontag deckten die fluktuierenden Erneuerbaren nahezu 100% des deutschen Strombedarfs. Nach dem niedrigen Wert am Pfingstmontag stieg die Residuallast im Wochenverlauf auf bis zu 50 GW. Erst am sonnigen Sonntag fiel der Bedarf an elektrischer Energie aus konventionellen Kraftwerken zwischenzeitlich wieder unter 10 GW.
28.05.21	Amprion warnt vor Engpass bei gesicherter Leistung - Der Stromverbrauch in Deutschland ist 2020 coronabedingt auf den niedrigsten Wert seit 1999 gefallen. Die erneuerbaren Energien lieferten fast jede zweite Kilowattstunde. 2020 - 298 Stunden mit negativen Strompreisen - Die Notwendigkeit steigender Importe sei jedoch ebenfalls unübersehbar. 2025 rechnet der Netzbetreiber damit, dass die „kontrollierbare Erzeugung“ (Kohle, Gas, Biomasse, Wasser) die Spitzenlast unterschreitet. Die Engpässe im Netz von Amprion haben im letzten Jahr trotz des Verbrauchsrückgangs zugenommen. Scheiterten 2019 nur 8 % der Geschäfte im Stromhandel (einschließlich grenzüberschreitender Transaktionen), weil keine Leitung zur Verfügung stand, waren es im letzten Jahr 14 %.
28.05.21	Stromabkommen - Wie weiter nach dem Verhandlungsabbruch beim Rahmenabkommen? Swissgrid geht davon aus, dass die Intensität der Herausforderungen für die Netzsicherheit bis 2025 stark zunehmen wird.
26.05.21	Strommarktanalyse KW 20 - Die Residuallast stieg nur in der Wochenmitte über 50 GW. Am Pfingstwochenende sank sie aufgrund des Sturmtiefs für mehrere Stunden unter 10 GW. Der Donnerstag war mit einem Baseload von knapp 78 EUR/MWh der teuerste Tag seit Mitte Februar. Am Samstag lag der Baseload sogar mit 7 EUR/MWh im Minus. Der stündliche DayAhead stand an diesem Tag 14 Stunden ununterbrochen im negativen Bereich und fiel dabei bis auf ?69 EUR/MWh. Am Sonntag lag der Baseload wieder mit 21 EUR/MWh im Plus, da der DayAhead nur noch für vier Stunden ins Negative rutschte.
24.05.21	Der Kohleausstieg beschleunigt sich schon jetzt - Offiziell soll der letzte Kohlemeiler 2038 vom Netz. Tatsächlich dürfte es viel schneller gehen – auch dank des neuen Klimaschutzgesetzes. Am Markt lässt sich die Dynamik bereits beobachten. Momentan sind sechs Kohlemeiler mit einer Leistung von 2930 Megawatt saisonal eingemottet. All das lässt eine gewisse Torschlusspanik vermuten. Wer kann, so scheint es, nimmt schon jetzt Reißaus. Das aber könnte bald zum Problem werden. Wenn die Kohlemeiler schneller wegfallen, dürfte Deutschland übergangsweise mehr Gaskraftwerke brauchen. Wer aber soll die bauen, wenn sich die Stromproduktion mit ihnen nur ein paar Jahre rechnet? Eine alternative Lösung wäre, immer mehr Kohlekraftwerke in die sogenannte Netzreserve zu stopfen – und die Versorger dafür zu entlohnen. Statt eines Kohleausstiegs hätte man dann eine fossile Zombie-Apokalypse mit zahlreichen untoten Meilern. Der Trick mit der Netzreserve ist schon jetzt der bevorzugte Weg, um die politischen Versäumnisse der Energiewende zu kompensieren: Schon jetzt fehlen Stromleitungen, um stets den kompletten Ökostrom aus dem windreichen Norden in den Industrie-reicheren Süden zu transportieren. Gerade erst wurde bekannt, dass eine der Haupttrassen von Schleswig-Holstein nach Süddeutschland, »Südlink« genannt, wohl erst 2028 fertig wird, zwei Jahre später als geplant. Bei der deutschen Energiewende läuft also schon jetzt vieles nicht mehr synchron. Und der beschleunigte Kohleausstieg verschärft diese Problematik.
18.05.21	Strommarktanalyse KW 19 - Aufgrund der relativ schwachen Windkraft zog die Residuallast trotz des Feiertags im Vergleich zur Vorwoche leicht an. In der ersten Wochenhälfte mussten konventionelle Kraftwerke mehrfach mehr als 50 GW bereitstellen.
17.05.21	POL ⏰: Ausfall des polnischen Kraftwerkes Be?chatów mit Frequenzeinbruch auf 49,84 Hertz.
11.05.21	Strommarktanalyse KW 18 - Starke Erneuerbare drückten die Residuallast in KW18 mehrfach unter 10 GW. Am Wochenende deckte die PV mit Mittagspeaks um 30 GW mehr als die Hälfte des deutschen Strombedarfs. Dadurch mussten konventionelle Kraftwerke nur am Donnerstag, als Sturm Eugen abflachte, mehr als 55 GW einspeisen. Am Sonntag lag der DayAhead acht Stunden ununterbrochen im Minus, wodurch die sechs-Stunden-Regel griff. Das Minimum wurde zwischen 14?15 Uhr bei ?66 EUR/MWh erreicht. Die durchschnittlichen Leistungspreise der positiven Regelenergie verdoppelten sich im Vergleich zur Vorwoche, was unter anderem in einer eingeschränkten Kraftwerksverfügbarkeit begründet lag.
28.04.21	Steigende Kosten durch Engpässe im Netz - Der Aufwand, um das Stromnetz in Deutschland stabil zu halten, bleiben unverändert hoch. Die Entschädigungen für abgeregelten Ökostrom sind dabei nur wenig höher als die Kosten für das Redispatch konventioneller Kraftwerke. Noteingriffe zur Stabilisierung der Stromversorgung in Deutschland haben auch im vergangenen Jahr einen Milliardenbetrag gekostet. Für Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen fielen rund 1,4 Milliarden Euro an.Das waren etwa 100 Millionen Euro mehr als 2019. Die Kosten werden über die Netzentgelte auf den Strompreis umgelegt und landen am Ende beim Verbraucher. Im vergangenen Jahr konnten insgesamt gut 6.100 Gigawattstunden Strom aus erneuerbaren Energien nicht genutzt werden. Das waren etwa 3 Prozent der gesamten erneuerbaren Erzeugung in Deutschland. Die Betreiber der Anlagen, vor allem Windräder in Schleswig-Holstein und Niedersachsen sowie in der Nord- und Ostsee, erhielten dafür Entschädigungen von insgesamt 761 Millionen Euro. 2019 hatten diese Kosten bei 710 Millionen und 2018 bei rund 635 Millionen Euro gelegen.  Für Einspeisereduzierungen und -erhöhungen konventioneller Kraftwerke, das sogenannt Redispatch, sowie das Bereithalten von Reservekraftwerken fielen 2020 gut 637 Millionen Euro an Kosten an. 2019 waren die Kosten mit 570 Millionen und 2018 noch mit 841 Millionen Euro zu Buche geschlagen.
27.04.21	Stromerzeugung und Stromhandel im März 2021 - Im Vergleich zum Vorjahresmonat ist der Stromverbrauch um 1,0 Prozent und die Stromerzeugung um 3,1 Prozent gestiegen. Mit 47,16 Euro/MWh war der durchschnittliche Großhandelspreis mehr als doppelt so hoch wie im Vorjahr.
26.04.21	Bericht zur Netz- und Systemsicherheit für das Q4 und Gesamtjahr 2020 - Das gesamte Maßnahmenvolumen für Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen ist im Vergleich zum Vorjahreszeitraum deutlich um 46 % gestiegen, insbesondere der Bedarf an strombedingten Redispatchmaßnahmen. Die absoluten Reduzierungen von Strom aus Erneuerbaren Energien im Rahmen des EinsMan lagen im vierten Quartal bei 1.359 GWh und sind im Vergleich zum entsprechenden Vorjahreszeitraum um rund zwölf Prozent gesunken (Q4 2019 - 1.539 GWh). Die von den Netzbetreibern geschätzten EinsMan-Entschädigungsansprüche der Anlagenbetreiber beliefen sich im vierten Quartal 2020 auf rund 181,1 Mio. Euro (Q4 2019 - 167,4 Mio. Euro). Die höheren Entschädigungsansprüche im Vergleich zum Vorjahreszeitraum ergeben sich aus der vermehrten Reduzierung von Offshore-Windenergieanlagen. Im Rahmen des Redispatchprozesses wurden Einspeisereduzierungen und -erhöhungen (inkl. Countertradingmaßnahmen) in Höhe von rund 4.982 GWh (2.489 GWh Einspeisereduzierungen und 2.493 GWh Einspeiseerhöhungen) von konventionellen Markt- und Netzreservekraftwerken angefordert. Die Anforderungen zur Leistungsveränderung von Kraftwerken lagen damit im vierten Quartal 2020 rund 80 Prozent über denen des Vorjahresquartals (Q4 2019 - "2.787 GWh).Im Vergleich zum Vorjahr erhöhte sich die Gesamtmenge, besonders stark erhöhte sich das Volumen der grenzüberschreitenden Maßnahmen (Q4 2020 - "3.573 GWh; Q4 2019 - 1.300 GWh). Der Anstieg lässt sich größtenteils auf die bilaterale Vereinbarung zwischen Deutschland und Dänemark zurückführen. Diese sieht Mindesthandelskapazitäten für die Grenze zwischen Dänemark-West und Deutschland sowie eine Zusammenarbeit der Übertragungsnetzbetreiber bei Countertrading-Maßnahmen vor.Die vorläufigen Einsatzkosten für Redispatchmaßnahmen mit Markt- und Reservekraftwerken und für Countertradingmaßnahmen lagen im dritten Quartal 2020 bei rund 146,6 Mio. Euro und somit rund 50 Prozent über dem Vorjahresniveau (Q3 2019 - 86,7 Mio. Euro).Netzreservekraftwerke wurden an 40 Tagen mit rund 157 GWh eingesetzt.
20.04.21	Strommarktanalyse KW 15 - Unter der Woche stieg die Residuallast deutlich über 50 GW. ährend der stündliche DayAhead am Montagmorgen bei 100 EUR/MWh handelte, erreichte der stündliche Intraday ein Wochenmaximum von 222 EUR/MWh. Grund dafür war die Windeinspeisung, die knapp hinter der Prognose zurückblieb, was sich bei dem ohnehin schon knappen Angebot in starken Preisaufschlägen widerspiegelte. Durch ein verringertes Angebot an Regelleistung aus Wasserkraftwerken reduzierte sich die angebotene Leistung in der Regelleistungsauktion. Durchschnittliche MRL-Leistungspreise von bis zu 3.800 EUR/MW am Donnerstag ließen sich dennoch nicht fundamental erklären. Die Mondpreise wirkten daher mehr wie eine Demonstration von Marktmacht.
13.04.21	Strommarktanalyse KW 14 - An einem windigen Ostermontag deckten die fluktuierenden Erneuerbaren zwischenzeitlich fast den gesamten Strombedarf der Bundesrepublik. Auch an den folgenden Tagen blieb die Windeinspeisung über 20 GW, erst am Wochenende gab das Dargebot deutlich nach. Nur am Freitagabend mussten konventionelle Kraftwerke mehr als 50 GW einspeisen. Aufgrund der sehr niedrigen Residuallast lag der stündliche DayAhead am Ostermontag während 17 Stunden ununterbrochen im Minus.  Der DayAhead erreichte das Tagesminimum zwischen 14-15 Uhr bei ?53 EUR/MWh. Der stärkste Abruf positiver SRL lag kurz zuvor bei 2 GW, was 96% der vorgehaltenen Leistung entsprach.
13.04.21	Strommarktanalyse KW 13 - Die Windkraft zeigte sich mit einem Dargebot zwischen 1 GW am Mittwochmittag und 28 GW am Montagmorgen volatil. Während der Windflaute am Dienstag und Mittwoch mussten konventionelle Kraftwerke noch bis zu 60 GW einspeisen.
11.04.21	Deutschland: Auszüge aus dem Bericht des deutschen Bundesrechnungshofs zur "Umsetzung der Energiewende im Hinblick auf die Versorgungssicherheit und Bezahlbarkeit bei Elektrizita?t" vom 30. März 2021 Die Annahmen des BMWi für die Bewertung der Dimension Versorgungssicherheit am Strommarkt sind zum Teil unrealistisch oder durch aktuelle politische und wirtschaftliche Entwicklungen überholt. Aufgrund der Abweichung des beschlossenen Kohleausstiegspfads zur bisherigen Planung ist ab 2022 mit einer Lücke von bis zu 4,5 GW gesicherter Leistung wegen des Kohleausstiegs zu rechnen. Eine Betrachtung von Szenarien, in denen mehrere absehbare Risiken gleichzeitig auftreten, hat das BMWi abgelehnt. Eine solche „Stapelung“ von Risiken sei nach dem Stand der Fachdiskussion zum Monitoring der Versorgungssicherheit am Strommarkt nicht sinnvoll. In Bezug auf die Netzreserve weist das BMWi darauf hin, dass der notwendige Netzreservebedarf von 10,6 GW für den Winter 2022/2023 noch ohne Berücksichtigung der Empfehlungen der Kohlekommission ermittelt worden sei. Nach Einschätzung des Bundesrechnungshofs kommen die im „Aktionsplan Gebotszone“ beschriebenen Maßnahmen voraussichtlich zu spät, um die Engpässe im deutschen Stromnetz rechtzeitig bis Ende 2025 zu beseitigen. Das BMWi muss dringend aktuelle und realistische Szenarien untersuchen. Außerdem muss es ein „Worst-Case“-Szenario untersuchen, in dem mehrere absehbare Risiken zusammentreffen, die die Versorgungssicherheit gefährden können. Im Jahr 2019 gab es in 211 Stunden negative Strompreise, mit einem Volumen von 7 636 GWh im Gegenwert von 135 Mio. Euro.87 Das ist der höchste Stand seit dem Jahr 2010.
11.04.21	Geschäftsbericht APG 2020 - Der Gesamtaufwand der im Jahr 2020 seitens der APG getätigten EPM-Maßnahmen inklusive der Kosten zur Absicherung der Redispatch-Kapazitäten in der APG-Regelzone belief sich auf rund 202,5 Mio. €; davon waren rund 132,4 Mio. € von APG zu tragen. Der restliche Betrag konnte an andere Netzbetreiber weiterverrechnet werden. Im abgelaufenen Jahr konnte diese Leistung über die im Jahr 2018 abgeschlossenen Verträge zur Engpassvermeidung (EPV-Verträge) abgesichert werden. Die dabei für den Zeitraum von 1.10.2018 bis 30.9.2021 kontrahierte Kapazität beträgt 3.100 bis 3.600 MW (abhängig von der Umgebungstemperatur). Diese Vorhalteleistung kam im Jahr 2020 regelmäßig zur Vermeidung von Netzengpässen zum Einsatz und musste zeitweise zur Gänze abgerufen werden. Die vorausschauende Absicherung dieser Kapazitäten aus flexiblen Anlagen durch APG war somit wesentlich dafür verantwortlich, dass die Netzsicherheit und damit auch die Versorgungssicherheit gewährleistet werden konnte.
03.04.21	Schweiz verliert beim Strom den Anschluss - Weil die EU die Schweiz in den Berechnungen der Grenzkapazitäten nicht berücksichtige, würden ohne Stromabkommen ungeplante Stromflüsse weiter massiv zunehmen. Ein solches Szenario könnte das ohnehin schon schwelende Problem der künftigen Stromversorgung im Winter akzentuieren. Die Kosten für einen Blackout werden auf zwei bis vier Milliarden Franken pro Tag geschätzt.
01.04.21	APG Netzbetrieblicher Quartalskurzbericht Quartal 1-4/2020 Die Engpassmanagement-Kosten für APG betrugen bis zum Ende von Q1-4/2020 ca. 133,9 Mio. €. Alle EPM-Abrufe von APG (inklusive EPV) in der Regelzone APG bis zum Ende von Q4/2020 verursachten Kosten in der Höhe von ca. 201,3 Mio. €. Diese Kosten wurden zum Teil weiterverrechnet, da sie durch externe TSOs aufgrund von externen Engpässen angefordert wurden.
31.03.21	Strommarktanalyse KW 12 - Die Residuallast gab im Wochenvergleich leicht nach. Dennoch mussten konventionelle Kraftwerke in der Wochenmitte noch bis zu 64 GW bereitstellen. Erst mit dem steigenden Windangebot gab die Residuallast deutlich nach und fiel am Sonntag bis auf 2 GW. Die steigende Windeinspeisung am Wochenende konnte die Spot-Preise senken. Am Samstag und Sonntag lag der stündliche DayAhead für jeweils sechs Stunden im negativen Bereich und erreichte ein Minimum von ?50 EUR/MWh - Negativrekord im bisherigen Kalenderjahr. Der stündliche Intraday fiel bis auf ?67 EUR/MWh.
07.03.21	Übertragungsnetzbetreiber bremsen Steinkohleausstieg - Die Übertragungsnetzbetreiber Amprion und Tennet durchkreuzen die Pläne der Bundesregierung beim Steinkohleausstieg. Wie energate erfuhr, wollen sie die Kraftwerke Heyden, Walsum 9 und Westfalen E der Betreiber Uniper, Steag und RWE als systemrelevant einstufen. Diese müssten damit vorerst am Netz bleiben. Zusammen haben die Kraftwerke eine Leistung von mehr als 2.000 MW, also fast die Hälfte der bezuschlagten Abschaltkapazität von 4.800 MW. Sollten die Anträge der Übertragungsnetzbetreiber durchkommen, gehen die Kraftwerke zwar aus dem Markt, müssen aber im Sinne der Netzstabilität weiter zur Verfügung stehen. Rein wirtschaftlich bedeutet diese Konstellation keinen Nachteil für die Kraftwerksbetreiber. "Wird die Anlage nach dem Zuschlag in der Netz- oder Kapazitätsreserve gebunden, führt dies nicht zu einer Verschiebung der Fälligkeit des Steinkohlezuschlags", so die Bundesnetzagentur. Mit anderen Worten: Die Stilllegungsprämie bekommen die Betreiber trotzdem. Hinzu kommt die Entschädigung für die Vorhaltung der Netzreserve. Damit sind unter anderem für zwei Jahre die Arbeitsplätze in den betroffenen Anlagen gesichert. Im Jahr 2020 wurde die Netzreserve an 1.470 Stunden abgerufen. Die Kosten lagen in den ersten drei Quartalen bei 214 Mio. Euro.
05.03.21	Kohle-Ausstieg: Der Fehlstart wird für Uniper zum Geschäftsmodell - Eigentlich abgeschaltet, aber unentbehrlich: Das Steinkohlekraftwerk Heyden in Nordrhein-Westfalen; Allein zum 1. Januar 2021 wurden elf Steinkohlekraftwerke mit einer Gesamtkapazität von 4,7 Gigawatt abgeschaltet und die Betreiber für das vorzeitige Aus vergütet. Zu früh, wie sich jetzt zeigt. Nach Auskunft der Bundesnetzagentur ist das Kohlekraftwerk womöglich vorerst unverzichtbar für die sichere Stromversorgung. Die Anlage, die seit ihrer Abschaltung am Neujahrstag noch in ständiger Betriebsbereitschaft gehalten wird, musste auf Ersuchen des Netzbetreibers Tennet seit dem Jahreswechsel bereits sechsmal wieder hochgefahren werden. Zum ersten Mal am 8. Januar, dann aber auch während der Dunkelflauten am 30. Januar oder dem 27. Februar. Tennet hat bei der Behörde beantragt, das Großkraftwerk als „systemrelevant“ einzustufen.
16.02.21	Strommarktanalyse KW 6 - In der Mitte der Woche mussten konventionelle Kraftwerke bis zu 66 GW bereitstellen. An den folgenden Tagen lag der Baseload über 60 EUR/MWh und erreichte am Donnerstag mit 79 EUR/MWh den höchsten Stand seit zwei Jahren.
28.01.21	Portugal strebt an, sein letztes Kohlekraftwerk im November 2021 stillzulegen. Zuvor wurde das Ausstiegsdatum wiederholt nach vorne gezogen. Das zunächst für 2030 geplante Datum zum Ausstieg aus der Kohleverstromung wurde Ende 2019 auf 2023 vorgezogen. Demnach sollte das Kraftwerk Pego im November 2021 abgeschaltet werden, das Kraftwerk Sines im September 2023. Im Juli 2020 gab der Kraftwerksbetreiber EDP jedoch bekannt, die Stilllegung Sines (1.180 MW), des größten portugiesischen Kohlekraftwerks bereits zum Januar 2021 anzustreben. Als Gründe wurden die gesunkenen Preise für Erdgas sowie die gestiegenen Kosten für Zertifikate im europäischen Emissionshandel genannt. Die Stilllegung fand schließlich am 14. Januar 2021 statt. EDP hat zudem in Spanien die endgültige Stilllegung des Kohlekraftwerks Soto de Ribera 3 (346 MW) für 2021 angezeigt.
28.01.21	Engpassmanagement Österreich 2020 Allein in Österreich an 261 Tagen notwendig: Kostenpunkt 134 Millionen Euro.
08.01.21	???? Schwerer Zwischenfall am 8. Jänner 2021, 14:05 Uhr - Frequenzabfall unterschreitet erste Abschaltgrenze von 49,8?Hz
08.01.21	Hamburger Kohlekraftwerk Moorburg ist jetzt vom Netz Es ist eine von bundesweit elf Anlagen, die im Zuge des deutschen Kohleausstiegs in diesem Jahr abgeschaltet werden sollen. Betreiber Vattenfall hat den kommerziellen Betrieb jetzt eingestellt - bis Mitte des Jahres steht das Kraftwerk aber noch bereit, um im Notfall wieder Strom liefern zu können. Erst wenn klar ist, dass die Netzsicherheit auch ohne das Kraftwerk Moorburg gewährleistet ist, soll im Juli endgültig abgeschaltet werden.
06.01.21	Frankreich 04.01.21: Die Verbrauchsprognose liegt um 19 Uhr bei 84,8 GW über dem Rekord von 2020. Am Montag, dem Tag der wirtschaftlichen Erholung, prognostiziert RTE einen Verbrauch von 10 GW mehr als am Vortag. Um 7:00 Uhr ein Verbrauch von 74 GW bis 10 GW vom Maximalen des Tages mit einem Gefälle von 7 GW pro Stunde 7 Kernkraftwerke pro Stunde! Die Kernkraft liegt bei 51 GW, in der Nähe der möglichen Kapazitäten unter Beibehaltung der primären und sekundären Reserven (geschätzt 1000 MW); Gas ist bereits 7,5 GW; Kohle ist in Reserve (nur 800 MW, aber wenig Marge); Frankreich importiert bereits 4,7 GW. Die maximale Einfuhr ist in der Größenordnung von 12 GW, wenn unsere Nachbarn liefern können, da auch mit einem hohen Verbrauch konfrontiert. Es gibt kaum eine erneuerbare Stromproduktion.
31.12.20	Deutschland importiert mehr Strom als im Vorjahr - Die "Bundesrepublik hat im Jahr 2020 laut der Nachrichtenagentur dpa mehr Strom aus dem Ausland importiert als in Vorjahren. Das liegt unter anderem daran, dass der Anteil von Kohle und Atomkraft am Energiemix sinkt. Bis kurz vor dem Jahreswechsel flossen im kommerziellen Stromhandel knapp 33.000 Gigawattstunden ins deutsche Stromnetz. Das sind rund 36 Prozent mehr als im Jahr 2019. Weil zudem weniger Strom ins Ausland verkauft wurde als im Vorjahr, ist der deutsche Stromexportüberschuss kräftig gesunken. Mit rund 17.400 Gigawattstunden war er nur noch halb so hoch wie 2019. Zum Vergleich: Die Bruttostromerzeugung in Deutschland betrug 2020 nach vorläufigen Zahlen 564.000 Gigawattstunden. Hauptimportland für Strom war auch 2020 Frankreich, größter Abnehmer Österreich. Frankreich setzt weiterhin auf Kernkraft. Die Betreiber der großen Übertragungsnetze gehen davon aus, dass Deutschland in Zukunft stärker auf Stromimporte angewiesen sein wird, um in Extremsituationen die Stromversorgung aufrechterhalten zu können.
21.12.20	Bedeutung von KWK-Anlagen für die Netzreserve - Die Zahl der KWK-Einsätze zur Netzstabilisierung haben sich in den vergangenen Jahren verzehnfacht. Allein seit Oktober 2018 waren die KWK-Anlagen der Wien Energie im Rahmen des Engpassmanagements der APG mehr als 240 Mal im Einsatz.
21.12.20	RWE reduziert Kraftwerkskapazität um ein Drittel - Der größte deutsche Kraftwerksbetreiber RWE verringert seine Stromerzeugung im Inland bis Ende 2022 um rund 36 Prozent. "So schnell können Sie gar nicht zubauen, um diesen Schwund auszugleichen", sagte Rolf Martin Schmitz, der Vorstandsvorsitzende der RWE der Zeitung "Welt". RWE habe 2019 in Deutschland noch Kraftwerke mit einer Leistung von 20,8 Gigawatt betrieben, Ende 2022 seien es nur noch 13,3 Gigawatt. Ein Drittel unserer Braunkohle-Kapazitäten werden dann raus sein, alle Steinkohle-Anlagen und alle Kernkraftwerke. Für den Bau von Gaskraftwerken zur Absicherung der Stromversorgung gebe es derzeit kein Geschäftsmodell. "Wir bauen in Deutschland kein Kraftwerk, wenn ich nicht weiß, ob ich damit Geld verdienen kann und für wie lang".
15.12.20	Market Watch 2020 - KW 50 - Laut Daten des Fraunhofer ISE lag die wöchentliche PV-Einspeisung in KW50 nochmals unter dem bisherigen Jahresminimum der Vorwoche. Mit Ausnahme des Dienstags lagen die Mittagspeaks unter 4 GW. Deshalb stieg die Residuallast im Vergleich zur Vorwoche wieder an. Täglich lagen die Spitzenwerte über 50 GW. Von Dienstag bis Donnerstag mussten konventionelle Kraftwerke tagsüber durchgängig über 60 GW einspeisen. Die PV blieb am Donnerstag bis zu 2 GW hinter der Prognose.
09.12.20	Market Watch 2020 - KW 49 - Mit einer Maximalleistung von 33 GW nahm die Windeinspeisung in KW49 im Vergleich zur Vorwoche wieder leicht zu. Die wöchentliche Einspeisung der PV setzte hingegen den Abwärtstrend fort und erreichte laut Daten des Fraunhofer ISE den niedrigsten Wert in 2020. Deshalb blieb die Residuallast ähnlich hoch wie in der Vorwoche. Dienstag und Mittwoch mussten konventionelle Kraftwerke bis zu 67 GW bereitstellen, auch am Wochenende erreichte die Residuallast 50 GW. Am Mittwoch erreichte der Basload-Preis mit 74 EUR/MWh den höchsten Stand seit Ende Januar 2019. Die PV blieb am Mittwoch etwa 4 GW unterhalb der Prognose!
09.12.20	KKW Beznau 1 und 2 abgeschaltet - Beide Blöcke des Kernkraftwerks Beznau wurden am Mittwochmorgen kontrolliert abgeschaltet. Sie bleiben vom Netz, bis die Arbeiten an zwei Notstandsdieseln fertiggestellt sind. Grund für das Abfahren des KKW Beznau 1 und 2 am Mittwochvormittag sind Montageabweichungen bei Schwingungsdämpfern von zwei Notstandsdieseln. | Die beiden Blöcke des Kernkraftwerks Beznau wurden am 21. Dezember wieder in Betrieb genommen.
02.12.20	Market Watch 2020 - KW 48 - In einer relativ windstillen KW48 sank das Windangebot auf einen Drittel des wöchentlichen Einspeisewertes der Vorwoche. Am Montag lag die Windkraft mit etwa 20 GW noch relativ hoch, in der zweiten Wochenhälfte blieben die Werte fast durchgängig unter 10 GW. Die PV blieb ebenfalls durchgängig unter 10 GW. Dadurch erreichte die wöchentliche Residuallast den höchsten Stand seit Ende Januar 2020. Täglich - auch am Wochenende - stieg die Residuallast über 50 GW. Am Freitag mussten konventionelle Kraftwerke tagsüber durchgängig über 60 GW bereitstellen. Grund für das hohe Preisniveau am Freitag war nicht nur die Residuallast: Am Donnerstag hatten einzelne Kraftwerke, die längere Zeit nicht mehr eingespeist hatten, Startschwierigkeiten. Das dadurch verringerte Angebot ließ den stündlichen Intraday am Donnerstag auf bis zu 137 EUR/MWh steigen.
20.11.20	Frankreich könnte im Januar, Februar sowie Anfang März vor einem Strom-Engpass stehen, wenn die Temperaturen um 2-7 Grad unter die Norm fallen, warnte der Übertragungsnetzbetreiber RTE am Donnerstag. Das Risiko eines Engpasses werde vor allem im Februar bestehen, wenn 13 Reaktoren abgeschaltet sein sollten, nachdem die Wartungsfenster wegen der Covid-19-Pandemie in diesem Jahr verschoben werden mussten.
15.11.20	Siebenfache Stromtransportkapazität zwischen Dänemark und Deutschland - 82 Kilometer Verbindungsstück bildet die neue Strommittelachse zwischen Deutschland und Dänemark. Die Verstärkung von 220 kV auf 380 kV führe dazu, dass mit dieser Leitung jetzt das Siebenfache an grünem Strom für Norddeutschland, Dänemark und Europa transportiert werden können im Vergleich zu früher. Der Baustart erfolgte Im Jahr 2015. Seither wurden 388 neue Masten auf 152 Kilometern Länge zwischen Hamburg/Nord und der Grenze zu Dänemark inklusive der erforderlichen Umspannwerke Audorf/Süd, Schuby/West und Handewitt errichtet.
10.11.20	ZFK: Amprion und der belgische Übertragungsnetzbetreiber Elia Group haben die erste Gleichstromverbindung zwischen Deutschland und Belgien in Betrieb genommen. Die 90 Kilometer lange Erdkabelstrecke zwischen den Umspannanlagen Oberzier im Rheinland und Lixhe in der Wallonie kann 1000 Megawatt Leistung übertragen.
04.11.20	BNetzA/DEU Quartalsbericht Netz- und Systemsicherheit - Zweites Quartal 2020 - Im Rahmen des Redispatchprozesses wurden Einspeisereduzierungen und -erhöhungen (inkl. Countertradingmaßnahmen) in Höhe von rund 3.858 GWh (1.947 GWh Einspeisereduzierungen und 1.911 GWh Einspeiseerhöhungen) von konventionellen Markt- und Netzreservekraftwerken angefordert. Die Anforderungen zur Leistungsveränderung von Kraftwerken lagen damit im zweiten Quartal 2020 rund 50 Prozent über denen des Vorjahresquartals (Q2 2019 - 2.445 GWh).Im Rahmen des Redispatchprozesses wurden Einspeisereduzierungen und -erhöhungen (inkl. Countertradingmaßnahmen) in Höhe von rund 3.858 GWh (1.947 GWh Einspeisereduzierungen und 1.911 GWh Einspeiseerhöhungen) von konventionellen Markt- und Netzreservekraftwerken angefordert. Die Anforderungen zur Leistungsveränderung von Kraftwerken lagen damit im zweiten Quartal 2020 rund 50 Prozent über denen des Vorjahresquartals (Q2 2019 - 2.445 GWh).Im Vergleich zum Vorjahr erhöhte sich insbesondere das Volumen der spannungsbedingten Maßnahmen (Q2 2020 - 1.970 GWh; Q2 2019 - "904 GWh). Hintergrund ist die niedrigere Last aufgrund des zurückgegangenen Stromverbrauchs während der Corona-Zeit. Generell führt eine niedrigere Last in den Sommermonaten bei gleichzeitig langen Transportwegen zu einem verstärkten Bedarf an Blindleistung, um die oberen Spannungsgrenzwerte in den Netzen halten zu können. Dieser Effekt wurde im Q2 2020 wegen Corona verstärkt.Die vorläufigen Einsatzkosten für Redispatchmaßnahmen mit Markt- und Reservekraftwerken und Countertradingmaßnahmen lagen im zweiten Quartal 2020 bei rund 87,6 Mio. Euro und somit rund 50 Prozent über dem Vorjahresniveau (Q2 2019 - "58,8 Mio. Euro).Netzreservekraftwerke wurden an 60 Tagen mit rund 212 GWh eingesetzt.
27.10.20	Market Watch 2020 - KW 43 - Am Montag mussten konventionelle Kraftwerke bis zu 60 GW liefern. Kurz nach der Umstellung auf die Winterzeit erreichte die Residuallast das Wochenminimum bei 8 GW. Am frühen Sonntagmorgen lag der DayAhead zwischen 3-8 Uhr bis zu 8 EUR/MWh im Minus, der Intraday sank bis auf -33 EUR/MWh. Der stärkste Abruf der positiven SRL lag zeitgleich bei 1,7 GW.
20.10.20	Market Watch 2020 - KW 42 - Die Residuallast stieg auf den höchsten Stand seit Ende Januar diesen Jahres. In der Spitze lieferten konventionelle Kraftwerke 65 GW, nur am Sonntag sank die Residuallast etwas unter 20 GW.
20.10.20	Die Baubewilligung für die umstrittene 380-kV-Leitung in Salzburg ist rechtskräftig. Der Verwaltungsgerichtshof (VwGH) hat mit seiner Entscheidung vom 15. Oktober die ordentliche Revision gegen die Genehmigung als unbegründet abgewiesen. Damit hat auch die letzte Instanz im Sinne der Projektbetreiber entschieden. Die Stromleitung soll die Lücke im 380-kV-Ring schließen und gilt als wichtigstes Strominfrastrukturprojekt Österreichs.
07.10.20	BNetzA erschwert Missbrauch am Strommarkt: Die Bundesnetzagentur will mit neuen Vorgaben Missbrauch am Regelenergiemarkt beenden und hat einen entsprechenden Vorschlag der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) angenommen, wie die Behörde gestern bekanntgab. Insbesondere soll damit verhindert werden, dass Strom sowohl am Regelenergiemarkt als auch im normalen Stromhandel („Intraday-Markt“) verkauft wird. Dieser Doppelvermarktung soll dadurch ein Riegel vorgeschoben werden, dass in Zukunft die ÜNB bei Nichtlieferung der Regelenergie einen hohen Pönal-Preis in Rechnung stellen dürfen, der mit den Strompreisen im Handel ansteigt. Damit würde dieses Vorgehen wohl gänzlich unattraktiv. Während weitere Änderungen erst ab Oktober 2021 gelten sollen, wird die neue Strafregel schon Anfang November eingeführt. In der Vergangenheit hatten lieferuntreue Händler mehrmals die Sicherheit des Stromnetzes gefährdet. Regelenergie wird im Stromnetz benötigt und stets vorgehalten, um kurzfristige Schwankungen bei Angebot und Nachfrage sowie Systemausfälle kompensieren zu können. jas
02.10.20	Gem. der Novelierung des deutschen EEG 2021 § 51 soll die Vergütung für neue Anlagen nun auch schon ab dem ersten negativen Strompreisintervall von 15 Minuten wegfallen. Die bisherige Sechs-Stunden-Regelung im Paragrafen 51 wird also verschärft. Diese Maßnahme dürfte sich zusätzlich negativ auf die Verfügbarkeit von EE-Anlagen auswirken, da diese statt negative Preise zu bezahlen, die Anlagen abstellen werden. Das EEG 2021 gilt ab 01.01.2021.
22.09.20	Market Watch 2020 - KW38 - Am Dienstag kam es zwischen 18-21 Uhr fast durchgängig zu Abrufen positiver MRL zwischen 300-600 MW – den stärksten Abrufen der Woche. Der stärkste Abruf positiver SRL lag zeitgleich bei 1,7 GW, was 87% der vorgehaltenen Menge entsprach. Der stärkste Abruf negativer MRL lag in der sechsten Zeitscheibe am Donnerstag bei 500 MW, der stärkste Abruf negativer SRL lag fast zeitgleich bei 1,8 GW (94% der vorgehaltenen Menge).
20.09.20	Ein neues Phänomen ist seit 13. September 2020 zu beobachten: Innerhalb weniger Stunden bzw. Tage treten enorme Strompreisschwankungen auf. So wurde am Sonntag, 13.09.20, von 13 bis 14 Uhr ein negativer Preis von -59 Euro pro MWh erreicht. Von 20 bis 21 Uhr kostete dann die MWh 51 Euro. Eine Differenz von 110 Euro! Einen Tag später, am Montag, 14.09.20 kostete die MWh zwischen 19 und 20 Uhr bereits 121 Euro. Erstmals seit 24.01.19 wurde damit wieder ein Preis über 100 Euro erzielt. Am Dienstag, 15.09.20 sogar 189 Euro. Der höchste Wert seit 08.02.12 (18 bis 19 Uhr 210 Euro)! Im Intraday-Handel wurde sogar ein Preis von 555 Euro/MWh erzielt, also mehr das 10-fache vom üblichen Preis um diese Zeit. Grund waren die schwache Windeinspeisung, Wartungsarbeiten an französischen Kernkraftwerken und niedrige Flusspegelstände, welche die Verfügbarkeit thermischer Kraftwerke reduzierten. Der noch höhere Intraday ließ sich dadurch erklären, dass die tatsächliche Nachfrage über der Prognose lag. Eine Woche später, am Monate dem 21.09.20 gibt es von 19 bis 20 Uhr bereits den nächsten Rekord: 200 Euro! Der Intraday-Preis stieg jedoch „nur“ auf 128 Euro. Das bedeutet nicht nur eine große preisliche Schwankung (Angebot und Nachfrage), sondern vor allem enorme Herausforderungen für den sicheren Netzbetrieb! Siehe auch signifikante Preissprünge.
15.09.20	ENTSO-E Winter Outlook 2020-2021 - The European power system was especially stressed on 15 September, when high cooling demand in southern Europe, low wind generation and low conventional generation availability due to planned outages caused several TSOs to trigger an alert state in the European Awareness System and deplete all real time measures.
15.09.20	Market Watch 2020 - KW37 - Am Sonntagmittag (13.09.) fiel der DayAhead Preis für insgesamt vier Stunden in den negativen Bereich. Das Minimum wurde zwischen 13-14 Uhr bei -59 EUR/MWh erreicht. Der maximale Abruf positiver SRL erfolgte bei 1,6 GW (knapp 80% der vorgehaltenen Menge).
03.09.20	McKinsey Energiewende-Index 09/20 Die Corona-Krise verschärft die Probleme bei der Energiewende. Vor allem der Windkraft- und Netzausbau kommen nicht voran. Bis zu 15% aller EE-Projekte in Europa könnten durch die Corona-Pandemie verzögert oder annulliert werden. Die Kosten für Netzeingriffe fielen 2019 deutlich von 10,8 € pro MWh aus Erneuerbaren auf 6,4 €. Der Indikator Ausbau Transportnetze wird mit nur noch 35% Zielerreichung immer unrealistischer. 3.321 km hätten bis Mitte 2020 fertiggestellt sein müssen, um auf dem Zielpfad zu bleiben – realisiert wurden gerade einmal 1.340 km.
03.09.20	Market Watch 2020 - KW35 - Mit orkanartigen Böen trieb Sturmtief Kirsten die Windkraft am Mittwoch auf bis zu 44 GW. Gemeinsam mit der PV stellten die fluktuierenden Erneuerbaren gegen 13:30 Uhr etwa 61 GW bereit – ein neuer Rekordwert. Die tatsächliche Windeinspeisung lag bis zu 5 GW über der Prognose. Teuerster Tag war der Donnerstag mit einem Baseload von 46 EUR/MWh – Höchstwert seit Januar 2020. Auch am Wochenende blieb der Baseload über 30 EUR/MWh. Grund war unter anderem eine erhöhte Stromnachfrage aus Frankreich, wo die Kernkraftwerke Civaux und Bugey derzeit aufgrund von Wartungsarbeiten außer Betrieb sind.
03.09.20	Besetzung des Mannheimer Großkraftwerks sorgte für Probleme Der Stromlieferant der Metropolregion Rhein-Neckar ist knapp an einem Versorgungsausfall vorbei geschrammt. Die illegale Blockade des Kohleförderbands beim Großkraftwerk Mannheim (GKM) durch Öko-Aktivisten am ersten Augustwochenende hätte den Betrieb fast lahmgelegt. Nach Informationen eines GKM-Mitarbeiters habe nur das rasche Eingreifen eines Sondereinsatzkommandos der Polizei verhindert, dass die Anlage abgeschaltet werden musste. Denn ausgerechnet an diesem Tag standen keine alternativen Brennöfen zum Hochfahren bereit. [Anmerkung: Zum falschen Zeitpunkt, am falschen Ort könnte damit eine Kaskade ausgelöst werden]
01.09.20	APG Netzbetrieblicher Quartalskurzbericht Quartal 1-2/2020 Die Engpassmanagement-Kosten für APG betrugen bis zum Ende von Q1-Q2/2020 ca. 66,9 Mio. €. Alle EPM-Abrufe von APG (inklusive EPV) in der Regelzone APG bis zum Ende von Q2/2020 verursachten Kosten in der Höhe von ca. 99,9 Mio. €. Diese Kosten wurden zum Teil weiterverrechnet, da sie durch externe TSOs aufgrund von externen Engpässen angefordert wurden.
01.09.20	Stromnetz am Limit: "Wir haben ein massives Problem" Österreichs Stromnetze seien "am Limit", berichten Vorstände des Übertragungsnetzbetreibers APG. Neben neuen Leitungen seien auch leistungsfähige Speicher nötig, damit das Land seine Klimaziele erreichen könne, heißt es beim Branchenverband Oesterreichs Energie. Anlass der neuerlichen Forderung der APG nach einem stärkeren Ausbau der Netze sind die Kosten für Redispatch, die während der Coronakrise weiter stark steigen.In den vergangenen Monaten gab es deutliche Verbrauchsrückgänge bei einer gleichzeitig hohen Erzeugung mit Erneuerbaren. In den vergangenen Wochen hat sich in Österreich der Anteil der Erneuerbaren wiederholt der Marke von 100 Prozent genähert oder lag sogar darüber. Als Folge davon stieg für die APG der Aufwand für die Stabilisierung der Netze stark an. In den ersten acht Monaten musste der Netzbetreiber rund 100 Mio. Euro für Redispatch ausgeben. Jeden zweiten bis dritten Tag könne Strom aus dem Westen Österreichs oder aus dem westlichen Ausland nicht in den Osten des Landes transportiert werden, wo die Ballungszentren und die energieintensive Industrie seien."In den letzten Wochen haben wir die Alarmglocken schrillen gehört, und die APG konnte die Situation nur dank zahlreicher Notmaßnahmen meistern. Wir haben ein massives Problem, weil uns Leitungen fehlen", sagte der technische Vorstand Gerhard Christiner bei einer Pressekonferenz in Wien.
27.08.20	Corona-Krise zeigt Lücken im Stromnetz auf Gerade die Corona-Krise hat gezeigt, welche Risiken das System hat, so Christiner. Für eine zukunftsfitte Energieversorgung sei noch einiges zu tun. “Die Transportfähigkeit von Strom ist in Österreich leider mangelhaft. Seit Jahren funktioniert es nur mehr mit Notmaßnahmen, die sehr viel Geld kosten, die Netzkapazitäten aufrecht zu erhalten”, so Christiner. “Das Gleichgewicht kam in Gefahr, viele Kraftwerke im Stromsystem konnten nicht so schnell auf die geringere Nachfrage reagieren, vor allem thermische Kraftwerke. Die Balance kam ins Schwanken und gefährdete die Versorgung. “Das Übertragungsnetz ist für den nationalen Ausgleich zu schwach. Hundert Millionen Euro für Gaskraftwerke wurden ausgegeben, obwohl genug Erneuerbare Energie da gewesen wäre – alles wegen des schlechten Netzausbaus”, bedauert Christiner.
20.08.20	DEU - Quartalszahlen Q1/2020: Im Vergleich zum Vorjahresquartal ist das Maßnahmenvolumen für Netz- und Systemsicherheits-maßnahmen im ersten Quartal 2020 leicht gestiegen. Die vorläufigen Kosten für Netz- und System-sicherheitsmaßnahmen (EinsMan, Redispatch inkl. Countertrading und Einsatz Netzreserve) liegen für dieses Quartal bei rund 465 Mio. Euro und sind damit leicht gesunken (Q1 2019 - 503 Mio. Euro). Die gleichwohl gesunkenen Gesamt-Kosten ergeben sich vor allem aus spürbar gesunkenen spezifischen Redispatch- und Countertradingkosten pro MWh. Diese resultieren aus marktbedingten Effekten die u.a. im März 2020 aufgrund der Coronakrise auftraten.Im ersten Quartal 2020 wurden knapp 2,4 Prozent der Erneuerbaren Energien im Rahmen von Einspeisemanagement-Maßnahmen (EinsMan) abgeregelt. Die absoluten Reduzierungen von Strom aus Erneuerbaren Energien im Rahmen des Einspeisemanagements (EinsMan) lagen im ersten Quartal bei 2.961 GWh und sind im Vergleich zum entsprechenden Vorjahreszeitraum um rund acht Prozent gesunken (Q1 2019 - 3.205 GWh). Das Einspeisemanagementvolumen lag also trotz eines höheren Anteils der Erneuerbaren Energien im Netz (Q1 2019 - 43%; Q1 2020 - 53%) unter dem Vorjahresniveau.Im Rahmen des Redispatchprozesses wurden Einspeisereduzierungen und -erhöhungen (inkl. Countertradingmaßnahmen) in Höhe von rund 5.826 GWh (3.020 GWh Einspeisereduzierungen und 2.806 GWh Einspeiseerhöhungen) von konventionellen Markt- und Netzreservekraftwerken angefordert. Die Anforderungen zur Leistungsveränderung von Kraftwerken lagen damit im ersten Quartal 2020 über denen des Vorjahresquartals (Q1 2019 - 5.032 GWh). Netzreservekraftwerke wurden an 31 Tagen mit rund 65 GWh eingesetzt.
12.08.20	National Grid fires up coal power station for first time in 55 days Heatwave brings wind turbines to standstill and causes gas plants to struggle Electricity supplies have become tighter than expected during the heatwave because gas-fired power stations have struggled to generate electricity at their maximum capacity owing to the unusually high temperatures. At the same time wind turbines have slowed because of low wind speeds. Electricity output from Britain’s wind farms, which generated 30% of the UK’s electricity in the first quarter of this year, fell to lows of 4% on Wednesday afternoon. Ratcliffe is one of Britain’s few remaining coal-fired power stations, which are all due to shut down by 2025 under the government’s ban on coal-fired power.
11.08.20	Enpassmanagement Österreich: Die österreichischen Stromnetze laufen immer öfter Gefahr, aus dem Gleichgewicht zu geraten. Ganze 220 Mal sprangen die Kraft-Wärme-Kopplungsanlagen (KWK)-Anlagen der Wien Energie 2019 ein, um die Stromnetze im Gleichgewicht zu halten. 2018 waren es noch „lediglich“ 145 Mal. Noch vor wenigen Jahren musste Wien Energie bloß 15 Mal im Jahr zu derartigen Noteinsätzen ausrücken. Und die Herausforderungen nehmen weiter zu. Da viele KWK-Anlagen ans Ende ihrer Lebensdauer geraten, besteht die Gefahr, dass deren BetreiberInnen künftig im Notfall nicht mehr Feuerwehr fürs Stromnetz spielen können. KWK-Anlagen werden zudem durch Verwerfungen am Strommarkt aus dem Markt gedrängt. Die Politik muss daher jetzt die richtigen Rahmenbedingungen und Anreize für Neuinvestitionen in KWK-Anlagen schaffen.
05.08.20	Market Watch 2020 - KW31 -  Im ersten Halbjahr 2020 deckten die Erneuerbaren 50,2 % und damit erstmals mehr als die Hälfte des deutschen Stromverbrauchs, so Daten des BDEW. Grund dafür war zum einen der im Zuge der Corona-Krise um 5,7 % gesunkene Stromverbrauch, zum anderen aber auch eine starke Einspeisung von PV und Wind.
29.07.20	Market Watch 2020 - KW30 -  Die maximale Abweichung zwischen Prognose und tatsächlicher Einspeisung betrug am Sonntag, 26.07., etwa 6 GW. Der Strompreis fiel auf knapp -45 EUR/MWh.
29.07.20	Stromversorgungssicherheit der Schweiz 2020 - Bericht der ElCom Im Bereich der Netze bleibt der Ausbau des Übertragungsnetzes eine Herausforderung. Auch Netzverstärkungen auf bestehenden Trassen (Bickigen-Chippis sowie Bassecourt-Mühleberg) können nur nach langwierigen Verfahren realisiert werden. Bei der Betriebsführung zeigt sich, dass der Trend zu einer höheren Belastung anhält. Die simulierte (N-1)-Netzbelastung hat in den letzten zwei Jahren sowohl im Sommerhalbjahr wie auch im Winterhalbjahr zugenommen. Der ansteigende Trend im Winterhalbjahr dürfte u.a. auf die Zunahme der ungeplanten Transitflüsse aus der Optimierung der flussbasierten Marktkopplung in der Region Central Western Europe1 (CWE) zurückzuführen sein. Im Sommerhalbjahr dürfte die Zunahme der (N-1)-Verletzungen auf den erhöhten Anteil an stochastischer Produktion zurückzuführen sein. Die erhöhte Volatilität im Systembetrieb zeigte sich 2019 in diversen Konstellationen: Im Sommer exportierte die Schweiz sehr viel Elektrizität, sowohl nach Norden wie auch nach Italien. Im November musste nach einem Erdbeben in Südfrankreich aufgrund einer Ausfall-Kaskade die Netzanbindung der Romandie entmascht werden, so dass diese zeitweise nur noch via Frankreich versorgt werden konnte.Mit Blick auf den hohen Vermaschungsgrad des schweizerischen Übertragungsnetzes dürfte die weitere Optimierung der flussbasierten Marktkopplung (70%-Regel) sowie die geographische Erweiterung (von CWE auf die Core-Region2) eine der grossen Herausforderungen der nächsten Jahre werden. Da auch gleichzeitig in den umliegenden Ländern der Anteil an stochastischer Produktion ansteigt, ist mit einer weiteren Zunahme der Volatilität im Systembetrieb zu rechnen. Um den anstehenden Herausforderungen gerecht zu werden, sieht die ElCom Handlungsbedarf bei der Optimierung der Kapazitätsbereitstellung und beim Einsatz von Redispatch. Dies geschieht permanent im Rahmen von operativen Massnahmen für die Erhöhung der Redispatch-Verfügbarkeit.Im Bereich der Produktion sieht die ElCom den grössten Handlungsbedarf bei den Rahmenbedingungen für die inländische Winterproduktion. Mit zunehmendem Alter der Kernkraftwerke nimmt die Wahrscheinlichkeit von technisch oder wirtschaftlich bedingten unvorhergesehenen Ausserbetriebnahmen zu. Mit den bislang erzielten Zubauraten für Produktion aus erneuerbarer Energie ist es nicht möglich, innert nützlicher Zeit einen angemessenen Anteil der im Winterhalbjahr wegfallenden Winterproduktion aus Kernkraft (rund 14 TWh) zu ersetzen. Ein für alle Lebensbereiche so zentrales System wie die Stromversorgung sollte nicht über längere Zeit am Limit betrieben werden. In Anbetracht der notwendigen Vorlaufzeit beim Zubau von zusätzlicher Winterproduktion ortetet die ElCom Handlungsbedarf bei der anstehenden Revision des Energiegesetzes.
27.07.20	Der Fall Schweden offenbart, was Deutschland beim Atomausstieg droht Auf der technischen Seite hatte der schwedische Stromnetzbetreiber Schwierigkeiten, die Stabilität der Versorgung unter diesen Bedingungen stabil zu halten. Schließlich gelang dies nur durch das vorzeitige Wiederanfahren des aus Wartungsgründen stillgelegten Reaktors 1 des Atomkraftwerks Ringhals südlich von Göteborg. Ähnlich wie Schweden und Deutschland kommunizieren auch diese Länder ganz offen, künftig verstärkt auf Stromimporte setzen zu wollen. Offen bleibt, wer überhaupt noch liefern kann.
26.07.20	Versorgungsunterbruch im Wallis: Bei Prüfarbeiten zur Erweiterung der 220-kV-Schaltanlage in Chippis (VS) ist es am Freitag 17. Juli um 16.23 Uhr im Übertragungsnetz der Schweiz zu einer ungewollten Schutzauslösung des 220-kV-Netzknotens Creux de Chippis gekommen. In der Folge der technischen Störung waren auch die Schaltanlagen in Stalden und Bitsch sowie in Mörel vom Spannungsverlust betroffen, was zu einem regionalen Versorgungsunterbruch im Verteilnetz geführt hat. Vom Stromausfall waren insgesamt 60 Gemeinden mit rund 112 000 Haushalten sowie Gewerbe und Industrie in der Region Siders sowie dem gesamten Oberwallis mit Ausnahme des Goms betroffen. Die Dauer der Störung im Übertragungsnetz betrug eine Stunde.
21.07.20	Market Watch 2020 - KW29 -  Im Wochenverlauf wurden lediglich 0,45 TWh eingespeist – so tief lag die Windeinspeisung zuletzt im September 2017.
11.07.20	EEG-Konto aufgebraucht Die Reserven auf dem sogenannten EEG-Konto, aus dem heraus Ökostromerzeuger ihre festen Tarife erhalten, sind aufgebraucht. Nicht zuletzt wegen der Nachfrageschwäche in der Corona-Krise sind die Preise an der Strombörse derzeit niedrig. Die Erzeuger von Ökostrom leiden darunter jedoch nicht, da sie eine festgelegte Einspeisevergütung erhalten. Nach Angaben der Übertragungsnetzbetreiber, die das Konto führen, überstiegen die Ausgaben im Juni die Einnahmen um fast 1,3 Milliarden Euro. Der Saldo ist schon seit März negativ, also seit Beginn der Pandemie. Neu ist, dass der durch frühere Überschüsse aufgelaufene Gesamtkontostand im Juni erstmals ins Minus gerutscht ist. Im Mai betrugen die Reserven noch 98 Millionen Euro, nun gibt es einen Fehlbetrag von fast 1,2 Milliarden Euro. Zum Vergleich: Im Februar hatten die Einnahmen noch um fast 200 Millionen Euro über den Ausgaben gelegen, so dass das Finanzpolster auf dem EEG-Konto auf 2,4 Milliarden Euro angeschwollen war.
30.06.20	Swissgrid: Am 30 Juni führten 50Hertz, Amprion, APG, Elia, RTE, Swissgrid, TenneT und TransnetBW die erste erfolgreiche FCR-Auktion mit 4-Stunden-Produkten für den Folgetag durch. Somit reduziert die FCR-Kooperation die Produktlänge von einem Tag auf vier Stunden und der Markt für Primärregelleistung nähert sich der Echtzeit an. Ziel ist es, die Beschaffungskosten durch den stärkeren Wettbewerb zwischen Regelreserveanbietern und Technologien zu verstärken und die Marktattraktivität für kurzfristig verfügbare Flexibilitäten zu erhöhen. Dieser gemeinsame FCR-Markt ist der grösste Markt für Primärregelleistung in Europa, mit einem Gesamtbedarf von ungefähr 1400 MW. Das entspricht beinahe der Hälfte des FCR-Bedarfs von Kontinentaleuropa. Die gemeinsame Auktion ermöglicht es den Übertragungsnetzbetreibern, FCR zu möglichst niedrigen Kosten für die Endverbraucher zu beschaffen und gleichzeitig allen Regelreserveanbietern einen grossen, gemeinsamen Markt zu bieten. Darüber hinaus wird über die gemeinsame Beschaffung die Volatilität der Preise verringert und die Sicherheit des Netzbetriebs erhöht, indem eine zonenübergreifende Beschaffung von FCR ermöglicht wird. Anmerkung Franz Hein: Die gemeinsame "Beschaffung" von Regelleistung und Regelenergie ist an sich sinnvoll. Die Robustheit des Gesamtsystems wird geringer, weil die "Effizienz" (gemessen am Preis des Ausregelvermögens) erhöht wird. In aller Regel ist eine Effizienzsteigerung mit einer Verringerung der Robustheit verbunden. Mit einer Effizienzsteigerung ist das Anpassungsvermögen an neue Randbedingungen geringer, weil Toleranzen verringert werden (Verringerung der Vielfalt durch autonomes Handeln Einzelner). In einem mechanischen System führt das zur Starrheit. Solange dann die erreichte Festigkeit ausreicht, ist das gut. Reicht die nicht mehr, kommt es zum Bruch. Hingegen ist ein einzelner Halm deutlich robuster gegen einen Windstoß. Er biegt sich und wird nicht geknickt. Bedenklich bei dem FCR-Verfahren finde ich den weiter erhöhten Anteil des wirtschaftlichen Denkens und die Minderung des Sicherheitsdenkens. Das gleiche passiert gegenwärtig mit der (n-1)-Sicherheit im tagtäglichen Betrieb. Auch da soll nun (oder wird schon) mit Wahrscheinlichkeiten gerechnet, um zu einer höheren Auslastung des bestehenden Systems zu kommen. Wahrscheinlichkeiten sind aber keine Gewissheiten.
30.06.20	APG: Noch nie in der Geschichte wurde so viel Strom exportiert wie am 15. Juni 2020 in der Periode zwischen 22:30 und 22:45 Uhr. Insgesamt 3.943 MW flossen zu diesem Zeitpunkt über das APG Stromtransportnetz ins Ausland. Der Wert markiert ein historisches Hoch. Auch wenn es sich um eine Momentaufnahme handelt, zeigt das wie volatil und unberechenbar die neue Strom- und Energiewelt ist. Eine extrem gute Wasserführung, Windspitzen, die die Windräder kräftig Strom produzieren ließen, bei gleichzeitig niedrigem Verbrauch in den Nachtstunden waren der Grund für den Stromüberschuss in Österreich. Die rund 4.000 MW Leistung sind auch im europäischen Kontext eine beträchtliche Menge, stellen sie beispielsweise rund die Hälfte des heimischen Spitzenverbrauchs während des Sommers in Österreich dar oder entsprechen knapp der doppelten Erzeugungsleistung aller österreichischen Donaukraftwerke. Das Allzeithoch zeigt aber auch, wie sensibel das Strom-Management geworden ist: Mussten in den vergangenen Tagen teilweise Erzeugungsüberschüsse in Österreich abgeregelt werden, waren noch wenige Wochen davor hohe Importe und das Anfahren konventioneller Kraftwerke aufgrund einer Flaute und Niedrigwasser in den Wasserkraftwerken zur heimischen Lastdeckung erforderlich.
27.06.20	Effizienteres Engpassmanagement: Übertragungsnetzbetreiber nehmen Redispatch-Abwicklungsserver (RAS) in Betrieb Die vier Übertragungsnetzbetreiber 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW haben heute den ersten Bestandteil der gemeinsamen Redispatch-Plattform erfolgreich in Betrieb genommen – den sogenannten Redispatch-Abwicklungsserver (RAS). Bisher erfolgte die Durchführung von Redispatch-Maßnahmen zwischen den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) und den Betreibern von Kraftwerken und Speichern mit einer Leistung von mehr als 10 MW auf Basis regelzonenspezifischer IT-Werkzeuge. Mit der Einführung des RAS sind nun die Prozesse und Formate beim Redispatch-Abruf im gesamten Stromsystem weitgehend harmonisiert. Anmerkung: Das ist einmal eine positive Entwicklung!
24.06.20	Market Watch 2020 - KW24 Eine 36-stündige Windflaute und trübes Wetter im Süden sorgten dafür, dass die Residuallast in KW25 den höchsten Stand seit Beginn der Corona-Maßnahmen erreichte. Die Windmüller stellten im Wochenverlauf lediglich 0,77 TWh bereit – so wenig wie zuletzt im August 2019. Auch das PV Angebot fiel mit 1,13 TWh relativ verhalten aus. Die Tagesmaxima der Residuallast lagen deshalb unter der Woche bei 50 GW.
20.06.20	Bald Stromlücke – trotz Corona-Krise Marktforscher warnen vor einer Strom-Erzeugungslücke aufgrund zu langsamen EE-Ausbaus bei gleichzeitigem Atom- und Kohleausstieg – 2023 fehlen bereits 46 Terawattstunden. Zur Vermeidung einer Stromerzeugungslücke muss der jährliche Photovoltaik-Ausbau von gegenwärtig rund 4 Gigawatt im Jahr bereits 2021 auf 8 Gigawatt verdoppelt und ab 2022 sogar auf 12 Gigawatt verdreifacht werden. Infolge des Atom- und Kohleausstiegs und aufgrund eines nur schwachen Netto-Windenergieausbaus an Land werde die Stromerzeugung nach den Prognosen der Marktforscher spätestens in drei Jahren mit der anziehenden Stromnachfrage nicht mehr mithalten können.
17.06.20	Market Watch 2020 - KW23 Der stärkste Abruf der positiven MRL lag am in der dritten Zeitscheibe am Sonntag bei knapp 1 GW (80% der vorgehaltenen Leistung), als die Windeinspeisung gut 5 GW unter der Prognose lag. Der stärkste Abruf der positiven SRL lag in der dritten Zeitscheibe am Montag bei etwas mehr als 1,3 GW.
09.06.20	Market Watch 2020 - KW23 Die Windkraft schwankte in der ersten Wochenhälfte noch um 10 GW und fiel am Dienstag sogar auf 1,5 GW. Erst am Freitag stiegen die Einspeisewerte wieder bis 30 GW. Die Residuallast sank am sonnigen Feiertag auf 3 GW. Aufgrund der Fehlprognose der Windkraft kam es am Donnerstag zu einem fünfstündigen Abruf positiver MRL. Die maximal Abgerufene Leistung betrug 1,2 GW und damit 100% der vorgehaltenen Leistung. Der maximale Abruf positiver SRL erfolgte ebenfalls am Donnerstag und lag bei 2 GW (98% der vorgehaltenen Leistung).
09.06.20	APG: NEUE SOFTWARE Mit zwei neuen Software-Tools kann die Balance zwischen Angebot und Nachfrage noch besser prognostiziert werden. Insgesamt 38 europäische Übertragungsnetzanbieter nutzen sie bereits seit dem Frühjahr 2020. STA ermöglicht eine Lastdeckungsprognose auf dem Zeithorizont zwischen einer Woche bis zu einem Tag im Voraus. Vor dem Hintergrund der Energiewende ist das besonders wichtig: Es braucht innovative Lösungen, um die ökologische, aber wetterbedingt stark schwankende Form der Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien intelligent in das System integrieren, und auch in Zukunft effizient managen zu können.
05.06.20	Deutsches Stromnetz über Stunden unterdeckt Am Donnerstag ist es im Stromsystem erneut zu größeren Ungleichgewichten gekommen. Für die Minutenreserve gab es über einen längeren Zeitraum Vollabrufe. Fast genau ein Jahr nach den großen Systemungleichgewichten im deutschen Stromnetz ist es am vergangenen Donnerstag erneut zu einer signifikanten und noch dazu zu einer sehr lang anhaltenden Unterdeckung gekommen. Der Netzregelverbund (NRV) war am Donnerstag im Zeitraum von circa 6 Uhr bis 18 Uhr unterdeckt. Zwischen 8 Uhr und circa 11 Uhr lag die Unterdeckung im Mittel bei rund 2000 MW, in der Spitze bei circa 2800 MW. Dies entspreche in etwa der ausgeschriebenen Regelleistung in Deutschland (3.000 MW). Auch abschaltbare Lasten kamen zum Einsatz. Dass der zweite Abruf von Minutenreserve sich über Stunden erstreckt, ist ungewöhnlich. Grund für die Ungleichgewichte sind laut einer ersten Einschätzung der ÜNB größere Prognoseabweichungen zwischen Day-Ahead-Prognose und Hochrechnung, die am frühen Vormittag aus Wind, im Verlauf des Vormittags auch aus PV resultierten.
04.06.20	Redispatch 2.0“: Bayerische Netzbetreiber-Kooperation bereitet sich gemeinsam vor Um die Redispatching-Kosten zu reduzieren und um die Planbarkeit der Prozesse zu erhöhen, müssen gemäß dem Netzausbaubeschleunigungsgesetz (NABEG) ab Oktober 2021 alle Einspeiseanlagen mit einer Leistung von mehr als 100 kW am künftigen Redispatch-Prozess teilnehmen – auch Windkraft- und PV-Anlagen. Vom „Redispatch 2.0“ betroffen sind künftig bundesweit circa 80.000 Erzeugungsanlagen – bisher wurde dieser Prozess von den Übertragungsnetzbetreibern nur mit circa 80 konventionellen Kraftwerken angewendet. In der Folge müssen alle Netzbetreiber, in denen entsprechende Anlagen angeschlossen sind, bis Oktober 2021 neue Fähigkeiten entwickeln, beispielsweise im Bereich der Prognosen von Einspeisungen, Netzzustandsberechnungen oder energetischen Bilanzierungen. In Deutschland betrifft dies circa 800 Netzbetreiber. Der zukünftige Prozess erfordert eine intensive Koordination des Netzbetriebes über Spannungsebenen hinweg. [Anmerkung: Dieses Vorhaben wird hoffentlich zur Systemstabilität beitragen, erhöhte aber die Komplexität erheblich.]
29.05.20	Die Anzahl der Netzeingriffe ist im vergangenen Jahr gesunken, wie aus dem aktuellen Bericht zur Netz- und Systemsicherheit für der Bundesnetzagentur hervorgeht. Entsprechend fielen auch die Gesamtkosten für Netz- und Sicherheitsmassnahmen von 1,4 Mrd. Euro im Vorjahr auf 1,2 Mrd. Euro im Jahr 2018. Die Netzbetreiber regelten demnach 5,5 Mio. kWh Strom aus Erneuerbaren-Energien-Anlagen ab. Im absoluten Zahlen stiegen die sogenannten EinsMan-Maßnahmen damit im Jahresvergleich um 19 Prozent (2018 - 5,4 Mio. kWh). 97 Prozent des Ökostroms konnten transportiert werden.  Mit rund 78 Prozent bleibt Windenergie an Land der am meisten abgeregelte Energieträger, gefolgt von Windenergie auf See mit knapp 18 Prozent. Die Redispatch-Mengen ging von 15,5 auf 13,5 Mio. kWh zurück. Die Redispatch-Massnahmen teilten sich etwa gleich auf Einspeisereduzierungen - und Erhöhungen auf. Zusätzliche Redispatchmengen lieferten in erster Linie Steinkohle- und Gaskraftwerke. Drohte zu viel Strom, drosselten hingegen hauptsächlich Stein- und Braunkohlekraftwerke ihre Produktion. [Anmerkung: Der Rückgang hängt wohl auch mit der Strommarktdrennung zwischen Österreich und Deutschland im Oktober 2018 zusammen]
29.05.20	Kraftwerk Irsching soll wieder Strom erzeugen Vier Jahre lang dienten sie nur als Reserve, weil sie ein Verlustgeschäft waren. Nun sollen zwei moderne Blöcke des Gaskraftwerks Irsching wieder regulär laufen - der Rohstoff ist derzeit deutlich billiger.
26.05.20	Market Watch 2020 - KW21 Zu Beginn der zurückliegenden kurzen Arbeitswoche dominierte die PV-Einspeisung den deutschen Strommix. Bis Donnerstag lagen die Mittagspeaks der PV zwischen 20-30 GW, während die Windkraft wiederholt unter 1 GW fiel. Erst am Wochenende sanken die Tagesmaxima der PV unter 20 GW, an diesen Tagen deckte der Wind den Großteil des deutschen Strombedarfs. Am Mittwoch lag die Residuallast bei wenig Wind und relativ schwacher PV am höchsten, stieg jedoch im gesamten Wochenverlauf nie über 50 GW. Am Sonntag fiel die Residuallast zwischenzeitlich unter 5 GW, Negativwerte (Überproduktion) blieben im Gegensatz zur letzten Woche aus.
25.05.20	Swissgrid nimmt die neue Höchstspannungsleitung Beznau – Birr ein Jahr früher in Betrieb Swissgrid hat die bestehende Leitung zwischen Beznau und Birr auf eine Spannung von 380 kV ausgebaut. Dabei wurde erstmals ein 1,3 Kilometer Teilstück einer Höchstspannungsleitung in die Erde verlegt. Die Kosten für die Erdkabelstrecke der Höchstspannungsleitung Beznau – Birr sind damit über den gesamten Lebenszyklus betrachtet rund 6 Mal höher als für eine Freileitung.
12.05.20	Market Watch 2020 - KW19 Der Spitzenwert der Woche lag im Mittagspeak am Mittwoch bei gut 31 GW PV-Strom. Der stärkste Abruf positiver SRL lag in der vierten Zeitscheibe am Sonntag – mit 1,8 GW wurden 81% der vorgehaltenen Leistung abgerufen. Der stärkste Abruf negativer SRL lag in der vierten Zeitscheibe am Sonntag, es wurde etwas mehr als 1 GW abgerufen. In der vierten Zeitscheibe am Montag stieg der Durchschnittspreis für die Vorhaltung positiver MRL über 2.000 EUR/MW. Das höchste bezuschlagte Gebot lag bei 24.713 EUR/MW.
08.05.20	Eine Rekordeinspeisung an erneubaren Kapazitäten im April und "geringe" Nachfrage lassen den Spotpreis in der deutsch-luxemburgischen auf Rekordwerte fallen und verzeichnen Preise auf einem 20-Jahres-Tief.
01.05.20	In den Jahren 2017 und 2018 mussten jeweils über 5?TWh an überschüssigem Windstrom abgeregelt werden. Das sind 5.000.000.000 kWh. Damit könnten rund 67 Millionen Tesla Autobatterien (75 kWh) vollgelagen werden.
01.05.20	APG Netzbetrieblicher Quartalskurzbericht Quartal 1-4/2019 Die maximal aufgetretenen Werte des Import-Export-Saldos der Regelzone APG (380-, 220- und 110-kV-Ebene) betrugen in Q1-4/2019 in Exportrichtung 3.713 MW und in Importrichtung 4.059 MW. Alle EPM-Abrufe von APG (inklusive EPV) in der Regelzone APG bis zum Ende von Q4/2019 verursachten Kosten in der Höhe von ca. 243,5 Mio. €.
27.04.20	Market Watch 2020 - KW17 In der ersten Hälfte von KW17 deckte die Einspeisung der Erneuerbaren mehrfach annähernd 100 % des deutschen Strombedarfs. Die Windkraft erreichte den wöchentlichen Spitzenwert (38 GW) am Dienstagabend, die Mittagspeaks der PV lagen über 30 GW. Die Spitzenwerte der PV lagen auch in der zweiten Wochenhälfte nur knapp unter 30 GW, der Wind flachte jedoch stark ab. Sowohl am Donnerstag als auch am Sonntag fiel die Windeinspeisung auf 1 GW. In den letzten Wochen und Monaten traten Negativpreise an Wochenenden und Feiertagen auf, die von einer niedrigen Stromnachfrage geprägt waren. An regulären Arbeitstagen kam es bisher nur selten zu Negativpreisen.
21.04.20	Market Watch 2020 - KW16 Das Windangebot fand sein Wochenmaximum bereits am Montagabend (31 GW). Danach sanken die Werte täglich und lagen am Freitag zeitweise unter 1 GW. Am Ostermontag fiel die Residuallast deshalb auf 3 GW. Diese sank am Sonntag sogar unter das Niveau vom Ostermontag. Am Ostermontag lag der DayAhead Strompreis zwischen 15-16 Uhr im Durchschnitt bei -78 EUR/MWh (Intraday: -109 EUR/MWh). Am Dienstag erfolgte in der vierten Zeitscheibe ein 100% Abruf (1,3 GW) der positiven MRL, in der Zeitscheibe zuvor lag ein 95% (1,97 GW) der positiven SRL. Die abgerufene negative MRL-Leistung betrug knapp 700 MW, der Abruf negativer SRL lag bei 1,2 GW.
17.04.20	Letztes Kohlekraftwerk in Österreich geschlossen Das letzte Kohlekraftwerk Österreichs in Mellach in Graz-Umgebung hat den Betrieb eingestellt. Damit endet laut Verbund die „Ära der Kohlestromversorgung in Österreich". Der Verbund wird die Kraftwerksanlage in Mellach für die Anforderungen der sogenannten Engpassvermeidung auf der Brennstoffbasis Erdgas betriebsbereit halten. Das Kraftwerk kann somit bei Bedarf kurzzeitig zur überregionalen Stromnetzstützung abgerufen werden. In dieser Funktion steht auch das benachbarte Gaskombikraftwerk Mellach regelmäßig im Einsatz.
16.04.20	Österreichs Stromversorgung: "Das System wird anfällig" Österreichs Strombranche kommt bisher gut durch die Krise. Allerdings nur, weil genug fossile Kraftwerke zur Verfügung stehen. Das werde sich bald ändern, warnt E-Control-Chef Andreas Eigenbauer. Österreich müsse neue Gaskraftwerke bauen. Doch gerade die vergangenen Wochen haben auch gezeigt, wie stark das Land immer noch auf fossile Kraftwerken bauen muss. Denn die politisch gewünschte Versorgung mit erneuerbaren Energieträgern hängt derzeit wetterbedingt etwas in den Seilen: Der trockene Frühling ließ die Stromproduktion aus Flüssen im Wasserkraftland Österreich massiv einbrechen. Aktuell liefert die Donau nur etwa halb so viel Energie, vor einem Jahr. Seit Beginn der Ausgangsbeschränkungen sinkt der Stromverbrauch der Österreicher kontinuierlich. In der ersten Aprilwoche benötigten sie etwa um 19 Prozent weniger Elektrizität als Anfang März. Im ersten Quartal stemmten Gaskraftwerke fast ein Viertel der heimischen Stromproduktion. Dieses Sicherheitsnetz für die Energieversorgung ist akut gefährdet, warnt E-Control-Ko-Vorstand Andreas Eigenbauer. 2030 steht Österreich vor einer Versorgungslücke im Ausmaß von 1,3 Gigawatt. Das entspricht etwa vier großen Laufkraftwerken an der Donau. Soll ein neues Kraftwerk gebaut werden, brauche das eine Vorlaufzeit von sechs Jahren. Im Vorjahr meldete der Übertragungsnetzbetreiber APG mehr als ein Dutzend kritischer Situationen, in denen das Netz an der Grenzen seiner Belastbarkeit kam.
15.04.20	Market Watch 2020 - KW15 Die durch Corona-Maßnahmen reduzierte Stromnachfrage ließ keine hohe Residuallast zu. Lediglich am Mittwochabend lag die Residuallast deutlich über 50 GW. Im Vergleich zu anderen europäischen Ländern zeigte sich die Stromnachfrage in Deutschland allerdings weiterhin robust: Nach Daten von Montel Energy Quantified lag die Nachfrage in Deutschland bei 96% des Normalbedarfs, während der Verbrauch in Spanien auf 81% und in Italien auf 74% fiel. Nach vier Sonntagen mit Negativpreisen lag der stündliche DayAhead am Ostersonntag wieder durchgängig im positiven Bereich – Grund war die schwächere Windproduktion. Der stärkste Abruf negativer SRL lag bei knapp 1,4 GW.
12.04.20	Seit Mitte März war aufgrund der Corona-Krise eine deutliche Abwärtsbewegung bei den Strompreisen für Lieferungen im zweiten, dritten und vierten Quartal des Jahres 2020 als auch für das Folgejahr 2021. So fiel der Strompreis von Anfang bis Mitte März am deutlichsten für das 2. Quartal (-35%) und das 3. Quartal (-23%). Für das 4. Quartal und das Kalenderjahr 2021 gab der Strompreis um etwas mehr als 15% nach. Seit Anfang April hat sich der Strompreis an den Terminmärkten wieder erholt. Für das 4. Quartal und das Folgejahr 2021 bewegt sich der Strompreis mittlerweile nur noch knapp unterhalb des Strompreises von Anfang März.
07.04.20	Market Watch 2020 - KW14 Am Sonntag (05.04) lag die Windeinspeisung bis zu 4 GW über der Prognose, wobei die Stromnachfrage hinter der Vorhersage zurückblieb. Die Residuallast ging unter 5 GW. Positive MRL wurde täglich abgerufen. Der stärkste Abruf fand am Samstag in der sechsten Zeitscheibe statt, mit 1,3 GW wurden knapp 100% der vorgehaltenen Reserve abgerufen. Der stärkste Abruf positiver SRL lag in der dritten Zeitscheibe am Sonntag, mit 1,9 GW wurden etwa 85% der verfügbaren positiven SRL in Anspruch genommen.
30.03.20	Live-Tracker: So bremst Corona die Wirtschaft - Echtzeit-Daten über die wirtschaftlichen Auswirkungen der Coronakrise sind sehr schwer zu beschaffen. Ein Großteil der wirtschaftlichen Aktivitäten hängt jedoch stark von der Nutzung von Elektrizität ab. Da die Coronavirus-Krise weite Teile der Wirtschaft unter Druck setzt, geht der Energieverbrauch zurück, wie eine ab heute täglich aktualisierte Live-Grafik der Agenda Austria zeigt.
29.03.20	Die Coronakrise und der Strommarkt Wie unsere hauseigenen Stromhändler berichten, sind die Auswirkungen allerdings weniger aufgrund der gesunkenen Strompreise, sondern wegen der Lastverschiebungen im Tagesverlauf bemerkenswert. Normale Gewohnheiten der deutschen Stromverbraucher wie frühmorgens aufstehen, Licht machen, Duschen, die Kaffeemaschine einschalten und vieles mehr verschwinden durch die Ausgangsbeschränkungen oder verteilen sich auf den ganzen Tag. Der enorme Rückgang des Stromverbrauchs zeigt auch deutliche Effekte auf dem Regelenergiemarkt. So stieg der Preis für negative Sekundär- und Minutenreserveleistung am vergangenen Wochenende stark an, da die Netzbetreiber durch den Einsatz von großen Mengen negativer Sekundärregelleistung (SRL) und Minutenreserveleistung (MRL) dem Stromnetz den überschüssigen Strom entziehen mussten.Normale Leistungspreise für negative SRL und MRL liegen im einstelligen Eurobereich – am Samstag (21.03.2020) stiegen die Preise jedoch zunächst auf 20 Euro pro MW, am Sonntag dann auf rekordverdächtige 80 Euro pro MW an. Die Netzbetreiber deckten sich mit negativer Regelenergie für die erwarteten Stromverbrauchseinbrüche am Montag ein. Die charakteristischen Peaks, also die Höchstverbrauchswerte, sind im derzeitigen Preisverlaufsprofil eines normalen Tages am Intradaymarkt kaum zu erkennen. Unsere Stromhändler müssen daher an eine neue Situation im Stromhandel anpassen, der sie weder während ihrer Ausbildung noch bisher im Arbeitsalltag begegnet sind. Auch in der Primärregelleistung (PRL), die keine negativen und positiven Produkte kennt, sondern kontinuierlich die Netzfrequenz ausgleicht, wurden sehr viel höhere Leistungspreise als üblich erzielt (Samstag 164 Euro/MW, Sonntag 260 Euro/MW). Auf dem Regelenergiemarkt kam es trotz der sprunghaft gestiegenen Nachfrage nach negativer Regelenergie zu keinen Turbulenzen.
28.03.20	Ein Drittel weniger Stromverbrauch in Tirol Durch die Corona-Krise ist der Strombedarf in Tirol um rund 30 Prozent gesunken. Alle Tiwag-Baustellen mit Ausnahme der für die Sicherheit erforderlichen Arbeiten sind derzeit eingestellt. Besonders schmerzt uns die Unterbrechung der Bautätigkeiten bei den für die Landesversorgung wichtigen Projekten „Erweiterung Kraftwerk Kirchbichl“ und „Revision KW Kühtai“. Grundsätzlich ist in den nächsten Jahren aber auch ohne Corona ein großflächiger Stromausfall wahrscheinlicher geworden.
18.03.20	Zehn Prozent weniger Stromverbrauch Durch die Coronavirus-Krise ist der Stromverbrauch merklich, um rund zehn Prozent, zurückgegangen. Damit liege Österreich im europäischen Gleichklang. Frankreich habe auch rund ein Zehntel Rückgang eingemeldet, Italien minus 20 Prozent. Die Strompreise seien aufgrund der geringeren Nachfrage rückläufig. In Europa gebe es derzeit das „altbewährte Bild“ mit Frankreich und Deutschland als Stromexporteuren und dem Rest Europas als Importeur, vor allem Italien – nicht nur wegen der Corona-Krise. Frankreich exportiere aktuell sehr viel, über 10.000 Megawatt (MW), Deutschland bis zu 10.000 MW. Der Rest Europas sei Importeur. Auch Österreich finde sich momentan unter den Stromeinfuhrländern.
17.03.20	Die Corona-Krise und die steigende Blackout-Gefahr
09.03.20	ENTSO-E has recently found evidence of a successful cyber intrusion into its office network A risk assessment has been performed and contingency plans are now in place to reduce the risk and impact of any further attacks. It is important to note that the ENTSO-E office network is not connected to any operational TSO system. Our TSO members have been informed and we continue to monitor and assess the situation.
07.03.20	Quartalsbericht zu Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen Zweites und Drittes Quartal 2019 Die absoluten Abregelungsmengen von Strom aus Erneuerbaren Energien und KWK-Anlagen im Rahmen des Einspeisemanagements (EinsMan) lagen bei 875 GWh in Quartal 2 bzw. 864 GWh in Quartal 3 und sind im Vergleich zum zweiten Quartal 2018 gesunken und im Vergleich zum dritten Quartal 2018 gestiegen (Q2 2018 - 945 GWh, Q3 2018 - 723 GWh).Die geschätzten EinsMan-Entschädigungsansprüche der Anlagenbetreiber beliefen sich im zweiten Quartal 2019 auf rund 90 Mio. Euro (Q2 2018 - 102 Mio. Euro) und im dritten Quartal 2019 auf rund 91 Mio. Euro (Q3 2018 - 78 Mio. Euro).Der Trend aus dem zweiten Quartal setzte sich im dritten Quartal 2019 fort, auch hier stiegen die Redispatchmaßnahmen auf ein Niveau über dem des Vorjahres, wobei sich das Countertradingvolumen im Vergleich zum Vorjahr vervierfachte. Die Einspeisereduzierungen beliefen sich auf 1.630 GWh und die Einspeiseerhöhungen auf 1.627 GWh (in Summe 3.257 GWh) und waren damit höher als im zweiten Quartal 2019 und als im dritten Quartal 2018 (Q3 2018 - 3.068 GWh). Der Anteil der abgeregelten konventionellen Energieträger lag damit in 2019 für das zweite Quartal bei 2 % und für das dritte Quartal bei rund 2,5 % der eingespeisten konventionellen Erzeugung.Die vorläufigen Einsatzkosten für Redispatchmaßnahmen mit Markt- und Reservekraftwerken und Countertradingmaßnahmen lagen im zweiten Quartal 2019 bei rund 48 Mio. Euro und somit auf dem Vorjahresniveau (Q2 2018 - 48 Mio. Euro). Im dritten Quartal lagen diese Kosten bei rund 73 Mio. Euro (Q3 2018 - 93 Mio. Euro), wobei entsprechend der Mengenzunahme insbesondere der Anteil der Kosten für Countertrading gestiegen sind. Die Vorhaltekosten für die Netzreserve sind der Bundesnetzagentur bisher in Höhe von 178,2 Mio. Euro bekannt.Die vorläufigen Gesamtkosten für Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen (EinsMan, Redispatch inkl. Countertrading und Netzreserve) für die bereits vorliegenden drei Quartale des Jahres 2019 liegen bei rund 952,4 Mio. Euro.
07.03.20	Im Szenario 2 (Kohleausstieg wie geplant) zeigt sich für 2021 eine positive verbleibende Leistung von 2,6 GW und für 2022 ein Importbedarf von ca. 7,2 GW. Zusätzlich zu den 4,1 GW Kernkraftwerksleistung gehen in Szenario 2 zum Ende 2021 weitere 0,9 GW Braun- und ca. 5,3 GW Steinkohleleistung vom Netz = 10,3 GW! Siehe Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2018-2022 unter Alle wollen importieren, nur niemand sagt, woher der Strom dann wirklich kommen soll …
28.02.20	Die Winterstürme Sabine, Victoria und Yulia brachten neue Rekorde – zuletzt den noch nie dagewesenen Spitzenwert von 46,2 Gigawatt (GW). Der Anteil der Erneuerbaren an der Nettostromerzeugung lag in der dritten Februarwoche bei 69 Prozent, 55 Prozent hiervon steuerte der Wind bei. Nie zuvor wurde so viel Windstrom ins deutsche Stromnetz eingespeist. Quelle: www.next-kraftwerke.de
26.02.20	Nach Recherchen von ZEIT ONLINE regelten die Übertragungsnetzbetreiber allein in den beiden am stärksten betroffenen Gebieten während des Sturms Sabine 210 Gigawattstunden (GWh) Windstrom ab. Im Netz von Tennet im Nordwesten blieb mit 160 GWh die größte Menge Windstrom zwangsweise unproduziert, bei Netzbetreiber 50Hertz im Nordosten waren es 50 GWh. Keine Spitzenwerte, betonen die Netzbetreiber. Aber alles andere als Peanuts: Mit den 210 GWh unproduzierten Windstroms könnten 60.000 Haushalte, eine ganze Stadt, ein Jahr lang ihren kompletten Bedarf decken.
22.02.20	Erster Reaktor des Atomkraftwerks Fessenheim (FRA) mit 920 MW abgeschaltet. Die Abschaltung des zweiten Reaktors mit ebenfalls 920 MW ist für 30.06.20 geplant.
12.02.20	Das Energiewirtschaftliche Institut an der Kölner Universität (EWI) stellt in Frage, ob das gegenwärtige Design des Strommarkts geeignet ist, das derzeit sehr hohe Niveau der Versorgungssicherheit auch künftig zu halten. Denn mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien wächst der Bedarf an regelbarer Leistung. Zugleich gehen jedoch konventionelle Erzeugungskapazitäten vom Netz. In einer Studie für den Verband Zukunft Erdgas haben die EWI-Autoren ermittelt, dass bis 2030 bis zu 45 Gigawatt an zusätzlicher regelbarer Leistung nötig sind, um die gewohnte Systemsicherheit aufrecht zu halten. Geplant sind derzeit aber lediglich sieben Gigawatt.
11.02.20	Das Sturmtief Sabine verursachte heute Montag mehrere Schäden am Höchstspannungsnetz. In der Innerschweiz führte der Sturm zu einem Stromausfall und einem Brand. Auch in der Ost- und Westschweiz führte Sturm Sabine zu Ausschaltungen von Leitungen. Die Netzsicherheit ist gewährleistet.
08.02.20	Uniper nimmt bis 2025 2.9 GW Kohlestromleistung vom Netz bis Ende 2022 sollen das Kraftwerk Wilhelmshaven sowie drei Steinkohle-Kraftwerksblöcke in Gelsenkirchen-Scholven mit einer Gesamtleistung von rund 1.500 Megawatt vom Netz gehen. In Scholven soll eine Gas-und-Dampfanlage (GuD) die bestehenden Anlagen perspektivisch ersetzen. Bis spätestens Ende 2025 sollen weitere 1.400 Megawatt an den Standorten Staudinger und Heyden abgeschaltet werden. Das 1.1-GW-Kohlekraftwerk Datteln 4 geht aber in Betrieb.
05.02.20	Anzengruber: Im Regierungsabkommen steht im Prinzip, dass das Blackout-Szenario ein Szenario bleiben soll. Das ist ein Wunsch, den die Regierung mit Maßnahmen hinterlegen muss. Ich bin mir allerdings nicht sicher, ob wirklich schon allen Beteiligten bewusst ist, wie groß die Herausforderung der Versorgungssicherheit ist.
05.02.20	Kooperation zwischen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) sorgt für mehr Stabilität im europäischen Stromnetz. Seit Dezember 2019 tauschen die deutschen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) 50Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW sowie die österreichische APG sogenannte „Minutenreserve“ aus. Damit kooperieren Deutschland und Österreich als erste Staaten in Europa bei allen Regelreservearten. Unter Minutenreserve versteht man die Bereitstellung kurzfristiger Stromreserven zum Ausgleich von Schwankungen von Erzeugung und Verbrauch, die sich auf die Frequenz auswirken. Minutenreserve wird nach den beiden kurzfristig wirkenden Ausgleichsenergien „Primärregelleistung“ und „Sekundärreserve“ eingesetzt. Die Aktivierung von Minutenreserve erfolgt innerhalb von 15 Minuten. Diese Flexibilität leistet einen wesentlichen Beitrag zur sicheren Stromversorgung in Europa.
03.02.20	SuedLink (700 Kilometer, geplante Inbetriebnahme: 2026): Das aktuelle Bundesbedarfsplangesetz vom Mai 2019 sieht den Bau von Leitungen mit einer Gesamtlänge von 5.900 Kilometern vor, verteilt auf bundesweit 47 Netzausbau- und Verstärkungsvorhaben. Schon 2022, wenn die letzten Atomkraftwerke in Deutschland vom Netz gehen werden, steigt der Bedarf an alternativer Stromerzeugungsleistung in den Verbrauchszentren Bayerns, Baden-Württembergs und Hessens sprunghaft an. Prognosen zufolge werden diese für den Industriestandort Deutschland immens wichtigen Regionen mindestens ein Drittel ihres Jahresverbrauchs an Strom importieren müssen. In Nord- und Ostdeutschland übertrifft dagegen die geplante überwiegend erneuerbare Stromerzeugung die lokale Nachfrage um mehr als das Doppelte. Damit die Versorgung im Süden weiterhin sicher bleibt, muss die hierfür nötige Infrastruktur geschaffen werden. Denn das bestehende Übertragungsnetz in Deutschland ist für den Transport großer Strommengen über weite Strecken von Nord- nach Süddeutschland bislang nicht ausgelegt und muss deshalb ausgebaut werden. Doch nicht nur Leitungsbauvorhaben wie SuedLink erhöhen die Flexibilität und letztlich auch die nötige Stabilität im Energiesystem. Unterschiedlichste Technologien wie beispielsweise Batteriespeicher, Power-to-X-Anwendungen oder neue Steuerungsmöglichkeiten im Lastmanagement gewinnen als effiziente technische Flexibilitätsoptionen an Bedeutung und wurden entsprechend bei der Netzplanung berücksichtigt. Der Großteil dieser Flexibilisierungsoptionen ermöglicht zwar eine zeitliche Verschiebung zwischen Erzeugung und Verbrauch von Strom aus erneuerbaren Energien, nicht jedoch eine räumliche. Power-to-X-Anwendungen sind nicht zuletzt aufgrund hoher Umwandlungsverluste bei der Stromerzeugung keine wirkliche Alternative, um Unterschiede in der Stromerzeugung zwischen zwei Regionen auszugleichen. Der Strombedarf insbesondere in den Ballungsräumen und Industriezentren Süddeutschlands lässt sich mit diesen ergänzenden Maßnahmen allein nicht decken. Perspektivisch wird das bereits heute vorhandene Stromerzeugungsdefizit in diesen Regionen im Zuge des Kohle- und Atomausstiegs weiter zunehmen.
25.01.20	Sellrain/Silz vom Stromnetz, Notfallplan für Blackout. Kraftwerksgruppe ist wegen Großrevision bis Juli außer Betrieb. Europa-weiter Stromausfall hätte Konsequenzen für die Wiederversorgung Tirols. Siehe auch www.tiwag.at.
25.01.20	Frankreich schließt 14 Atomkraftwerke bis 2035. Bis 2028 sollen 4 bis 6 Kernkraftwerke stillgelegt werden.
25.01.20	Der Stromhandel im November und Dezember 2019. Deutschland exportierte in den beiden vergangenen Monaten mehr Strom als es importierte. Der Nettoexport fiel aber um 23 Prozent gegenüber dem gleichen Vorjahreszeitraum. Größte Importeure von hier produziertem Strom waren Österreich, Frankreich und die Schweiz. Der durchschnittliche Großhandelsstrompreis lag bei 36,41 Euro/MWh und somit deutlich unter dem Durchschnittspreis des Vorjahreszeitraums (52,33 Euro/MWh).
25.01.20	Deutschlands erste hybride Statcom-Anlage im Umspannwerk Borken in Betrieb. Deutschlands erste hybride Statcom-Anlage sorgt für dynamische Spannungsunterstützung und die Bereitstellung von Blindleistung. TenneT versorgt mit mehr als 23.000 Kilometern Stromleitungen rund 41 Millionen Endverbraucher indirekt mit Strom. Der Großteil des Netzes ist dabei als eng vermaschtes Drehstromnetz aufgebaut. Damit die Stromübertragung im Netz funktioniert, wird Blindleistung für den Spannungsaufbau benötigt. Zur Wirkleistung, die tatsächlich beim Verbraucher ankommt, sollte die Blindleistung stets im richtigen Verhältnis stehen, damit der Stromtransport nicht beeinträchtigt wird. Das heißt, ohne Blindleistung ist kein Stromtransport möglich, jedoch reduziert zu viel Blindleistung im Netz die Wirkleistung und kann sich entsprechend negativ auf die Stromübertragung auswirken. Auf das richtige Maß kommt es an.
18.01.20	Das neue Steinkohlekraftwerk Datteln 4: Das Kraftwerk hat einen sehr hohen Wirkungsgrad und erzeugt Bahnstrom und Fernwärme für rund 100.000 Haushalte in der Region. Das 1,1-Gigawatt-Kraftwerk ist derzeit in einer Testphase mit maximal gut 600 Megawatt Stromerzeugung. Die Inbetriebnahme ist für den Sommer geplant.
13.01.20	TenneT steigert Anschlusskapazität für Offshore-Windenergie in Deutschland auf 7.132 Megawatt. Mit drei weiteren Offshore-Netzanschlüssen in der Umsetzung werden im Jahr 2025 allein von TenneT in Deutschland rund 10.000 Megawatt Übertragungskapazität in der Nordsee bereitgestellt. In den Niederlanden wird bis 2023 die Anschlussleistung auf 3.500 Megawatt ausgebaut. Der bisherige Maximalwert der Einspeisungsleistung der Offshore-Windparks in der Nordsee wurde am 05. Dezember 2019 mit 6.077 Megawatt erreicht. Der Kapazitätsausbau der Offshore-Windparks in der Nordsee lag am Stichtag 31.12.2019 bei 6.436 Megawatt.
08.01.20	Trans European Replacement Reserves Exchange (TERRE) is the European implementation project for exchanging replacement reserves in line with the Electricity Balancing guideline. The aim of TERRE is to build the RR Platform and set up the European RR balancing energy market in order to create a harmonized playing fields for the Market Participants.
06.01.20	Kraftwerksgruppe Sellrain-Silz vor Großrevision: 38 Jahre nach Inbetriebnahme muss sich die Kraftwerksanlage Sellrain-Silz einer Großrevision unterziehen. Derzeit (August 2019) werden die von der Behörde vorgeschriebenen Absenkungen bzw. Entleerungen der beiden Speicher Finstertal und Längental vorbereitet. Diese sollen bis zum Juni 2020 abgeschlossen sein. Sämtliche Maßnahmen sollen bis zum Frühsommer 2020 abgeschlossen sein. Anmerkung: Damit gibt es wohl auch größere Einschränkungen bei der aktuellen Schwarzstartfähigkeit von Tirol. Siehe Situation in Tirol ganz unten.
02.01.20	Ak­tu­el­le Strom­markt­da­ten BNetzA: Der Anteil des aus erneuerbaren Energien erzeugten Stroms an der Netzlast lag im Jahr 2019 bei 47,0 Prozent (2018 - 40,6 Prozent). Den größten Beitrag dazu leisteten Windkraftanlagen – vor allem an Land. In der Tagesbetrachtung lag der Anteil erneuerbarer Energien an der Netzlast 2019 immer bei mindestens 14,6 Prozent. Der höchste Wert innerhalb einer Stunde wurde am 22. April 2019 zwischen 12:00–13:00 Uhr mit 106,9 Prozent. Der Importbedarf ist von 19,2 TWh (2018) auf 24,2 TWh (2019)  gestiegen. Siehe auch Importentwicklung seit 2015 (auf das Bild klicken, um dieses zu vergrößern):
23.12.19	Im Dezember gehen im voralpinen Raum des europäischen ENTSO-E Verbundnetzes 5% des schweizerischen Stroms (KKM, 0,4 GW) und fast 20% des badenwürttembergischen Stroms (KKW Philippsburg, 1,45 GW) vo Netz.
20.12.19	Mindestproduktion mit Speicherkraftwerken in der Westschweiz vereinbart: Zur Sicherung der Netzstabilität in der Region zwischen Bassecourt, Mühleberg und Chamoson hat Swissgrid mit ausgewählten Kraftwerken in der Westschweiz eine Mindestproduktion für die Zeit der Schwachlasttage zwischen Weihnachten und Neujahr vereinbart. Der Grund für die Massnahme liegt in der beschränkten Verfügbarkeit des Transformators Bassecourt und des noch nicht installierten neuen Transformators Mühleberg. Beide Projekte werden im Frühjahr 2020 umgesetzt. Die präventive Massnahme dient der Vermeidung der Überlastung von Netzelementen in der Westschweiz.
19.12.19	Mühleberg geht vom Netz: Die Abschaltung des Kernkraftwerks hat Auswirkungen auf das Übertragungsnetz: Mit dem Wegfall von Mühleberg erhöht sich die Importabhängigkeit der Schweiz. Gerade im Winter sind wir auf Strom aus dem Ausland angewiesen, da die Produktion in der Schweiz den Verbrauch nicht decken kann. Um die Versorgungssicherheit mittelfristig zu gewährleisten, muss Swissgrid die Importkapazitäten erhöhen.
14.12.19	Frankreich baut in den ersten neun Monaten 707 Megawatt Photovoltaik zu: Die Solarstromerzeugung stieg im Zeitraum von Januar bis September um knapp 9,2 Prozent gegenüber dem Vorjahreszeitraum. Die kumuliert installierte Photovoltaik-Leistung beläuft sich damit auf 9,6 Gigawatt. In den ersten drei Quartalen 2018 lagen die Neuinstallationen mit 711 Megawatt nur leicht höher. Mehr als die Hälfte der zugebauten Kapazität entfiel in diesem Jahr auf Projekte mit einer Größe von über 250 Kilowatt Leistung, obwohl diese Anlagen in der Anzahl weniger als 1 Prozent aller neu angeschlossenen Projekte ausmachten. Die Solarproduktion deckt derzeit rund 2,8 Prozent des gesamten Stromverbrauchs in Frankreich.
11.12.19	Market Watch - KW 49 next-kraftwerke.de: Mit einer Wochenhöchstleistung von 44 GW am Sonntagnachmittag lag die Windstromproduktion so hoch wie zuletzt am 15. März 2019. Begonnen hatte die Woche mit Einspeisungen zwischen 5 GW – 20 GW. Da die PV-Leistung den Trend der letzten Wochen fortsetzte und Peak-Werte zwischen 4 GW – 12 GW lieferte, erreichte die Residuallast (N (Nachfrage) – FEE (fluktuierende Erneuerbare Energien) = R (Residuallast)) am Dienstag und Mittwoch noch Werte nördlich der 60 GW. Die Leistung aus Windkraft lag bis zum Ende der Woche durchgängig oberhalb der 30 GW. Gepaart mit milderen Temperaturen und der gewohnt niedrigeren Stromnachfrage am Wochenende fiel die Residuallast an den letzten Tagen der Woche mehrfach unter die 10 GW Linie. Siehe auch bei den Negativstrompreisen weiter unten.
05.12.19	Schweiz: Das Kernkraftwerk Mühleberg (KKM) mit einer Leistung von 373 MW wurde 1972 in Betrieb genommen und wird am 20.12.19 stillgelegt. Die jährliche Produktion entsprach rund 5 % des gesamten Schweizer Strombedarfs.
01.12.19	Netzbetrieblicher Quartalskurzbericht Quartal 1-3/2019: Die Engpassmanagement-Kosten für APG betrugen bis zum Ende von Q3/2019 ca. 132,9 Mio. €. Alle EPM-Abrufe von APG (inklusive EPV) in der Regelzone APG bis zum Ende von Q3/2019 verursachten Kosten in der Höhe von ca. 202,9 Mio. €. Diese Kosten wurden zum Teil weiterverrechnet, da sie durch externe TSOs aufgrund von externen Engpässen angefordert wurden.
28.11.19	Spätestens in der Silvesternacht 2019 geht das Atomkraftwerk Philippsburg endgültig vom Netz. Somit fehlen auf einen Schlag rund 17% der gesicherten Stromerzeugung in Baden-Württemberg (1.468 MW). Die Brennstäbe müssen drei bis vier Jahre ins Abklingbecken gehen, bevor sie in Castoren gepackt und ins Zwischenlager am Standort gehen. Siehe auch Süddeutschland braucht künftig zunehmend Stromimporte – nur woher?
28.11.19	Winter Outlook 2019/2020 - Summer Review 2019: Under normal conditions, the pan-European adequacy analysis indicates no risk for supply shortage during system-wide peak moments. Nevertheless, extreme cold spells, combined with low renewable generation and unplanned outages of generation and transmission, indicate a risk of supply shortages in Belgium and France in January 2020. Adequacy risk is observed when the daily average temperature in that region drops to -5°C, which is nearly 10°C lower than the normal January temperature and rather unlikely in the region. Under these circumstances, both countries would heavily rely on imports. Renewable generation capacity in 2019 increased at the same pace as in 2018 in Europe. As a result, higher renewable curtailment should be expected in periods with low demand and high renewable generation compared to winter 2018/2019. In addition, conventional generation continued to be decommissioned since 2018 but at a slower rate. No significant events were recorded in summer 2019. Some heatwaves were recorded, but with no impact on electricity supply. Hydro reservoir levels remained stable over 2019 and were near average by the end of the summer season in most regions, except Italy, where reservoir levels settled slightly above historical minimum levels. Weitere Details sihe unter dem Beitrag Winter Outlook 2019/2020.
28.11.19	Monitoringbericht 2019 der Bundesnetzagentur: Der Redispatchbedarf (Redispatchmaßnahmen dienen dem Erhalt der Netz- und Systemsicherheit) war im Jahr 2018 weiterhin hoch, das Volumen ist aber im Vergleich zum Jahr 2017 gesunken. An 354 Tagen des Jahres wurden entsprechende Redispatching-Eingriffe angewiesen. Die Kosten für Redispatchmaßnahmen mit Markt- und Netzreservekraftwerken lagen im Jahr 2018 bei rund 803 Mio. Euro. Das Einspeisemanagementvolumen Vorjahres. Die durch die Netzbetreiber an die Bundesnetzagentur gemeldeten geschätzten Entschädigungsansprüche der Anlagenbetreiber belaufen sich für das Gesamtjahr 2018 auf rund 635,4 Mio. Euro und liegen somit etwas über dem Niveau des Vorjahres (Gesamtjahr 2017 - 609,9 Mio. Euro). In Bezug auf Netzreservekraftwerke wurden im Gesamtjahr 2018 an 166 Tagen Abrufe mit einer Gesamtarbeit von rund 904 GWh getätigt. Die Vorhaltekosten zzgl. weiterer abrufunabhängiger Kosten lagen bei rund 330,3 Mio. Euro. Die Ausfallarbeit durch Einspeisemanagementmaßnahmen (EinsMan-Maßnahmen), also die Abregelung von EEG- oder KWKG-vergüteten Anlagen, lag im Jahr 2018 mit insgesamt 5.403 GWh auf einem weiterhin hohen Niveau. Im Vergleich zum Vorjahr sank die Menge leicht um zwei Prozent (2017 - 5.518 GWh). Die Summe der ausgezahlten Entschädigungen hat sich im Jahr 2018 mit rund 719 Mio. Euro gegenüber 2017 um rund 145 Mio. Euro erhöht (2017 - 574 Mio. Euro) [siehe auch Meldung vom 2.11. weiter unten]. In Summe beliefen sich die Kosten für Netz- und Systemsicherheit im Jahr 2018 auf rund 1.438,4 Mio. Euro. Dies ist eine Minderung von rund 72,3 Mio. Euro (-4,8 Prozent) im Vergleich zum Vorjahr (2017 - 1.510,7 Mio. Euro).
23.11.19	Energiewende-Index: Der Energiewende-Index betrachtet seit 2012 alle sechs Monate den Status der Energiewende in Deutschland entlang der drei Dimensionen des energiewirtschaftlichen Dreiecks: Klima- und Umweltschutz, Versorgungssicherheit und Wirtschaftlichkeit. Das Fazit: Deutschland verfehlt den Großteil seiner selbstgesteckten Ziele für die Energiewende bis 2020. Gleichzeitig ist mittelfristig nach dem beschlossenen Atom- und Kohleausstieg die Versorgungssicherheit gefährdet, wenn die abgeschalteten Kapazitäten nicht rechtzeitig flexibel ersetzt werden und der Ausbau der Transportnetze schneller vorankommt.
10.11.19	Amprion nimmt rotierenden Phasenschieber in illingen in Betrieb: Der deutsche Übertragungsnetzbetreiber Amprion hat in der Umspannanlage Illingen-Uchtelfangen einen rotierenden Phasenschieber in Betrieb genommen. Dieser gleicht der rotierende Phasenschieber Spannungsspitzen und -täler im Stromnetz in kürzester Zeit aus und stabilisiert so das Netz. Er dient nicht nur für den Blindleistungshaushalt und damit zur Spannungshaltung, sondern ist "automatisch" auch Teil der Momentanreserve im Gesamtsystem. Die Anlage ist die zweite im gesamten Netzgebiet des Übertragungsnetzbetreibers, das von Niedersachsen bis an die Alpen reicht.
03.11.19	Münchens Kohleausstieg bis 2022 geplatzt: Laut Bürgerentscheid muss München bis Ende 2022 den Steinkohle-Block im Kraftwerk Nord stilllegen - das hat nun die Bundesnetzagentur verboten. Die Anlage sei "systemrelevant" und für die Versorgungssicherheit nötig, beschloss die Behörde. Das Kraftwerk soll bis Ende 2027 gedrosselt weiterlaufen: In den drei Sommermonaten gar nicht, mit 60 Prozent Leistung in den Wintermonaten, um die Anlage dann bei Bedarf rasch hochfahren zu können, und dazwischen mit etwa einem Viertel der Leistung. Den Betrieb noch stärker zu drosseln oder die Anlage gar nur als Reserve für echte Strom-Notfälle bereitzuhalten, sei unmöglich, ohne sie zu beschädigen - schließlich sei sie technisch auf einen Dauerbetrieb ausgelegt. Während man bei einer Abschaltung Strom auch zukaufen könnte, ist das bei der Fernwärme nicht möglich. Dann blieben bei einem sehr strengen Winter womöglich Wohnungen unbeheizt.
02.11.19	Geisterstrom aus Windparks: 364 Millionen Euro fürs Nichtstun: Schleppender Ausbau, überlastete Netze: Im ersten Quartal 2019 zahlte die Bundesnetzagentur rund 364 Millionen Euro an Betreiber von Windkraftanlagen - für Strom, der nie produziert wurde. Das Phänomen "Geisterstrom" belegt die Probleme der deutschen Energiewende. 3,23 TWh traten im Zeitraum von Januar bis März ihren Weg ins Stromnetz überhaupt nicht an. Wegen überlasteter Netze mussten die Windräder zwangsweise abgeregelt werden, um einen Blackout zu vermeiden.
23.10.19	Nach Beinahe-Blackout: Aufsichtsverfahren gegen Strombranche Die Bundesnetzagentur hat ein Aufsichtsverfahren gegen sechs Stromversorger eingeleitet. Hintergrund ist ein Vorfall vom Juni, als es fast zu einem Blackout kam. Nur das Eingreifen der Netzbetreiber konnte einen größeren Stromausfall verhindern. Siehe auch Die Lage war besorgniserregend
23.10.19	Gaskraftwerke sind zwar Systemrelevant, aber derzeit wird nichts investiert, weil es sich nicht rechnet. ORF Konkret
14.10.19	Die Spannungserhöhung der Höchstspannungsleitung Bassecourt – Mühleberg wird wegen Beschwerden an das Bundesverwaltungsgericht verzögert. Durch die Stilllegung des Kernkraftwerks Mühleberg fällt ab Ende 2019 ein Teil der Schweizer Energieproduktion im Mittelland weg. Diese fehlende Einspeisung muss mittelfristig durch höhere Produktion von Schweizer Kraftwerken oder durch Energieimporte aus dem Ausland kompensiert werden. Um die zusätzlichen Importe zu ermöglichen, müssen die bestehenden Kapazitäten der Höchstspannungsleitungen und Transformatoren zwischen Bassecourt und Mühleberg erweitert werden. Dies ist besonders in den Wintermonaten wichtig, wenn die Schweiz auf zusätzliche Energieimporte angewiesen ist.
12.10.19	Stromnetz ohne doppelten Boden - Die Verzögerungen im Netzausbau zwingen den Übertragungsnetzbetreiber Tennet zu einem Paradigmenwechsel: Das Unternehmen hebt die n-1-Sicherheit streckenweise auf, um mehr Offshore-Windstrom ins Netz zu pressen. Das deutsche Stromnetz gilt als eines der sichersten der Welt. Es ist so großzügig ausgelegt, dass beim Ausfall einer großen Leitung der Strom einfach über eine andere fließen kann. Diese n-1-Sicherheit wird dadurch erreicht, dass die Kabel nie voll ausgelastet sind. Im Stromnetz verbleibt also ständig eine Sicherheitsreserve, die nur im Notfall zum Einsatz kommen darf. Der Übertragungsnetzbetreiber Tennet muss ständig rund ein Drittel seiner Transportkapazitäten für solche Ernstfälle vorhalten. Betroffen ist die 220-kV-Doppelleitung zwischen Emden an der Nordseeküste und dem rund 70 Kilometer entfernten Conneforde in Niedersachsen. Beide Kabel auf dieser Trasse liefen bei hoher Windstrom-Einspeisung annähernd auf Volllast. Einen Sicherheitspuffer gibt es folglich nicht mehr. Das Blackout-Risiko steige dadurch nicht, beteuert Tennet. Vorausgesetzt – heißt es in Branchenkreisen – es werde richtig gemacht. Das große Problem ist, dass das Onshore-Netz viel zu schwach ist, um so viel Offshore-Strom aufnehmen zu können. Zwischen Emden und dem Übertragungsnetz in Conneforde soll eine 380-kV-Leitung gebaut werden. Allerdings ist die im August erst genehmigt worden. Fertig ist sie frühestens 2021, vielleicht auch erst 2023, sollte der Planfeststellungsbeschluss beklagt werden.
24.09.19	Netzsicherheit - Insgesamt wurden schon im ersten Quartal 2019 fast 500 Millionen Euro fällig, um die Sicherheit der Stromnetze (DEU) zu gewährleisten, ein neuer Rekord für drei Monate.
22.09.19	Es ist Feuer auf dem Dach der Stromversorgung - So wie heute bereits sehr häufig wird das Netz zukünftig zunehmend an seiner technischen Belastungsgrenze ((n-1)-Grenze) betrieben werden.
21.08.19	Besonderen netztechnischen Betriebsmittel: Der Übertragungsnetzbetreiber TransnetBW hat den Zuschlag für die Vorhaltung eines „besonderen netztechnischen Betriebsmittels“ (bnBm) nach §11 Abs. 3 EnWG mit einer Leistung von 300 Megawatt an die Energie Baden-Württemberg AG (EnBW) erteilt. Die EnBW wird dazu am Standort Marbach ein Gasturbinenkraftwerk mit einer Kapazität von 300 Megawatt errichten und betreiben. Das besondere netztechnische Betriebsmittel wird nicht dem Markt zur Verfügung stehen, sondern wird ab dem 1. Oktober 2022 ausschließlich auf Anforderung der TransnetBW zur Wiederherstellung der Sicherheit und Zuverlässigkeit im Übertragungsnetz eingesetzt. TransnetBW hat gemeinsam mit den Übertragungsnetzbetreibern Amprion und TenneT ab Ende Juni 2018 die besonderen netztechnischen Betriebsmittel im Umfang von insgesamt 1.200 Megawatt technologieoffen und europaweit ausgeschrieben. Die Ausschreibung erstreckt sich über vier Regionen im Süden Deutschlands, in den jeweils 300 Megawatt Kapazität vergeben werden.
14.08.19	There have already been warning signs this year as Germany’s net exports in the first half of 2019 fell by 14%. The situation has been exacerbated by a European heat wave that drove demand in France to near record levels in June, curbing its export availability. Over the next 10 years, coal-fired and nuclear power plants with a total capacity of around 100 GW will be shut down in Europe, equivalent to Germany’s thermal power capacity alone, according to grid operator data. www.reuters.com
14.08.19	Die Sicherheit der Stromversorgung kostet so viel wie nie: Fast eine halbe Milliarde Euro nur von Januar bis März – Verbraucher müssen dafür aufkommen. Mit jedem Zubau von EE werden die Kosten weiter steigen und gleichzeitig keine Probleme gelöst werden, weil es bei der Energiewende an einem ganzheitlichen, systemischen Zugang fehlt.
12.08.19	Joachim Vanzetta, Leiter Systemführung bei Amprion, über drei Tage im Juni 2019, an denen das deutsche Stromnetz die Balance zu verlieren drohte.
10.08.19	Negativstrompreistage – neuer Rekord am 11. August 2019! Damit wurde bereits der bisherige Jahreshöchstwert von 2017 übertroffen.
09.08.19	Großstörung im UK-Netz am 9. August 2019: Am Freitag, 9. August 2019, verursachte der Ausfall eines Gaskraftwerks (664 MW) und kurz darauf der zusätzliche Ausfall eines Windparks (406 MW) ab 16:54 Uhr (15 - 54 UTC) eine Großstörung im britischen Übertragungsnetz.
01.08.19	Kohlekraftwerk Dürnrohr abgeschaltet: Der niederösterreichische Energieversorger EVN hat am Freitag im Kraftwerk Dürnrohr in der Gemeinde Zwentendorf (Bezirk Tulln) nach knapp 33 Jahren die Stromerzeugung mit Kohle beendet. Der Schritt war Ende Mai angekündigt.
07.07.19	Niedrige Flusspegel durch Trockenheit: Die Pegel so mancher Flüsse im Land präsentieren sich derzeit ungewöhnlich niedrig. Am stärksten betroffen ist wie schon im Vorjahr die Elbe, Einschränkungen des Schiffsverkehr sind die Folge. An der Donau und am Rhein ist momentan kein Niedrigwasser zu erwarten, hier liegen die Pegel im oder teilweise sogar über dem langjährigen Mittel.  Ein ganz anderes Bild an der Elbe, Beispiel Magdeburg. Durch den heißen und abgesehen von Gewittern oft trockenen Juni sinkt hier der Wasserstand seit Anfang Juni. In nur vier Wochen ist der Wasserstand von 120 cm auf 50 cm zurückgegangen. Aktuell liegen die Durchflüsse an über der Hälfte der sächsischen Flusspegel im Niedrigwasserbereich, weitere 30 Prozent nahe daran.
03.07.19	Ramschware Regelenergie?: Wie das Mischpreisverfahren aus der Versorgungssicherheit des Stromnetzes eine Spekulationsmasse macht: Am 6., 12. und 25. Juni 2019 ist es in Deutschland zu Marktverwerfungen mit teils heftigen Auswirkungen auf das Stromnetz gekommen. Auch die Versorgungssicherheit gerät durch die Zusammenwirkung von hohen Leistungs- und niedrigen Arbeitspreisen unter Druck. Durch die mit dem Mischpreisverfahren günstiger gewordene Regelenergie ist ein Ausgleich aus der Reserve mitunter billiger als am Intradaymarkt oder durch eigene Prognoseverbesserungen. Mit anderen Worten: Es gibt für Bilanzkreisverantwortliche weniger Anreize, weiter in Prognoseverbesserungen zu investieren, um den eigenen Bilanzkreis ausgeglichen zu halten. Die Entwicklungen auf dem nach dem Mischpreisverfahren arbeitenden Regelenergiemarkt kamen weder für uns noch für andere Marktbeteiligte überraschend. Anstatt ein ausgeglichenes, faires System für alle Marktbeteiligten zu fördern, wurde ein funktionierendes System mit der Einführung des Mischpreisverfahrens durch die Bundesnetzagentur strukturell beschädigt – mit allen volkswirtschaftlichen Konsequenzen.Denn während im zweiten Quartal 2018, vor der Einführung des Mischpreisverfahrens, die Vorhaltungskosten für die Stromkunden noch lediglich 7,5 Millionen Euro betrugen, haben sich diese im zweiten Quartal 2019 fast verzehnfacht. Diese Mehrausgaben werden auf die Netznutzungsentgelte aufgeschlagen, was wiederum die Strompreise verteuern wird. Wer muss dann öffentlich für diese Preiserhöhungen einstehen? Es ist absehbar, dass der grüne Sündenbock schon bald wieder meckern wird…
02.07.19	EPEX: Datenpanne, Decoupling, Desaster?: Durch ein fehlerhaftes Datenpaket kam es an der europäische Strombörse EPEX in Paris am 7. Juni 2019 zu einer Entkopplung des europäischen Strommarktes und großer Aufregung an den Märkten.  Wie die EPEX jetzt mitteilte, hat ein unbekannter Marktteilnehmer offenbar ein „korruptes“ Datenpaket an die EPEX übermittelt. Einen Hackerangriff oder Schadsoftware hat die EPEX nicht erwähnt – es hat aber den Handelsserver bei der EPEX in die Knie gezwungen und führte zu einem Serverneustart. Die EPEX hat mit dem Neustart das korrupte Gebot entfernt. Allerdings wurde das Gebot erneut übermittelt – trotz Rücksprache. Dies setzte wohl nicht nur den Hauptrechner, sondern auch die Backup-Server des Redundanzsystems vollständig außer Gefecht. Hat dies zu den großen Preisschwankungen in Belgien geführt? Dort sind am betroffenen Tag hohe negative Preise von rund minus 134 Euro pro Megawattstunde aufgetreten. Belgien hatte in der ersten, fehlerhaften Runde plötzlich einen Strompreis von plus 2233,39 € Euro pro MWh – an einem sonnigen und sehr windigen Tag. Da konnte etwas nicht stimmen. Nach der Annullierung und Wiedereröffnung der Gebotsphase bis 14:"35 Uhr lag der Preis dann bei den bereits genannten rund minus 134 Euro pro Megawattstunde.Die Veröffentlichung der ersten, massiv zu hohen Preise hat definitiv zu einer Marktbeeinflussung in Belgien und anderswo geführt. In der ersten Auktion lagen die Preise für Belgien bei plus 2.000 Euro – die Betreiber dachten „Wow, wir verdienen unendlich viel Geld“. Eine nachvollziehbare Reaktion bei solchen Preisen ist es natürlich, bildlich gesprochen das Gaspedal durchzutreten: „Kriegen wir nicht irgendwo doch noch eine Megawattstunde in den Markt?“ Dann die Annullierung und alles dreht sich um – die Betreiber mussten extrem draufzahlen, es war viel zu viel Strom im Markt. Wir haben solche Probleme bei der EPEX noch nicht erlebt. Die Frage, warum alle Sicherheitsmechanismen und Redundanzen versagt haben, steht im Raum und muss beantwortet werden. [Offizielle Meldeung EPEX]
02.07.19	Chaotische Zustände im deutschen Stromnetz: Im deutschen Elektrizitätsnetz ist es im Juni mehrmals zu schweren Krisen mit europaweiten Folgen gekommen. Die Systemsicherheit war sogar gefährdet. Am 6., 12. und 25. Juni sei teils deutlich weniger Elektrizität eingespeist worden als gerade benötigt worden wäreDie kritische Lage konnte nur mit Hilfe aus den Nachbarländern bereinigt werden. Auf F.A.Z.-Anfrage gaben die vier Netzbetreiber am Montag zu: „Die Lage war sehr angespannt und konnte nur mit Unterstützung der europäischen Partner gemeistert werden.“ An der Börse schossen die Kurzfristpreise für Strom in die Höhe. Eine Megawattstunde kostete am vergangenen Samstag in der Spitze 37.856 Euro, obwohl man sie in ruhigen Zeiten teils schon für zehn Euro bekommt. Insgesamt lagen die Regelenergiekosten am 29. Juni bei rund 17 Millionen Euro, an normalen Tagen kommen teils nur wenige Tausend Euro zusammen.
29.06.19	Belgien: Beschleunigte Stilllegungen von Kohlekraftwerken in Westeuropa in den Jahren 2022-2023 – insbesondere in Deutschland – könnten dazu führen, dass Belgien im Winter mehr als 1 GW an zusätzlicher Kapazität benötigt. Die Situation würde sich durch die geplante Schließung von 2 GW an KKW-Kapazitäten noch verschärfen. Das Land plant, bis 2025 aus der Kernenergie auszusteigen, wobei die ersten Reaktoren ab 2022 vom Netz gehen sollen. Im Oktober 2022 wird demnach der Betreiber Electrabel Doel 3 (1 GW) schließen und Tihange 2 (1 GW) im Februar 2023 – was einem Drittel der KKW-Flotte des Landes entspricht. Elia hob eine „zunehmende Dringlichkeit der Situation“ hervor und forderte die Regierung auf, Ersatzkapazitäten zu einer Priorität zu machen. Elia schätzte in einem Bericht aus dem Jahr 2017, dass Belgien 3,6 GW neue Kapazität benötigen würde, um die Stilllegung der Kernkraftwerke des Landes auszugleichen, hat diese Zahl aber nun im aktuellen Bericht aufgrund beschleunigter Stilllegungen von Kohlekraftwerken in seinen Nachbarländern, hauptsächlich Deutschland, auf 3,9 GW erhöht.
27.06.19	Die Hitze macht Kraftwerken in Deutschland zu schaffen: Hohe Wassertemperaturen und niedrige Flusspegelstände beeinträchtigen den Betrieb von Kohle- und Kernkraftwerken immer wieder. Im Süden reduzieren Kraftwerksbetreiber daher auf Basis von Prognosen deren Leistung, um Gewässer zu schonen. UBIMET
26.06.19	Atomkraftwerke werden gedrosselt: Dominik Jung vom Portal wetter.net: „In Frankreich kommen die Atomkraftwerke teilweise aus der Puste. Die Anlagen müssen in den kommenden Tagen ihre Leistung drosseln oder ganz heruntergefahren werden, denn sie werden unter anderem mit Flusswasser gekühlt und die Temperaturen der Flüsse steigen in Frankreich aufgrund der Hitzewelle derzeit stark an.“ Dort werden in den nächsten Tagen Spitzenwerte bis zu 43 oder 44 Grad im Schatten gemessen. „Das bringt dann schnell mal die gesamte Stromproduktion des Landes in Straucheln.“
16.06.19	Auch in Deutschland [Europa] wird der Mega-Blackout wahrscheinlicher: Zwar sind derzeit noch Kraftwerke mit einer Kapazität von 4,4 Gigawatt im Bau. Doch stillgelegt werden bis 2023 rund 18,6 Gigawatt. Damit sinkt die von Wind und Sonne unabhängige, gesicherte Leistung von derzeit 90 auf dann nur noch 75,3 Gigawatt – zu wenig, um die deutschen Spitzenlast von 81 Gigawatt in einer kalten Dunkelflaute noch zu decken. In diesem Fall könnten nur Stromimporte aus Nachbarländern die Abschaltung von Stromverbrauchern verhindern.
16.06.19	EinsMan All-Time-High Germany - 23 April 2019 - Have you heard about the all-time-high of EinsMan (curtailment of renewables) in Germany? A very high solar and wind power production at the same time with less demand during holiday time lead to significant grid congestions. We recorded more than 8.5 GW of EinsMan during noon time. Quelle: LinkedIn Anmerkung: In Österreich bestand in diesem Zeitraum ein Verbrauch von rund 7,8 GW! In Deutschland mussten 8,5 GW abgeriegelt werden.
31.05.19	Stromnetzausbau geht zu langsam voran: Der Netzausbau kommt nicht so schnell voran, wie es nötig wäre. Das schlage sich in hohen Kosten für die Systemsicherheit nieder. 1,4 Milliarden Euro kosteten demnach im vergangenen Jahr Maßnahmen wie Leistungsanpassungen von Kraftwerken und die Vorhaltung von Reservekraftwerken, die über die Netzentgelte auf die Verbraucher umgeschlagen werden. Aktuell sind laut Homann rund 7700 Kilometer neue Stromleitungen in Deutschland geplant. Davon befinden sich 4600 Kilometer in Planungsverfahren und nur 1800 Kilometer sind genehmigt. Von den genehmigten Leitungen wurden laut dem Jahresbericht der Behörde Stand drittes Quartal 2018 nur 950 Kilometer gebaut.
31.05.19	Deutschlands Bedarf an Reserve-Kraftwerken verdoppelt sich: Die Energiewende fordert das Stromnetz zunehmend heraus. Die Netzagentur hält eine Verdopplung der Reserve-Kraftwerke auf zehn Gigawatt für nötig. Das entspricht der Leistung von zehn Atomkraftwerken. Der Kohleausstieg ist da noch gar nicht eingepreist. Es gibt nach wie vor einen Bedarf an Netzreserve, um das deutsche Stromnetz in kritischen Situationen stabil zu halten. Bislang haben Energiekonzerne 110 Kraftwerksblöcke mit einer Kapazität von 22.000 Megawatt zur Stilllegung angemeldet. In 27 Fällen hat die Bundesnetzagentur die Abschaltung bereits untersagt. Aus diesem Pool wird auch die Netzreserve für den kommenden Winter gebildet, die von der Regulierungsbehörde mit 5126 Megawatt angegeben wird. Zudem verlangt eine neue Stromhandelsverordnung der EU, dass die Netzbetreiber mehr grenzüberschreitende Leitungen dem internationalen Stromhandel zur Verfügung stellen müssen. Auch dadurch steigt der Re-Dispatch-Bedarf. Woher die nötigen Reservekraftwerke im Winter 2022 kommen sollen, ist einstweilen noch unklar. Der Bedarf von mehr als zehn Gigawatt übersteigt bei Weitem das, was an inländischen Kraftwerken zu diesem Zeitpunkt der Netzreserve zur Verfügung stehen wird. Womöglich müssen dann erneut ausländische Kraftwerke zur Sicherung des deutschen Stromnetzes angemietet werden. Die Bundesnetzagentur hält daher an der Praxis fest, Netzreserve im Ausland erst zu kontrahieren, wenn die Bedarfsanalyse für den unmittelbar folgenden Winter einen entsprechenden Bedarf ergibt. Offenbar hegt die Bundesnetzagentur keinen Zweifel, dass Kraftwerkskapazitäten in dieser Größenordnung im Ausland auch 2022 noch kurzfristig kontrahiert werden können. Welche Preise dann aufgerufen werden, ist allerdings unsicher: Schließlich werden auch in zahlreichen europäischen Nachbarländern fossile Kraftwerke reihenweise stillgelegt. Was aktuell an Zubau stattfindet, sowohl an erneuerbaren Energien als auch an Gaskraftwerken, kann nicht kompensieren, was an gesicherter Leistung mit dem schrittweisen Kohleausstieg und dem Kernenergieausstieg vom Netz geht.
31.05.19	Der 49,84 Hz Vorfall am 03.04.2019 um 21 Uhr im europäischen Stromnetz Am Abend des 03.04.2019 kam es wieder zu einem Unterfrequenzereignis, ähnlich dem Ereignis am 10. Januar 2019. Im Moment lässt sich die Ursache noch nicht genau ermitteln, aber die Netzfrequenz sank um 21:30 Uhr CEST auf 49,84 Hz ab, lag also außerhalb des Normbereichs. Im europäischen Netz beträgt die Nennfrequenz 50 Hz, mit einem Reglertotband von +/- 10 mHz. Somit erfolgt innerhalb dieses Unempfindlichkeitsbereichs von 49,99 Hz bis 50,01 Hz keine Frequenzregelung.
31.05.19	Langzeitanalyse der Frequenzdaten bestätigt Erkenntnisse einer Kurzzeitanalyse von Gridradar: Der Untersuchung liegen 509 Ereignisse zugrunde, bei der die Frequenz im Mittel mehr als 100 mHz abgewichen ist (zwischen Oktober 2017 und April 2019). Diese Verteilung deutet darauf hin, dass der Stundenwechsel der Treiber für systematische größere Abweichungen in der Frequenz darstellt.  Der Hintergrund für diese Beobachtung ist wahrscheinlich, dass zum Stundenwechsel die Lieferfristen von Anbietern auslaufen bzw. die von anderen Anbietern anlaufen, die „Übergabe“ zwischen vorherigen und nachfolgenden Anbietern erfolgt allerdings nicht koordiniert. Daher verändern frühere Anbieter ihre Einspeisung bereits vor dem Stundenwechsel, während spätere Anbieter noch nicht die volle Leistung zum Stundenwechsel erbringen. Besonders stark ausgeprägt sind Schwankungen um den Stundenbruch mit tendenziell positiver Richtung in den Morgen- und tendenzieller negativer Richtung in den Abendstunden, was wahrscheinlich durch Anforderungen von Börsenprodukten getrieben ist.
28.05.19	ENTSO-E technical report on the January 2019 significant frequency deviations in Continental Europe: The largest absolute frequency deviation since 2006. It appears the drop was caused by the superposition of two elements. On one hand, a large deterministic frequency. ENTSO-E technical report points out however the need to find solutions to deterministic deviations in Continental Europe. Even if they have been observed for years, they tend to occur more and more often and are of greater amplitude. This phenomenon is due to the fact that the behaviour of generation units (or large consumption units) follows market rules and not the real time physical conditions of the system. The generation changes stepwise. While the evolution of the demand curve is more linear. This creates imbalance between generation and demand during short period of times around the change of hour.
28.05.19	Netzsicherheitsverletzung vom 20. Mai 2019 - Am Montag, 20. Mai 2019 ergab sich im Schweizer Übertragungsnetz eine kritische Situation. Einzelne Netzelemente wurden erheblich überlastet oder drohten überlastet zu werden (n- und n-1-Verletzungen).
28.05.18	EVN lässt noch heuer Kohle Kohle sein Statt erst 2025 sperrt der niederösterreichische Energieversorger sein Kohlekraftwerk Dürnrohr noch diesen Herbst zu. Dürnrohr war laut EVN "seit 1986 ein Eckpfeiler der Versorgungssicherheit Ostösterreichs. Jetzt werde die vorhandene Restkohle verstromt. Sie reiche insgesamt noch für etwa 30 Betriebstage. "Aus ökologischer Sicht ist die vorzeitige Schließung verständlich, nichtsdestotrotz war Dürnrohr ein Kraftwerk, das bei Bedarf kurzfristig ans Netz gehen konnte", heißt es bei der Austrian Power Grid (APG), die für das Hochspannungsnetz in Österreich zuständig ist. "Wir müssen die Situation nun neu bewerten."
25.05.19	In der Nacht vom 29. auf den 30. Oktober 2018 wurden im Gebiet der Albulapasshöhe vier Masten durch aussergewöhnlich starke Winde während dem Sturmtief Vaia geknickt. Die beiden betroffenen 380-kV-Leitungen Filisur – Robbia sowie Pradella – Robbia – Sils sind seither ausser Betrieb. Der Ersatz der geknickten Masten auf der wichtigen Nord-Süd-Verbindung ist dringend. Zurzeit laufen die Arbeiten an den Fundamenten der vier umgestürzten Masten. Anschliessend werden neue Masten installiert und die Leiterseile eingezogen. Die Instandsetzungsarbeiten werden bis Ende Juli abgeschlossen und die Leitungen wieder in Betrieb genommen. Es waren aufgrund der Schäden keine Versorgungsunterbrüche im Übertragungsnetz zu verzeichnen. Die (n-1)-Netzsicherheit ist gewährleistet, aber die Transitkapazität Richtung Italien ist bis zur Wiederinbetriebnahme der Leitung reduziert. Quelle: swissgrid
08.05.19	: Deutschland könnte bereits im Winter 2019/20 einen Importbedarf von 0,5 GW haben, sollte es durch eine Dunkelflaute eng werden. Siehe auch Alle wollen importieren, nur niemand sagt, woher der Strom dann wirklich kommen soll …
11.04.19	Die Kosten zur Stabilisierung des Stromnetzes (Redispatch) beziffert die APG für 2018 mit 117 Millionen Euro, nach 92 Millionen Euro. Nur an 88 Tagen habe man nicht eingreifen müssen, so Christiner. Heuer seien es weniger Abrufe gewesen, weil es bisher eine gute Wasserkrafterzeugung gegeben habe. Auch sei 2019 bisher ein sehr gutes Windjahr gewesen. Allerdings muss das Vorhalten von Kraftwerkskapazitäten nun von der APG bezahlt werden, im ersten Quartal des Vorjahres hatten diese deutsche Unternehmen übernommen, die nun nur die tatsächlichen Abrufe zahlen. Quelle: tt.com
05.04.19	Ein weiterer Punkt ist die Versorgungssicherheit. Denn die Schweiz ist punkto Strom abhängig vom Ausland und damit vor der EU – gerade im Winter, wenn zu wenig einheimischer Strom zur Verfügung steht. Quelle: www.srf.ch
19.03.19	Der Energiedienstleister Wien Energie warnt bei seiner Jahrespressekonferenz, dass der Ausbau erneuerbarer Energien das österreichische Stromnetz auf eine harte Probe stelle. Im Vorjahr bat der Übertragungsnetzbetreiber Austrian Power Grid die Wien Energie „fast jeden zweiten Tag um Hilfe, um die Versorgung aufrecht zu erhalten“, so Wien-Energie-Geschäftsführer Michael Strebl. Allein bis Oktober wurde man im Rahmen des Engpassmanagements „145 Mal punktuell um Hilfe gebeten“, seit Herbst sei man nahezu dauerhaft zur Netzstabilisierung im Einsatz.
15.03.19	2018 musste die APG an 277 Tagen stabilisierend eingreifen, nach 301 Tage 2017. Die Redispatch-Mengen seien dabei mit 3,5 (4,6) GWh erheblich gewesen, so Anzengruber. Auch habe für 3.890 (5.678) Stunden der Börse-Intraday-Handel wegen drohender Engpässe gestoppt werden müssen. Quelle: www.trend.at
08.03.19	Kohleausstieg Deutschland: Der Plan sieht vor, dass bis 2022 Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 12,5 Gigawatt abgeschaltet werden. Bis 2030 folgen weitere 26 Gigawatt. Die restlichen 17 Gigawatt sollen dann bis 2038 oder womöglich auch schon einige Jahre früher vom Netz gehen. Die Braun- und Steinkohlekraftwerke tragen derzeit rund 40 Prozent zum Strommix bei, etwa so viel wie die Erneuerbare-Energien-Anlagen. Deren Anteil muss also enorm wachsen, um den Wegfall der Kohlemeiler – und auch der letzten Atomkraftwerke, die bis Ende 2022 vom Netz gehen – zu kompensieren. Um bis 2030 65 Prozent der gegenwärtigen Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien bereitzustellen, müssen ab 2020 jedes Jahr acht Gigawatt Windenergie und neun Gigawatt Fotovoltaik zugebaut werden. Davon sind die jüngsten Zubauzahlen weit entfernt: Bei der Onshore-Windenergie wurden 2018 gerade einmal 2,4 Gigawatt und bei der Fotovoltaik knapp drei Gigawatt installiert. Etwa 100 Gigawatt Leistung von Gaskraftwerken sind laut Fraunhofer IEE nötig, um die Versorgungssicherheit zu jedem Zeitpunkt und unter allen Bedingungen zu garantieren. Derzeit sind hier zu Lande Gaskraftwerke mit zusammen rund 30 Gigawatt Leistung am Netz. Neben der Stromerzeugung und der Bereitstellung von Systemdienstleistungen haben Kohlekraftwerke eine weitere Funktion im Energiesystem: Sie versorgen Gebäude und Industrieanlagen mit Wärme. Rund 28 Prozent der Fern- und Nahwärme stammen dem Bundesverband der deutschen Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW) zufolge aus Kohlekraftwerken. Ob auch das übergeordnete Klimaziel der Bundesrepublik – insgesamt minus 55 Prozent bis 2030 – erreicht wird, hängt damit vor allem vom Verkehrs- und Wärmesektor ab. Gerade beim Verkehr hinkt Deutschland seinen Zielen allerdings so weit hinterher, dass hier wohl Maßnahmen nötig sind, gegen die der Kohleausstieg ein Kinderspiel ist. Quelle: www.spektrum.de
20.02.19	Im Jahr 2018 lagen die Kosten für Redispatch und Einspeisemanagement bei 1,5 Mrd. Euro, die auf die Netzentgelte umgelegt werden. Quelle: www.energate-messenger.ch
19.02.19	Im Januar war eine ungewöhnliche Konstellation am europäischen Strommarkt zu beobachten: Deutschland exportierte in der Monatsbilanz fast 1,5 Milliarden Kilowattstunden nach Frankreich – per Saldo gerechnet, also kurzzeitige Importe bereits abgezogen. Ein solcher Exportüberschuss nach Frankreich ist einmalig. In Frankreich steigt bei Kälte der Strombedarf enorm. Gleichzeitig waren im Mittel 8 der 58 Atomkraftwerke im Land nicht verfügbar. Und schließlich war auch die französische Wasserkraft im Januar sehr schwach. Die Bundesrepublik exportierte im Januar nicht nur nach Frankreich, sondern auch nach Österreich und in die Niederlande in großem Stil. Deshalb erzielte Deutschland laut vorläufigen Zahlen der Übertragungsnetzbetreiber mit rund 7 Milliarden Kilowattstunden den höchsten Stromexportüberschuss eines Monats überhaupt. Quelle: www.taz.de
19.02.19	Errors in solar power forecasts: German solar power output can be up to 8000 MW lower than expected on days with low stratus (German: Hochnebel). This seems not to be generally known. On the predictability of solar power, Fraunhofer concludes in a recent report. “Because PV power generation is decentralized, regional changes in cloud cover do not lead to serious fluctuations in PV power production throughout Germany as a whole.” Tennet DE (one of four German system operators) has published expected and measured data. Additional dispatchable reserves could have been ordered the previous day, but idle reserve capacity is more expensive than curtailing industrial load. Industry representatives do not agree. The increasing number of curtailments has turned into a roblem. Missing nuclear production: In the autumn of 2018, six of seven nuclear reactors in Belgium were shut down for repair. The nuclear production was 40 TWh in 2017 and 27 TWh in 2018, and the load factor went down from 78% to 62%. Electricity supply depended heavily on import from France and Netherlands, and there was concern about electricity shortage. In 2018, Belgium had to import 19 TWh or about 23% of the consumption. In the autumn of 2017, France had some reactors shut down. The difference between 2017 and 2018 was 14 TWh or the same magnitude as in Belgium. Due to the much larger French nuclear fleet, the load factor was practically the same (76% in 2017 and 77% in 2018). Is the worry justified? There is no doubt that the reserve capacity in Europe will have a slightly decreasing trend from 2020 to 2025, but the risk level will still be satisfactory in 2025 according to ENTSO-E. The condition is a perfectly balanced development of trading systems, transmission systems, power system control and backup power. Most European countries will be increasingly dependent on foreign support. A trustful international cooperation will be decisive. In some cases, system operators have limited exchange of power in order to protect national interests. If such measures prevail, the risk of power shortage in some countries can be much higher than estimated by ENTSO-E. Quelle: pfbach.dk
15.02.19	Süddeutschland braucht künftig zunehmend Stromimporte - nur woher? Diese "Studie" lässt einen wirklich sprachlos zurück. Der politische Missbrauch «Bis 2025 ist die Stromversorgung gewährleistet» ist dann nur mehr der Gipfel.
03.02.19	Tennet stabilisiert Stromnetz mit Milliardenaufwand: Tennet stabilisiert Stromnetz mit Milliardenaufwand - "Wir haben auch 2018 erheblichen Aufwand betreiben müssen, um das Netz zu stabilisieren. Die Gesamtkosten für Tennet betrugen im vergangenen Jahr 1,03 Milliarden Euro" Damit seien die Kosten "2018 zwar stabil geblieben, das aber auf einem hohem Niveau. Von der Gesamtsumme entfallen etwa 550 Millionen Euro auf Redispatch-Maßnahmen und die Netzreserve sowie etwa 480 Millionen Euro auf Entschädigungszahlungen für Windanlagen, die wir abregeln mussten" 2017 beliefen sich die Gesamtkosten aller vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber für solche Stabilisierungsmaßnahmen auf rund 1,4 Milliarden Euro. Quelle: www.wallstreet-online.de
29.01.19	Linz „Strom Gas Wärme GmbH“: Der Erdgasabsatz blieb konstant, der Stromverkauf war leicht fallend, aber das Engpassmanagement steuerte dem entgegen: Die flexiblen Gaskraftwerke, die innerhalb von einer Viertelstunde Volllast erreichen können, sprangen an 100 Tagen auf Anforderung des Übertragungsnetzbetreibers ein - Tendenz seit Jahren steigend. Das waren 18 Tage mehr als im Jahr davor. "Ohne unsere flexiblen Gaskraftwerke wären die Netze nicht aufrechtzuerhalten gewesen". Quelle: ooe.orf.at/www.nachrichten.at
27.01.19	Fehler in der Strommarktregulierung - Mit großem Interesse habe ich den Artikel „Der Tag, an dem der Strom knapp wurde" (F.A.Z. vom 12. Januar) von Andreas Mihm gelesen. Ich bin selbst Stromhändler, und aus meiner Sicht zeichnen Sie das Bild nicht ganz vollständig. Deshalb würde ich gerne Folgendes ergänzen: Sie geben als Grund für die Schwankungen im Netz und die daraus resultierenden Abschaltungen insbesondere die volatile Einspeisung von Wind- und So-Ihr-Strom an. Das ist sicherlich nicht falsch. Doch bis vor ein paar Monaten war die volatile Einspeisung völlig unproblematisch für die Versorgungssicherheit, denn das System konnte mit der Volatilität effizient umgehen. Um genau zu sein, hat die Integration der erneuerbaren Energien bis Mitte Oktober 2018 sehr gut funktioniert. Doch dann hat die Bundesnetzagentur ein neues Vergabeverfahren auf dem Regelenergiemarkt eingeführt. Und dieses neue System, das Mischpreisverfahren, hat leider einige Schwachstellen, deren Folgen wir jetzt sehen. Denn das Mischpreisverfahren führt dazu, dass die Aktivierung von Regelenergie zum Ausgleich der eigenen Portfolioungleichgewichte für Energieversorger günstiger ist als der Ausgleich über den tagesaktuellen Handel. In der Folge wird mehr Regelenergie abgerufen, da Ungleichgewichte seltener durch kurzfristigen beseitigt werden. Bildlich gesprochen, ist das Bier am Kiosk jetzt billiger als im Supermarkt — und wie problematisch es ist, wenn die letzte Reserve vor der vorletzten Reserve verbraucht wird, sehen Sie am Beispiel des 14. Dezember 2018. An diesem Tag fehlten mittags 5000 Megawatt Strom aus Wind und Photovoltaik, in der Regelzone wurde teilweise über 2000 Megawatt positive Regelenergie abgerufen, also alles, was an Minuten- und Sekundärreserve zur Verfügung stand, und deshalb kam es zu Abschaltungen nach der Verordnung für abschaltbare Lasten. Das Mischpreisverfahren provoziert diese Situationen, weil es sich eben nicht mehr lohnt, die Ungleichgewichte im kurzfristigen Handel auszugleichen. Kommt dann hinzu, dass große Mengen an Regelenergie benötigt werden, wie am 14. Dezember, ist die Reserve schnell aufgebraucht, und es kommt zu Abschaltungen. Nur kurz zum Vergleich: Bis zur Einführung des Mischpreisverfahrens gab es im Jahr 2018 nicht eine Situation, in der mehr als 80 Prozent der verfügbaren Regelenergie abgerufen wurde. Seit Einführung des Mischpreisverfahrens kam dies bereits in 20 Viertelstunden vor. Vor allem den erneuerbaren Energien den Schwarzen Peter für die Abschaltungen unterzuschieben ist daher aus meiner Sicht unfair. Nicht die Erneuerbaren sind das Problem, sondern das neue Marktdesign. Das Mischpreisverfahren ist nicht in der Lage, die Erneuerbaren richtig zu integrieren. Wir sollten uns daher die Frage stellen, ob ein solches Marktdesign in Zeiten der Energiewende wirklich sinnvoll ist. MIRKO THODEN, OTTERSBERG
19.01.19	«10 Länder Europas schätzen das Stromangebot als kritisch ein - und damit die Versorgungssicherheit.» Das hat mit dem Energy-Only-Markt zu tun, in dem Kunden nur nach bezogenen Kilowattstunden bezahlen. Im Kurzfristbereich funktioniert dieses Marktmodell, dank wirtschaftlich nachvollziehbaren Mechanismen und Marktbewegungen. Im Mittel- und Langfristbereich vermag der Energy-Only-Markt aber kaum günstige Signale zu setzen. Das gilt für Europa ebenso wie für die Schweiz. Auch die dezentrale Stromwelt wird diese Problematik nur abschwächen, nicht aber lösen können. Quelle: www.presseportal.ch
18.01.19	Das APG-Umspannwerk Obersielach versorgt das Stromnetz der Kärnten Netz GmbH und damit ein Großteil der Kärntner Haushalte und Wirtschaftsbetriebe mit Strom. Einer von drei Stück Großtransformatoren zur Anspeisung des 110-kV-Netzes der Kärnten Netz GmbH muss nun aufgrund eines Störfalles kurzfristig mit einem Reservetransformator getauscht werden. Die Inbetriebnahme des Transformators erfolgt nach umfangreichen Aufbau- und Überprüfungsarbeiten Ende Februar 2019 im Umspannwerk Obersielach. Quelle: APG
14.01.19	Siehe den Beitrag Jänner 2019 Kritische Ereignisse und Erkenntnisse; mehrere kritische Ereignisse
06.01.19	Warum die Energie-Industrie zum Jahreswechsel Strom verschenkt: Insgesamt gab es nach Angaben der Bundesnetzagentur 2018 in Deutschland 134 Stunden mit negativen Strompreisen. 2017 waren es noch 146 Stunden, nach 97 Stunden im Jahr 2016 und 126 Stunden im Jahr 2015. Quelle: www.handelsblatt.com
11.12.18	STANDARD: Im Vorjahr mussten Sie, sprich: die APG, an 301 von 365 Tagen eingreifen, um das Netz zu stabilisieren. Das verursachte Kosten von rund 300 Millionen Euro. Und heuer? Baumgartner-Gabitzer: Wir gehen von einer ähnlichen Dimension aus, sowohl die Interventionen als auch die Kosten betreffend – es war ein schlechtes Wasser- und Windjahr. derstandard.at
02.12.18	ENTSO-E’s Winter Outlook 2018/2019 finds that Europe’s supply of electricity is secured under normal conditions. In case of a cold spell, the situation will need monitoring in an area including Belgium, France, Northern–Italy, Central–Northern Italy and Slovenia. ENTSO-E’s Winter Outlook 2018/2019
18.11.18	Belgien: Stromversorgung zeitweise kritisch: Der November gehört nach Angaben des Netzbetreibers Elia zu den kritischsten Monaten. Wochenlang lief zuletzt nur ein einziger der sieben Meiler: Doel 3, 1982 ans Netz gegangen, mit einer Leistung von 1006 Megawatt – alle anderen waren wegen Wartungs- oder Reparaturarbeiten abgeschaltet. Netzbetreiber Elia warnte vor einigen Wochen eindringlich: Sollten nicht zusätzlich mindestens 1600 Megawatt besorgt werden, könne man nicht für die Versorgungssicherheit des Landes garantieren. Inzwischen gibt Elia-Sprecher Tom Demeyer Entwarnung. Anfang November sei es zeitweise kritisch gewesen, räumt er ein. Durchschnittlich rund 50 Prozent des belgischen Stroms werden dem Kraftwerk-Betreiber Engie zufolge eigentlich in den Akw Doel und Tihange produziert. Am Montag ging nun der Reaktor Tihange 1 wieder ans Netz – eine Woche früher als geplant. Zwei von sieben Meilern laufen wieder. "Bislang haben wir keinen Energie-Engpass ausgemacht, aber jedes zusätzliche Megawatt ist willkommen", sagte Demeyer kürzlich. Der nächste Härtetest steht jedoch bevor: Zu Beginn des nächsten Jahres könnte der Strom wieder knapp werden. Dann werde es schwieriger, Strom aus Frankreich zu importieren, sagt Demeyer. Quelle: www.nnn.de
18.11.18	Die europäischen Institutionen nähern sich beim Strombinnenmarkt allmählich an. Bei der vierten Trilog-Verhandlung zwischen EU-Parlament, Kommission und Ministerrat zur neuen Strommarktrichtlinie habe es grosse Fortschritte gegeben, bei der zur Strommarktverordnung immerhin kleinere, erfuhr energate aus Verhandlungskreisen. Eine endgültige Einigung zu beiden Vorschriften am 5. Dezember ist möglich.Das EU-Parlament stellt aber, anders als der Rat, auf die maximal technisch mögliche, das heisst die "thermische" Transportkapazität der Interkonnektoren ab.Der europäische Verband der Übertragungsnetzbetreiber, Entso-E, hält EU-Vorgaben zur Auslastung der Interkonnektoren nicht vereinbar mit der physischen Realität der Netze. Laut Verband würde dies zu noch höheren Redispatch-Kosten führen. Quelle: www.energate-messenger.ch
16.11.18	Auf europäischer Ebene wird weiterhin intensiv um die Öffnung grenzüberschreitender Stromtrassen für den internationalen Energiehandel gerungen. Eine Entscheidung hat auch Folgen für die deutsche Strompreiszone. Zudem sei der Handel wichtig für ein effizientes Stromsystem und er beuge Krisensituationen vor. "Das ist eine wichtige Botschaft", so Sefcovic. Aber gerade in Deutschland gibt es deutlichen Widerspruch zu diesen Argumenten. So warnte Paul-Georg Garmer vom Übertragungsnetzbetreiber Tennet ausdrücklich vor den Folgen der EU-Pläne. Wenn durch offene Interkonnektoren etwa noch mehr Windstrom ins ohnehin schon überlastete Netz in Schleswig-Holstein fließe, führe das nicht zu mehr Versorgungssicherheit, sondern zu weniger. Er sehe eine "echte Gefährdung der Systemsicherheit", so Garmer. Zudem drohten deutlich höhere Kosten für Redispatch-Maßnahmen. Auch Annegret Groebel von der Bundesnetzagentur sieht das Vorhaben kritisch. "Fraglich ist, ob es überhaupt machbar ist, große Netzkapazitäten für den grenzüberschreitenden Handel zu reservieren. Wenn, dann nur zu sehr hohen Kosten", sagte sie. Quelle: www.energate-messenger.de
27.10.18	Das Sturmtief "Siglinde" hat die Windstromeinspeisung in der Regelzone des Übertragungsnetzbetreibers 50 Hertz auf einen neuen Höchstwert getrieben. 15.382 MW Windenergie seien am 23. Oktober in das Netz gespeist worden, teilte das Unternehmen mit. Weitere 3.000 MW Windkraftleistung seien beim Redispatch aufgrund ausgelasteter Leitungen abgeregelt worden. Die bisherige Rekordmarke von 14.354 MW stammte aus dem Januar 2018. Grund für den neuen Höchstwert sei laut 50 Hertz - neben dem Sturm - vor allem der Zubau an Windkraftleistung in den vergangenen Monaten. "Wir kommen jetzt in Dimensionen, die die Netzsteuerung mit ihren aktuellen Mitteln an ihre Grenzen bringt", sagte Dirk Biermann, Geschäftsführer Märkte und Systembetrieb bei 50 Hertz. Nach Unternehmensangaben betrug die installierte Windkraftleistung im 50-Hertz-Netz Ende 2017 rund 18.500 MW. Dass beim Redispatch nicht mehr als 3.000 MW Windkraftleistung abgeregelt wurde, habe insbesondere an der Thüringer Strombrücke gelegen, die seit gut einem Jahr erhöhte Transportkapazitäten in Richtung Süden bereitstellt. Quelle: www.energate-messenger.de
24.10.18	Wasserstand auf Donau erreicht Rekordtief. Weil der Regen ausbleibt, führt die Donau so wenig Wasser wie noch nie seit Beginn der Messungen. Die Donaukraftwerke produzieren weniger Strom als sonst zu dieser Jahreszeit. In Altenwörth (Bezirk Tulln) etwa fließe derzeit nur halb so viel Wasser durch die Turbinen wie sonst. „Niedrigwasser gibt es immer wieder, aber dieses hält nun schon sehr lang an. In so einem Ausmaß hab ich das noch nicht erlebt“, Werksgruppenleiter Heinz-Peter Allmer. Quelle: orf.at
12.10.18	Heuer wurden erstmals am 08. und 09.10. Preise von über 100 Euro pro MWh erzielt.
12.10.18	Berlin, 10. Oktober 2018 – Zehn nationale Verbände der Energiewirtschaft in Europa haben heute in Berlin einen gemeinsamen Appell zur Sicherung der europäischen Stromversorgung verabschiedet. In der gemeinsamen Erklärung konstatieren die Verbände eine in vielen europäischen Ländern parallel laufende Entwicklung: Während die Stromerzeugungskapazitäten auf Basis erneuerbarer Energien immer weiter ausgebaut werden, verringert sich in vielen Staaten die zur Verfügung stehende gesicherte Leistung: Immer mehr Gas- und Kohlekraftwerke, die – abgesehen von geringen Ausfallzeiten – jederzeit und wetterunabhängig Strom erzeugen können, gehen vom Netz. Dieser Trend werde sich verstärken, da die derzeitigen Marktbedingungen beispielsweise den Bau neuer Kraftwerke oder Speicheranlagen nicht zuließen, so die Verbände. Werde dieser Entwicklung nicht entgegengewirkt, sei in nur wenigen Jahren die bisher praktizierte Solidarität zwischen den Ländern bei der Überwindung beispielsweise von Netzengpässen gefährdet, da es dann etwa an geeigneten Kraftwerks- oder Speicherkapazitäten mangeln werde. Quelle: www.bdew.de
29.09.18	Zur Aufrechterhaltung der Stromnetzstabilität ist die Austrian Power Grid (APG) kurz vor Abschluss von Kontrahierungsverträgen mit Kraftwerksbetreibern für die Vorhaltung thermischer Anlagen. Dabei geht es um 3,6 GW von den in Österreich insgesamt verfügbaren rund 5,5 GW an thermischer Leistung. Daneben hat die APG heuer auch höhere Aufwendungen für das sogenannte Engpassmanagement zu tätigen - vor allem der trockene Sommer schlug dabei kräftig ins Kontor, wie APG-Vorstand Gerhard Christiner vorige Woche vor Journalisten sagte. Bis inklusive Juli musste der Übertragungsnetzbetreiber heuer schon über 55 Mio. Euro fürs Engpassmanagement aufwenden, allein im Juni und Juli waren es jeweils mehr als 15 Mio. Euro. Zur Salzburger 380-kV-Leitung meinte er, "alle" würden auf eine rasche Entscheidung des Bundesverwaltungsgerichts warten. Je länger es hier bis zu einem grünen Licht dauere, umso mehr müsse die APG für Netzstabilisierung und Gasanlagen-Kontrahierung ausgeben. Quelle: www.trend.at
29.09.18	Die Themen Ökostromausbau und Versorgungssicherheit sind eng miteinander verbunden. Eine Modellberechnung der E-Control für 2030 ergab basierend auf der Energieaufbringung der letzten fünf Jahre, dass in den Wintermonaten neben 1.500 GWh aus Wärmekraftwerken ein Importbedarf von 1.000 GWh pro Woche bestehen wird. Gleichzeitig würden sich aufgrund des 100%- Zieles im Sommer wesentliche Exportüberschüsse ergeben, um etwaige Importe bzw. die Erzeugung aus kalorischen Kraftwerken bilanziell ausgleichen zu können. Weiters zeigt es sich, dass Importmöglichkeiten in Zukunft nicht mehr unlimitiert vorhanden sein werden. So geht etwa aus diversen Energiestrategien und Plänen verschiedenster Länder hervor, dass sich Exportmöglichkeiten heutiger Lieferanten teilweise dramatisch reduzieren könnten. „Wir sprechen hier zum Beispiel von Deutschland, Frankreich oder Tschechien. Deshalb sind wir davon überzeugt, dass Erdgas auch künftig für die Versorgungssicherheit notwendig sein wird.“, so Eigenbauer. Quelle: www.boerse-express.com
29.09.18	Die fehlende Energie aus Kohlekraftwerken müsste von ausländischen Kraftwerken ersetzt werden, um die Versorgungssicherheit weiter aufrecht zu erhalten. Genau genommen sind es 85 Prozent der fehlenden Energie, die durch ausländischen Strom kompensiert werden müssten. Europaweit wird ein Umstieg auf erneuerbare Energie angestrebt. Dadurch sinken aber auch die international vorhandenen Überkapazitäten. Wenn sich Deutschland zu sehr auf den Stromimport verlässt, könnte die Versorgungssicherheit stark gefährdet werden. Die europäischen Nachbarn benötigen die Energiereserven selbst, um das eigene Stromnetz aufrecht zu erhalten. Deshalb dürfe sich Deutschland nicht auf erneuerbare Energieträger verlassen, sondern müsse neue Erzeugungskapazitäten auf Basis von Gas schaffen. Quelle: hlk.co.at
19.09.18	Nach dem „Spiegel“-Bericht ist geplant ist, in einem Sofortprogramm Kraftwerke mit einer Leistung von insgesamt fünf bis sieben Gigawatt bis zum Jahre 2020 vom Netz zu nehmen und gegebenenfalls als Reserve zu behalten. Quelle: www.handelsblatt.com
16.09.18	Die Aufteilung der deutsch-österreichischen Gebotszone im Stromhandel kann pünktlich zum 1. Oktober starten. Darauf weisen die deutschen und österreichischen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) in einer gemeinsamen Mitteilung hin. Die Anpassung und Tests der Systeme und Betriebsverfahren für den Handel und das Balacing wurden "erfolgreich durchgeführt". Quelle: www.energate-messenger.de
10.08.18	Hitzewelle sorgt für kräftige Energieeinbußen Die hohen Temperaturen und der geringe Niederschlag führen in heimischen Flüssen zu niedrigen Wasserständen. Die Kraftwerke entlang der Donau produzieren deshalb bis zu 40 Prozent weniger Energie. Die Ausfälle würden sich deshalb mit 40 Prozent noch in Grenzen halten. u Engpässen werde es nicht kommen, da Speicherkraftwerke bei der Stromversorgung aushelfen. Die Versorgungssicherheit sei gegeben, da Fotovoltaikanlagen, Wind- und vor allem Gaskraftwerke die fehlende Energie liefern: „In den letzten Tagen ist das Kraftwerk Theiß bei Krems verstärkt in Betrieb gewesen, um den Strom zu erzeugen, der nicht aus der Wasserkraft gekommen ist“, sagte Zach. Quelle: orf.at
06.08.18	Hitzwelle: Wegen Kühlwasserproblemen werden weitere DEU Kraftwerke gedrosselt oder abgeschaltet. Die Rheintemperatur ist inzwischen auf 28,6 Grad gestiegen. Frankreich: vier Kernkraftwerke vorübergehend abgeschaltet. Quelle: www.energate-messenger.ch, siehe auch Hitzewelle zwingt erste Kraftwerke in die Knie
07.07.18	Grid Time Deviation reaches 1 minute in Continental European Power Grid: The cause for deviation is still unsolved by both Serb and Kosovo authorities. ENTSO-E and the Continental European TSOs working on legal/ technical measures and urge for political solution. Quelle: ENTSO-E - Siehe auch Netzzeitabweichung – Unterdeckung im europäischen Stromversorgungssystem
02.07.18	Gründe für das Umsatzplus sind der höhere Strompreis und die Netzreserveleistung für den deutschen Netzbetreiber Tennet. Die Wien Energie hat im Winter 2017/18 erstmals für Deutschland eine Netzreserve bereitgestellt. Von Jänner bis März 2018 gab es an 30 Tagen und 200 Stunden Einsätze für das Engpassmanagement und damit etwas weniger als im Vorjahreszeitraum. Quelle: www.vienna.at
15.06.18	Wir haben in Österreich mit ungeplanten Stromausfällen von unter einer halben Stunde pro Jahr immer noch eine Top-Versorgungssicherheit. Aber die Stromimporte steigen. Sie liegen aktuell bei gut 15 Prozent. Die Handelsbilanz ist also nicht mehr ausgeglichen. Gleichzeitig kommt es zu immer mehr Eingriffen, um das Stromnetz zu stabilisieren. Die Situation wird also zunehmend fragiler. Bedingt ist das durch den Ausbau der volatilen erneuerbaren Energien Wind und Sonne bei gleichzeitigem Ausstieg aus gesicherter Leistung wie fossiler Energie oder nuklearer Energie im Nachbarland Deutschland. Quelle: news.wko.at
01.06.18	According to the European Network of Transmission System Operators for Electricity (ENTSO-E), no risk is expected for the security of electricity supply in Europe in the summer of 2018. The balance between generation and consumption should be maintained even under severe conditions. Hydroreservoirs, however, require special attention throughout the season. These are the key messages from the Summer Outlook 2018, the ENTSO-E supply security forecast on the upcoming summer season, which recently has been published together with the Winter Review 2017/18. Quelle: www.tscnet.eu Blackout in Österreich? „Es geht immer mehr an die Grenzen“
26.05.18	Allein die Redispatch-Kosten in den Netzgebieten von 50 Hertz und Tennet beliefen sich im vergangenen Jahr auf mehr als 1,2 Mrd. Euro. Quelle: www.energate-messenger.de
20.05.18	E-Control warnt: Versorgungssicherheit bei Strom 2030 nicht gewährleistet: "Wir müssen feststellen, dass wir heute schon in der Situation sind, dass wir uns nur noch eingeschränkt selbst versorgen können und jedenfalls langfristig keine gesicherte Versorgung mehr haben." So habe sich etwa im Jänner 2017 gezeigt, dass Österreich seinen Strombedarf nur an zehn Tagen aus eigener Kraft decken konnte. Ohne Importe hätte man aber wöchentlich bis zu 60 Prozent des aktuell vorhandenen Speicherinhalts verwenden müssen. Der Stromimport werde immer mehr zu einer Art Strategie, sagte Eigenbauer. "Wenn man 'Import' hinschreibt, muss man nichts tun, das wird dann schon jemand anderer machen." Das funktioniere aber nicht, wenn alle die gleiche Strategie fahren. So seien bereits im Winter 2017 nur Deutschland und Tschechien exportfähig gewesen. Quelle: diepresse.com
02.05.18	Die Engpassmanagementkosten 2018 eskalieren weiter. Im 1. Quartal 2018 wurden bereits rund 56,4 Millionen Euro ausgegeben.
03.04.18	Stresstest: Kritische Situationen für Österreichs Stromversorgung 2017 -  Im Jänner und Juni 2017 kam es zu Engpässen in der heimischen Stromversorgung. Es war dies ein Reality Check in Fragen sicherer Kraftwerkskapazitäten: Die Umstände, die zu den Engpässen geführt haben, können jederzeit wiederkehren. Quelle: www.energieinstitut.net
16.03.18	Das 840-MW-Gaskraftwerk Mellach erzeugte voriges Jahr 1,47 TWh Strom, 2,3-mal so viel wie 2016 bzw. mehr als 2015 und 2016 zusammen. Grund war der deutlich höhere Einsatz für das Engpassmanagement, für das - ebenso wie für andere Netzstabilisierungsmaßnahmen - im Vorjahr mehr getan werden musste. Quelle: www.kleinezeitung.at
08.03.18	Österreichs E-Control-Vorstand Andreas Eigenbauer alarmiert die an sich recht harmlose Frequenzstörung aus anderen Gründen: Er sieht sie als "Indikator, wie knapp man an die Grenzen herangeht". Manche Staaten würden offenbar hart an den Grenzen fahren. Quelle: Der Standard
03.04.18	Frequency deviations - Continental European TSOs have restored the situation to normal - Following frequency deviations that affected the Continental Europe Power System between mid-January and beginning of March, the Continental Europe transmission system operators carried out a collective compensation programme to restore the situation back to normal. Quelle: ENTSO-E
28.02.18	Kältewelle: Frankreich importiert massiv Strom wegen AKW-Ausfall
25.01.18	2017 gab es gehäuft Stresssituationen im Netz: An 301 Tagen musste stabilisierend eingegriffen werden. Kosten so hoch, wie noch nie: 300 Millionen Euro; Zum Vergleich: Vor fünf Jahren gab die APG zur Ausbalancierung des Netzes nur 1,1 Millionen Euro aus.
16.01.18	Die eidgenössische Elektrizitätskommission (Elcom) gibt in Bezug auf die Versorgungssicherheit keine vorbehaltslose Entwarnung. Damit relativierte die Aufsichtsbehörde die Ergebnisse der Studie "Adequacy 2020", welche Ende des vergangenen Jahres publiziert wurde. Gemäss Studie ist die Versorgungssicherheit [in der Schweiz] im Prinzip gegeben. Dies jedoch nur, solange die europäischen Länder weiterhin zu Exporten willig und vor allem fähig blieben. Bezüglich Ersterem macht sich Elcom-Geschäftsführer Renato Tami derzeit keine Sorgen: "Die vergangenen Krisensituationen haben gezeigt, dass es am Willen nicht mangelt." Im Gegensatz dazu bewertete Tami die Exportfähigkeit der europäischen Nachbarländer nach 2020 als eher kritisch. So seien für diesen - bis anhin nicht untersuchten - Zeitraum "Wolken am Horizont" auszumachen. Denn sowohl Frankreich als auch Deutschland planen, die installierte Kapazität an Kernkraftwerken kontinuierlich zurückzufahren. Weiter wies Tami auf eine internationale Entwicklung hin, die "Sorgen bereite". So führe die lastbasierte Marktkopplung der EU, welche das Schweizer Netz nicht berücksichtige, zu ungeplanten Stromflüssen durch die Schweiz. Dies gefährde die Netzstabilität und somit auch die Versorgungssicherheit. Daraus resultierende kritische Situationen hätten in der Vergangenheit auch mit internationalen Redispatch-Massnahmen gelöst werden müssen.  Quelle: www.energate-messenger.ch
04.01.18	Der große Stromnetzbetreiber Tennet, dessen Netzgebiet in der Mitte Deutschlands von Schleswig-Holstein bis zum Süden Bayerns reicht, musste deshalb 2017 fast eine Milliarde Euro für Noteingriffe ins Netz zahlen. Die Eingriffskosten lagen 2015 noch deutlich niedriger bei 710 Millionen Euro, im windschwachen Jahr 2016 sogar nur bei 660 Millionen Euro. Quelle: FAZ
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 2012: Im 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.
30.01.17	Kurzfristige EPM-Anforderung von Gaskraftwerk(en) (13.01.2017 ab 11:00 mit [beachtlichen] 800 MWel) ist erfolgt.
30.01.17	Mögliche Kältewelle in der 3.KW könnte die französische Stromversorgung gefährden - Stromversorgung vor Kollaps – Frankreich droht der Blackout
30.01.17	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.
30.01.17	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
02.02.16	Energie- 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.
30.01.16	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.