„Des Kaisers neue Kleider“

Weiterführende Hintergrund- und Basisinformationen 

• Aktuelle Situation – Situation in den einzelnen Ländern
• Interview „Die physi­ka­lischen Grenzen der Energie­wende“ mit Professor Holger Watter, der ebenfalls detailliert die Knackpunkte der Energiewende beschreibt.
• Henrik Paulitz hat in seinem Buch „StromMangelWirtschaft – Warum eine Korrektur der Energiewende nötig ist“ viele Details zusammengetragen, warum der derzeitige Weg bei der deutschen Energiewende in die Sackgasse führt. Er bestätigt und untermauert viele hier bereits aufgezeigten Punkte.

Meldungen und Berichte 2024

01.09.24: Deutschland

DE: Zahlen zur Energieversorgung in Deutschland, täglich aktualisiert

Deutschland importiert derzeit mehr Strom, als es exportiert und ist erstmals seit dem Jahr 2002 wieder Netto-Importeur von Strom, von knapp 12 TWh im Jahr 2023 auf 38 TWh in diesem Jahr. Künftig dürfte Deutschland in den Wintermonaten auch weniger Strom exportieren als früher.

Eine Auswertung der Denkfabrik Agora Energiewende zeigt, dass sich seit dem Atomausstieg die Atomstrom-Importe aus Deutschlands Nachbarländern im Schnitt mehr als verdoppelt haben. Wichtig sind Importe für Deutschland vor allem dann, wenn die wetterabhängige Erzeugung aus Wind und Sonne schwächelt. Daher sind diese häufig teuer, Deutschlands Exporte hingegen eher billig. Wegen fehlender Speicher muss das Land seinen Strom sogar verschenken, insbesondere in den Sommermonaten.

27.07.24: Dänemark

DK: Importierter Strom macht einen enormen Teil des dänischen Stromnetzes aus. Zeitweise macht es bis zu 80 % der Gesamtnachfrage aus.

08.01.24: Negative Strombilanz 2023 in Deutschland

Nach dem Abschalten der letzten drei Kernkraftwerke im April hat sich Deutschland vom Netto-Stromexporteur der letzten 20 Jahre in einen Netto-Stromimporteur gewandelt. Interessante Übersichten, vor allem länderspezifisch, sind auf der Website www.stromdaten.info zu finden.

Was sind die wesentlichen Erkenntnisse?

1. Mit den Nordländern Norwegen, Schweden und Dänemark haben wir einen extremen Importüberschuss. Darüber hinaus ist dort der Gap zwischen Import- und Exportstrompreis so hoch wie nirgendwo sonst. Durchschnittlich exportieren wir dort Strom für unter 30 €/MWh, während wir Strom für über 100 €/MWh importieren!
2. Wenn wir zu viel Strom im Norden Deutschlands haben, bekommen wir ihn nicht nach Süden transferiert aufgrund fehlender Hochspannungsleitungen
3. Bis auf Österreich und Luxemburg (wo es gar keinen Stromimport gab) ist der Geldsaldo negativ. Wir bezahlen stets mehr für Importe als wir über Exporte erlösen.
4. Die höchsten Importpreise fallen in den „Südländern“ Österreich, Schweiz und Tschechien an, was auf eine tendenzielle Stromunterdeckung schließen lässt
5. Das Narrativ der Bundesnetzagentur, den Strom halt einzukaufen, wenn er günstiger am Markt zu bekommen ist als ihn selbst zu produzieren, fällt weitgehend in sich zusammen. Ein Land, was mit allen Nachbarländern höhere Importpreise als Exportpreise hat, MUSS Strom zukaufen, wenn auch andere Länder höheren Bedarf haben.
6. Importpreise von 100 bis 135 €/MWh liegen deutlich höher als die Stromgestehungskosten unserer weitgehend abgeschriebenen fossil betriebenen Kraftwerke. Der wahre Grund für den Stromimport ist die Aufhübschung der nationalen CO2-Emissionswerte, aber auf Kosten der heimischen Stromkunden.
7. Das Bilanzdefizit von 2,305 Milliarden € bezogen auf den negativen Stromsaldo von 11,855 TWh bedeutet, dass wir dieses Defizit mit 194 €/MWh bezahlt haben. Das muss man sich auf der Zunge zergehen lassen!

Und was schätzen Sie, liebe Leser, passiert, wenn wir unsere PV-Kapazität verdreifachen und unsere Windenergie-Kapazität verdoppeln, so wie es geplant ist?

• Wir produzieren dann sehr oft Überschussstrom, der keinen Abnehmer findet aufgrund fehlender Batteriespeicher und Elektrolyseuren. Konsequenz: Abregelung der Anlagen, d.h. steigende Stromgestehungskosten
• Bei Dunkelflauten müssen wir dennoch Strom importieren, zu hohen Preisen
• Das viel zitierte europäische Verbundnetz kann uns nur begrenzt helfen. Die Leitungskapazität ins Ausland beträgt maximal 20 GW [mittlerweile 25 GW] bei einem typischen nationalen Bedarf von 60 bis 80 GW, Tendenz steigend. Wenn nationale Hochspannungsleitungen schon mehr als 15 Jahre zwischen Planung und Ausführung brauchen, darf man für internationale Leitungen kaum auf kürzere Zeiten hoffen.

08.01.24: Grenzüberschreitender Stromhandel

🔎Eine Momentaufnahme des grenzüberschreitenden Stromhandels in Europa im Jahr 2023 im Vergleich zu 2022 sowie die ICIS Power Foresight-Prognose für 2024.

Positive Werte bezeichnen die Nettoexporte; negativen Nettoeinfuhren.

Einige Gedanken zu den wichtigsten Entwicklungen:

🔹Frankreich wechselte von einem Nettoimporteur im Jahr 2022 wieder zu einer Nettoexportposition im Jahr 2023. Dies war vor allem auf den Anstieg der Kernenergieproduktion um 41 TWh zurückzuführen, aber auch der Anstieg der Wasserkrafterzeugung um 8 TWh trug dazu bei. Für 2024 wird eine weitere Erholung der Kernenergieproduktion erwartet (+11 TWh gegenüber 2023), was die Exporte weiter ankurbeln dürfte.

🔹Infolge der veränderten Situation in Frankreich wechselte Großbritannien in die andere Richtung und kehrte in den Status der Nettoimporte zurück, nachdem es sich im Jahr 2022 in der ungewöhnlichen Situation befunden hatte, dass es Nettoexporte getätigt hatte, um die verlorene französische Kernenergieproduktion auszugleichen. Es wird prognostiziert, dass die Situation im Jahr 2024 stabil bleiben wird, wobei Großbritannien weiterhin ein bedeutender Nettoimporteur sein wird.

🔹Auch in Deutschland kam es 2023 zu einem Nettoimportstatus. Auch hier war die verbesserte nukleare Situation in Frankreich mitverantwortlich für die Veränderung. Aber auch der eigene Atomausstieg trug dazu bei, dass Deutschland zum Nettoimporteur wurde. Mit Blick auf die Zukunft wird für das Jahr 2024 ein deutliches Wachstum der deutschen Importposition aufgrund der in diesem Jahr anstehenden Stilllegungen von Stein- und Braunkohle prognostiziert.

🔹Italien hat auch 2023 seine Position als größter Nettoimporteur in Europa fortgesetzt. Anhaltende Genehmigungsprobleme stellen den Ausbau erneuerbarer Energien vor Herausforderungen, während die starke Abhängigkeit des Landes von Gaskraftwerken zu einem relativen Preisnachteil gegenüber den Nachbarmärkten in Zeiten hoher Gaspreise führt. ICIS prognostiziert, dass die italienischen Nettoimporte im Jahr 2024 leicht höher ausfallen werden.

🔹Spanien verzeichnete im Jahr 2023 aufgrund der verbesserten französischen Nuklearsituation und niedrigerer Gaspreise geringere Nettoexporte, was bedeutet, dass die „Iberische Ausnahme“ für den größten Teil des Jahres keine Auswirkungen auf die Anreize für Exporte hatte. Der rasche Ausbau der Solarkapazitäten in Spanien wird voraussichtlich zu steigenden Exporten im Jahr 2024 führen.

Meldungen und Berichte 2023

25.12.23: Akademievorlesung 2023: Robert Schlögl über „Keine Energiewende ohne Wasserstoff“

Fehlende systemische Betrachtung … die anderen Länder als Stromspeicher – 24:45-27:18, ab 80 Prozent EE wird es unverhältnismäßig teuer, die Natur denkt nicht über Prozesseffizienz nach, 

16.11.23: Dänemark – Importabhängigkeit

Ein Netz mit einer hohen Wind- und Solardurchdringung hat eine Kehrseite. Oft decken Importe tagelang mehr als 50 % des nationalen Strombedarfs.

Dänemarks Stromnetz ist klein, mit einem Strombedarf von 4 bis 6 GW, aber die strategische Lage und die robusten Verbundnetze mit insgesamt 7,5 GW mit Deutschland, den Niederlanden, Schweden und Norwegen sorgen dafür, dass Defizite problemlos durch die viel größeren Netze gedeckt werden können.

Betrachtet man das schwerwiegendste Beispiel im Oktober: Die Importe stiegen sprunghaft an und deckten in Spitzennachfragezeiten bis zu 85 % ab!

Dies ist sicherlich keine gesunde Abhängigkeit von Nachbarn im Streben nach einem vollständig wetterabhängigen Netz und deckt die Schwachstellen dieser Energieversorgung auf. 

Zudem sind die Winde in Nordeuropa stark korreliert, was es schwieriger macht, Versorgungsdefizite zu bewältigen, wenn der Wind nachlässt.

15.11.23: Deutschland 2023: Stromexporteur oder Stromimporteur?

Die Daten zeigen: So klar und einfach ist es nicht, aber es gibt eine Richtung!

23.10.23: DE: Deutschland importiert mehr Strom: Diese fünf Grafiken erklären die Folgen

Die deutschen Stromimporte sind 2023 deutlich höher als in den vergangenen Jahren. Wo der Strom herkommt – und wie viel davon aus Atomkraft und Erneuerbaren stammt.

Erstmals seit 20 Jahren wird Deutschland in diesem Jahr zum Stromimportland. Von Januar bis September dieses Jahres hat die Bundesrepublik laut Bundesnetzagentur 12,8 Terawattstunden mehr Strom importiert als exportiert.

Eine klare Trendumkehr: In den Jahren vor der Coronapandemie lagen die Exportüberschüsse des deutschen Stroms noch teils bei über 50 Terawattstunden pro Jahr. Seit 2003 war Deutschland jedes Jahr Strom-Nettoexporteur.

Eine klare Trendumkehr: In den Jahren vor der Coronapandemie lagen die Exportüberschüsse des deutschen Stroms noch teils bei über 50 Terawattstunden pro Jahr. Seit 2003 war Deutschland jedes Jahr Strom-Nettoexporteur.

02.09.23: DE: deutlich gestiegene Importe

Seite Monaten importiert Deutschland deutlich mehr, als seit 2015. Die Argumentation lautet, dass es billigerer Strom aus EE aus den Nachbarländern wäre, was zum Teil durchaus stimmen mag. Die Nagelprobe wird sich aber erst im Winter ergeben, wenn der Eigenbedarf in den Nachbarländern auch höher ist bzw. dann bisher gerne aus Deutschland importiert wurde. Zum anderen stellt sich die Frage, warum jetzt der Strom in den Nachbarländern so viel billiger sein soll, wenn gerade in Deutschland 2023 deutlich mehr PV ausgebaut wird, als in den letzten Jahren. Zum anderen ist bisher nicht ganz klar, wie es dann auch finanziell aussieht. Sprich, Deutschland exportiert billigen Überschussstrom und muss dann teuren Strom importieren, wenn wenig EE zur Verfügung stehen. Noch kann es auch billiger sein, als eigene Kraftwerke zu betreiben. Aber auch das wird sich ändern, wenn alle verlässliche Leistungen reduzieren. Bis auf weiteres ist vieles im Nebel und kritisches Hinterfragen ist weiterhin angesagt. Viele Dinge sind einfach nicht schwarz-weiß, sondern komplexer.

06.06.23: CH: Es hilft dem Klima wenig, wenn die Schweiz Blackouts produziert

Noch vor weniger als sechs Monaten war die Schweiz in heller Aufregung. Grund war, dass unser Land eine Strommangellage befürchten musste. Es gab berechtigte Zweifel, ob wir uns auch im Winter 2022/23 auf den Import von Strom würden verlassen können. Frankreichs Kernkraftwerke hatten mit technischen Problemen zu kämpfen, während in Deutschland grosse Unsicherheit herrschte, wie viel russisches Gas zur Erzeugung von Strom zur Verfügung stehen würde.

Rund 5 Terawattstunden Strom muss die Schweiz in den Wintermonaten importieren. Diese systematische Abhängigkeit beim Winterstrom besteht seit rund zwanzig Jahren

Heute muss man sich fragen: Wenn die Schweizer Stromversorgung bereits unter den momentan herrschenden Bedingungen zur Zitterpartie wird, wie soll die Situation in absehbarer Zukunft realistisch bewältigt werden? 

Wir reden dabei von einer Zeit, in der die Schweizer Kernkraftwerke sukzessive altershalber abgestellt werden. Rund 40 Prozent der heutigen Winterstromproduktion brechen damit weg.

Die Schweiz ist punkto Stromversorgung drauf und dran, einen Weg zu beschreiten, der nicht gut enden kann. Wer kurz nachrechnet, stellt fest, dass mittelfristig mindestens 14 Terawattstunden Winterstrom unserer Kernkraftwerke durch Solaranlagen ersetzt werden müssten.

Die gegenwärtige Schweizer Stromstrategie muss man als «Winter-Importstrategie» bezeichnen. Eine Importstrategie kann durchaus ein möglicher Weg sein, bedingt aber logischerweise, dass mindestens eines der Nachbarländer eine «Winter-Exportstrategie» verfolgt. Und genau das ist je länger, je weniger der Fall.

Italien und Österreich sind selber schon länger auf Importe aus dem Ausland angewiesen. Deutschland hat sich von seinen Kernkraftwerken verabschiedet und will als Nächstes seine Kohlekraftwerke abschalten. Da jetzt auch das billige russische Pipeline-Gas teilweise weggefallen ist, dürfte Deutschland zum Stromimporteur werden.

Frankreichs Strom kommt heute nahezu ausschliesslich aus seiner Flotte von fast 60 Kernreaktoren, welche langsam, aber sicher in die Jahre kommen. Der Bau eines neuen Kernkraftwerks in Flamanville verzögert sich seit Jahren und verdeutlicht, dass Frankreich Mühe haben wird, die bestehenden Kernkraftwerke rechtzeitig durch neue zu ersetzen. Dass da noch Überkapazitäten gebaut werden, um diese dann im Winter in die Schweiz zu liefern, darf bezweifelt werden.

Dies bedeutet in erster Linie, dass wir in der Schweiz mittelfristig wieder selber genügend zuverlässigen Winterstrom produzieren müssen – selbstverständlich möglichst ohne Emissionen von Treibhausgasen.

04.06.23: DE: Netz­re­ser­ve / Re­ser­ve­kraft­werks­leis­tung

Die Netzreserveverordnung (NetzResV) sieht vor, dass die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) jährlich eine sogenannte Systemanalyse durchführen, um die zukünftig erforderliche Kraftwerksreservekapazität für netzstabilisierende Redispatch-Maßnahmen festzustellen. Die Bundesnetzagentur überprüft diese Systemanalyse und veröffentlicht in einer jährlichen Feststellung den Bedarf an Erzeugungskapazität für die Netzreserve.

Der Bericht vom 28. April 2023 behandelt die Ermittlung des Bedarfs an Netzreservekraftwerken für den Winter 2023/2024.

• Für den Winter 2023/2024 beträgt der Bedarf an Erzeugungskapazitäten aus Netzreservekraftwerken 4.616 MW.
• Für den Betrachtungszeitraum 2025/2026 beträgt nach vorläufigem Stand der Bedarf an Erzeugungskapazitäten aus Netzreservekraftwerken 10.202 MW.

Der Netzreservebedarf kann im kommenden Winter nicht ausschließlich aus inländischen Netzreservekraftwerken gedeckt werden. Die Beschaffung zusätzlicher Netzreserveleistung aus ausländischen Kraftwerken ist daher erforderlich.

02.06.23: DE Importe

15.05.23: GBR Import

Off-the-back of an uncharacteristic period of Exporting through the Interconnectors; 2023 (so far) has been a clear return to Net Imports for GB, as was historically the case before recent Russian Gas restrictions and French Nuclear Outages. Since 2017, the balancing of the European continental grid has been relying on imports from Norway, Sweden and the United Kingdom as France and Germany steadily reduced their export capacities. 🤔

12.05.23: Import/Export

Since 2017, the balancing of the European continental grid has been relying on imports from Norway, Sweden and the United Kingdom as France and Germany steadily reduced their export capacities. 🤔

Meldungen und Berichte 2022

21.12.22: Schweiz: Um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, braucht die Schweiz ein Stromabkommen mit der EU

09.12.22: 🚨 Schweden

08.12.22: 🚨 Frankreich

07.12.22: Stromlücke ⚠

Welche Stromlücke im europäischen Stromsystem reißt der „französische Patient“ eigentlich genau? Und wie wurde sie bisher geschlossen? Um das zu verstehen, habe ich mir die Erzeugungs- und Handelsdaten für Strom in Europa angesehen (energy-charts / ENTSO-E). Fazit: die Größenordnungen des Mengenausfalls in Frankreich und die ausgelösten Verschiebungen von Import/Exportmengen sind gigantisch. Es ist beeindruckend, dass das europäische Stromsystem einen solchen Schlag zusätzlich zur Gaskrise überhaupt verarbeiten kann. In Zahlen:

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.

Die europäischen Nachbarn sind entsprechend eingesprungen. Am stärksten hat Spanien seine Produktion hochgefahren. Bis Ende 11/22 alleine um +10 TWh aus Gasverstromung und +4,5 TWh aus Solarenergie. Spanien ist für Frankreich vom Importeur zum Exporteur geworden, mit einer Änderung der Handelsbilanz von aktuell 19 TWh.

Zusätzlich wurde Frankreich über die Umkehr der Handelsströme nach UK entlastet (von Importeur zu Exporteur mit bisher 23 TWh Änderung der Bilanz) sowie die Steigerungen der Transite aus Belgien (aktuell bereits über 10 TWh) und reduzierte Transite über die Schweiz. Deutschland hat bereits 7 TWh mehr nach Frankreich geliefert als im Jahr 2021 (aktuell 13,4 TWh nach 6,4 TWh in ganz 2021). Die Grafik zeigt die Importabhängigkeit der relevanten EU-Länder, Produktionsmengen und Änderungen des grenzüberschreitenden Handels. Frankreich importiert jetzt 4 % seines Stroms nach 10 % Export 2021.

Wie wirken diese Verschiebungen auf den Strommix der Länder? Spanien hat den Anteil von Gas an der Stromerzeugung um +9 Prozentpunkte erhöht. Ebenso das traditionell stark von Importen aus Frankreich abhängige Italien um +4 Prozentpunkte (auf jetzt knapp 48 % an der Gesamtproduktion). Beides klar die falsche Richtung. In anderen europäischen Ländern haben sich die Anteile fossiler Stromerzeugung bislang nur geringfügig geändert – allerdings leider der Brennstoffmix z.B. in Deutschland hin zu Braunkohle. Auch hier gilt aber: ohne den zusätzlichen Stützungsbedarf für den französischen Nachbarn hätten wir weniger fossilen Strom im System.

Auch für die Entwicklung der Strompreise 2023 bleibt es entscheidend, dass Frankreich die Probleme seiner AKW in den Griff bekommt. Letzte Woche wurde bekannt, dass für Ende November geplante Inbetriebnahmen von 3 AKW auf Dezember verschoben wurden. Hoffen wir, dass dies die letzte Verschiebung war.

30.04.22: 🚨 Atom-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! Wegen der Korrosionsprobleme müssen immer neue Atomkraftwerke abgeschaltet werden.

23.01.22: (Nicht)Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz

Bis 2019 wurde durch die deutschen Übertragungsnetzbetreiber ein Bericht zur Leistungsbilanz herausgegeben. Siehe Bericht 2019 weiter unten. Diesen Bericht gibt es seit 2020 nicht mehr, bzw. sollte dieser nun durch das deutsche Wirtschaftsministerium herausgegeben werden. Stefan von Outdoor Chiemgau ist dem auf den Grund gegangen. Seine Erkenntnisse deuten darauf hin, dass es einen triftigen Grund geben könnte, warum dieser Bericht nicht mehr offiziell herauszugeben wird: Die Faktenlage ist erschütternd! Demnach könnten im bisherigen Referenzszenario: Dunkelflaute & Kältewelle in der 3. Kalenderwoche bis zu 14,1 GW Strom in Deutschland fehlen! In einer Situation, wie sie derzeit mit der Nicht-Verfügbarkeit der Französischen Nuklearflote besteht, wären wohl weitreichende Flächenabschaltungen („Brownouts“, Strommangellage) erforderlich, um das europäische Stromversorgungssystem vor einem Kollaps („Blackout“) zu bewahren. 

Meldungen und Berichte 2021

13.12.21: Eine Energiepolitik für die Zukunft muss auf Realismus und nicht auf Wunschdenken basieren

Quelle: www.universitetsavisa.no – eine norwegische Sicht!

Eine Analyse der Stromversorgung in Irland zeigt, was passiert, wenn man bis zur Stabilitätsgrenze zu viel in Windkraft investiert. Obwohl Windkraft in Irland zeitweise bis zu 65-70% des gesamten Strombedarfs erzeugt, lag der durchschnittliche Windstromanteil im Jahr 2019 immer noch bei nur 34 %.

Manche behaupten, dass ein Anteil von 70-80% der Stromerzeugung mit Wind und Sonne an einer Stromversorgung machbar ist. In der Praxis bedeutet dies, dass Solar- und Windenergie für weite Teile des Jahres weit über 100 % produziert werden, und wenn keine dieser Quellen die Stromversorgung stabilisiert, scheinen solche Vorschläge direkt destruktiv für die Energieversorgung eines Landes zu sein. Das Unglaubliche ist, dass auch in der aktuellen Situation Argumente für die Weiterentwicklung der nicht steuerbaren, wetterabhängigen Windkraft als Lösung vorgebracht werden.

Die Lücke zwischen dem zukünftigen prognostizierten Verbrauch im Jahr 2040 und der aktuellen Produktionskapazität beträgt in Norwegen fast 50 TWh. Woher soll es auf realistische Weise gezogen werden? Soll zum Beispiel Windkraft 33 TWh beitragen, nachdem wir die Wasserkraft um 4 TWh verbessert und die Energieeinsparung um ca. 13 TWh verbessert haben? Die Schätzungen der Solarenergie gehen weit auseinander. Die Windkraft in Norwegen schaffte im Spitzenjahr 2020 9,9 TWh, was bedeutet, dass ein massiver Ausbau neuer, unzuverlässiger Windkraft mit hohem Aufwand umgesetzt werden muss.

Es gibt auch einige, die behaupten, Norwegen solle Europas Batterie sein, aber das Ausmaß scheint ignoriert worden zu sein. Norwegen konnte im Spitzenjahr 2020 20 TWh exportieren, machte jedoch weniger als 0,6% der europäischen Gesamtproduktion von 3.629 TWh im Jahr 2020 aus! Wenn man nach 2021 eines mitnehmen sollte, dann sind es genau die Gefahren der Verknüpfung der Stromversorgung mit Wetter und Wind und anderen Ländern mit unrealistischer Strompolitik.

Es ist an der Zeit anzuerkennen, dass eine Machtpolitik der Zukunft realistisch und faktenbasiert sein muss und nicht politisches Wunschdenken und theoretische Übungen, die nur zu falschen Grundlagen und falschen Entscheidungen für die Gesellschaft führen. Alle Fakten müssen auf den Tisch kommen – auch wenn sie unangenehm sind und nicht in die heutige politische Rhetorik passen

24.10.21: Winter Crisis Raises Prospect of Energy Blockades in Europe

Quelle: www.bloomberg.com

Cold weather could spur governments to halt energy flows – Irish grid stopped power flows to U.K. already this winter – Europe’s heading into winter facing an unprecedented energy squeeze.

If the shortages worsen, European governments could resort to curbing sales of natural gas and power to other regions. An even more extreme scenario could see them halt flows to one another, triggering a political and economic crisis.

“If it gets very cold, even within Europe you will see countries say: ‘I have the gas inside my borders and I am going to pass an urgent safety measure that no one can export for the next two weeks’,” said Marco Alvera, chief executive officer of Italian energy-infrastructure company Snam SpA. “I have been threatened in several countries over the last 20 years. Political priority is to keep your constituency.”

The European Union’s gas tanks are around 77% full. That is way below what’s normal for this time of year and leaves members especially vulnerable if the winter is severe.

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.

Countries such as the U.K., Belgium, Spain and Portugal face the added problem of low gas-storage capacity.

Germany faces the worst risk of disruption this winter because it uses a lot of energy and its storage is quite empty.

14.07.21: Steigender Stromverbrauch

Quelle: welt.de

Deutschland wird deutlich mehr Strom brauchen, weil die Zahl der Elektroautos und Wärmepumpen, aber auch vieler anderer Verbraucher deutlich zunehmen wird.

Von 591 Terawattstunden ging das von Wirtschaftsminister Peter Altmaier (CDU) beauftragte Prognos-Institut damals aus. Doch ein gutes Jahr nach dieser Schätzung ist sie schon wieder völlige Makulatur. Der Bedarf wird noch viel schneller steigen.

Eine neue Prognose des gleichen Instituts kommt nun auf eine Bandbreite von 645 bis 665 Terawattstunden, die im Jahr 2030 benötigt werden. Das sind noch einmal gut zehn Prozent mehr als noch vor einem Jahr geschätzt. Und damit wird auch die Herausforderung, für die nötige Strommenge zu sorgen, immer größer. Auch die Netzkapazitäten müssen nun noch schneller und noch stärker ausgebaut werden, damit Deutschland keine Blackouts drohen.

Inzwischen gehe man statt von sieben bis zehn Millionen Elektroautos im Jahr 2030 von 14 Millionen aus – fast eine Verdoppelung.

Die Netze müssten massiv ausgebaut werden, ein bis zwei zusätzliche „Strom-Autobahnen“ seien notwendig, aber auch die Verteilnetze müssten erweitert werden.

Kommentar

Siehe auch Wenig beachtete Nebenwirkungen der Digitalisierung – wo von einem noch deutlich höheren Stromverbrauch ausgegangen werden muss …

07.07.21: So kann man dem Blackout vorbeugen

Quelle: faz.de

Das Kohlekraftwerk Heyden 4 hätte eigentlich in diesen Tagen vom Netz gehen sollen. Erfolgreich hatte sich sein Betreiber Uniper um Entschädigungen beworben. Aber die Bundesnetzagentur legte gegen die Stilllegung ein Veto ein, weil sonst Engpässe in der Stromversorgung drohten. Da­mit in wind- und sonnenarmen Stunden nicht die Lichter ausgehen, bleibt Heyden 4 nun noch eine Weile Reservekraftwerk. Wie eine ganze Reihe weiterer Kohlemeiler nimmt es also nicht mehr am Strommarkt teil, sondern steht bereit, auf Befehl der Netzbetreiber in kritischen Phasen zu liefern.

Vorteile eines Kapazitätsmarkts: In einem solchen werden Kraftwerksbetreiber nach wettbewerblichen Spielregeln für die Fähigkeit und Bereitschaft vergütet, auch in Stresssituationen zuverlässig Strom zu erzeugen – statt, wie in Deutschland derzeit, nur für die tatsächlich produzierte Elektrizität und ansonsten wie Heyden 4 in einem selbst für Fachleute schwer durchschaubaren Geflecht aus Netz­reserve und Kapazitätsreserve, Sicherheitsbereitschaft und sogenannten besonderen netztechnischen Betriebsmitteln, die allesamt außerhalb des Markts stehen.

Ein Grund sei Marktversagen: „In normalen Zeiten, wenn die Versorgungslage gut ist, ist der Strompreis zu gering, um für Versorgungssicherheit in Krisenzeiten zu sorgen“, sagt Ökonom Ockenfels. Nur wenn die Stromerzeugung zur Deckung der traditionell unflexiblen Nachfrage kaum noch ausreicht, erreiche der Preis ein Ni­veau, das den Betrieb auch des letzten benötigten Gaskraftwerks wirtschaftlich macht.

Doch werde der Strompreis in diesen sehr seltenen Extremsituationen durch regulatorische Eingriffe und strategisches Verhalten der Marktteilnehmer oft „massiv verzerrt“, sagt er. Der Preis bilde die Knappheit nicht vernünftig ab. Wenn die Not am größten ist und wegen Kraftwerksmangel gar der Strom ausfällt, stellt sich am Markt überhaupt kein Preis mehr ein. Unter diesen Bedingungen unterhält aus freien Stücken kaum jemand ein Kraftwerk nur für kritische Phasen. So droht, dass in Dunkelflauten und generell in Extrem­si­tuationen zu wenig Erzeugungskapazitäten zur Verfügung stehen. Das war im letzten Winter in Texas zu sehen.

Naturgemäß argumentieren auch Teile der Energiewirtschaft so. „Wir bauen in Deutschland kein Kraftwerk, wenn ich nicht weiß, ob ich damit Geld verdienen kann und für wie lang“, sagte vor ein paar Monaten der damalige RWE-Chef Rolf Martin Schmitz. Erst kürzlich brach auch Stefan Kapferer, Chef des Netzbetreibers 50Hertz, eine Lanze für die Schaffung eines Kapazitätsmarkts. Er betonte, dass es im Jahr 2030 weiter 60 Gigawatt regelbare, also nicht wetterabhängige Kapazitäten brauche, der Atom- und Kohleausstieg aber in vollem Gange sei und kaum jemand neue Gaskraftwerke baue.

Das Bundeswirtschaftsministerium hat einem Kapazitätsmarkt vor einigen Jahren eine Absage erteilt. Es kam zu der Auffassung, dass der Strommarkt die notwendigen Erzeugungskapazitäten – inklusive der „zur Integration der Erneuerbaren erforderlichen Lösungen“ – von selbst bereitstellen könne und ansonsten das bestehende separat regulierte Sicherheitsgeflecht funktioniere.

„Den besten Kapazitätsmarkt findet man meines Erachtens im Osten der USA“, sagt Ockenfels. Anbieter verpflichteten sich dort dazu, in Knappheitssituationen eine bestimmte Strommenge liefern zu können. Diese müsse durch ausreichend Kraftwerkskapazität abgesichert sein – was Anreize für die Erzeuger schaffe, ausreichend in eine zuverlässige Stromversorgung zu investieren.

Technologische Innovationen, die die Zuverlässigkeit der Stromversorgung auch ohne regulatorische Eingriffe stärken, sind möglich. So können intelligente Kontroll- und Messgeräte und vor allem Elektroautos, Batterien und Speichermedien wie Wasserstoff dazu beitragen, die Nachfrage zu flexibilisieren und über Dunkelflauten hinwegzuhelfen. Sie dürften in Zukunft große Verbreitung finden. Allerdings bleibt ungewiss, wie schnell. Auch Ingenieure sind deshalb in Sorge um die Versorgungssicherheit. Moser mahnt, dass Deutschlands Nachbarn im Westen in Zukunft immer weniger helfen können. Das belegten Situationen in der jüngeren Vergangenheit.

19.06.21: Wegfall von Kohle- und Kernkraftwerken: Netzbetreiber warnt vor Energie-Engpässen

Quelle: handelsblatt.com

Weil Deutschland in Rekordzeit konventionelle Kraftwerke stilllegt, schwindet die kalkulierbare Energiemenge. Die Energiebranche fordert Anreize zum Bau von Gaskraftwerken.

Der Ausstieg aus der Atomenergie ist Ende nächsten Jahres vollzogen, gleichzeitig gehen reihenweise Kohlekraftwerke vom Netz. Zwar steigt der Anteil des Stroms aus erneuerbaren Quellen. Doch Windräder und Photovoltaikanlagen liefern nur Strom, wenn der Wind weht und die Sonne scheint. Das führt zu Problemen. „Wir brauchen auch langfristig regelbare Kraftwerke, um die Versorgungssicherheit in Deutschland zu gewährleisten“.

Mit dem Ausstieg aus der Kernenergie und der Kohleverstromung verliere Deutschland über 50 Gigawatt (GW) gesicherte und regelbare Leistung.  Nach Angaben von 50Hertz sind derzeit nur regelbare Kraftwerke mit einer Leistung von 1,2 Gigawatt in Bau. Planungen für weitere Kraftwerke lägen auf Eis, weil es keine Refinanzierungsperspektive gebe, sagte Kapferer. Dass die 1,2 GW für die kommenden Jahre unter keinen Umständen ausreichen, ist in der Branche und auch in weiten Teilen der Politik unumstritten.

Das Problem ist seit Jahren bekannt. Doch durch die immer ambitionierteren Klimaschutzziele erhöht sich der Handlungsdruck.

Die Energiebranche warnt vor erheblichen Konsequenzen, wenn die Frage der gesicherten Leistung von der Politik nicht ernst genommen werde.

16.06.21: Wie die Börsenrallye die Energiewende durchkreuzt

Quelle: www-manager–magazin-de

Ob Wind- und Sonnenkraftwerke oder Batterien für Elektroautos: Grüne Energie boomt. Doch angesichts massiv steigender Rohstoffpreise rechnen sich viele Projekte nicht mehr. Bremst das die Energiewende aus?

Stahl, wovon allein für eine Turbine (noch ohne Turm) bis zu 600 Tonnen gebraucht werden, ist mehr als doppelt so teuer wie vor einem Jahr. Der Kupferpreis ist um zwei Drittel gestiegen, der für Zink um die Hälfte. Hinzu kommen noch die Frachtkosten, die ebenfalls kräftig anziehen.

Im vergangenen Jahr haben sich neue Solaranlagen erstmals wieder verteuert, hier spielt neben Kupfer auch Silber und vor allem Silizium eine Rolle – ein in Zeiten der Chipkrise besonders knapper Rohstoff.

03.06.21: Umbau von Generatoren zu rotierenden Phasenschiebern

Quelle: www.energie.de

Auch der Standort Heyden wird ausschließlich für die Bereitstellung von Blindleistung benötigt. Diese muss spätestens bis Ende März 2022 sichergestellt sein, da ansonsten nach Wegfall der Blindleistungsbereitstellung des Kernkraftwerks Grohnde (Abschaltung zum 31. Dezember 2021) mit Beginn der windschwachen Zeit im Frühjahr 2022 kritische Spannungszustände im Netz zu erwarten sind.

Nach Angaben des Übertragungsnetzbetreibers Tennet und des Kraftwerksbetreibers Uniper kann die Umrüstung zur rotierenden Phasenschieberanlage nicht rechtzeitig realisiert werden. Eine Umrüstung sei frühestens ab Oktober 2022 möglich. Baumaßnahmen können nur in windstarken Zeiten erfolgen, da nur dann die Leitungen in der Region in einem ausreichenden Spannungsband sind. Für einen Beginn des Umbaus im Oktober 2021 ist aber der planerische Vorlauf zu knapp.
Daher muss die Anlage vorübergehend für den spannungsbedingten Redispatch zur Bereitstellung von Blindleistung als systemrelevant in die Netzreserve überführt werden. Hierzu hat die Bundesnetzagentur den Zeitraum bis 30. September 2022 genehmigt. Anschließend kann die Umrüstung zum rotierenden Phasenschieber erfolgen.

28.05.21: Amprion warnt vor Engpass bei gesicherter Leistung

Quelle: www.energie-und-management.de

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. 

21.05.21: «Dass der Strom fliesst, ist für vie­le ein­fach selbst­ver­ständ­lich»

Quelle: www.svv.ch

11.04.21: Umsetzung der Energiewende im Hinblick auf die Versorgungssicherheit

07.04.21: Deutschland – Netzausbau massiv in Verzug

16.03.21: Bei der Stromversorgung spielt die Regierung russisches Roulette

Quelle: www.handelsblatt.com

Der Netzentwicklungsplan 2021-2035 prognostiziert für das Jahr 2035 eine deutsche Jahreshöchstlast, also die maximale Stromnachfrage von 106 Gigawatt (GW). Das sind 36 GW mehr als die der Planung zufolge dann installierte konventionelle Kraftwerksleistung von 71,9 GW. Ab 2023 stehen nämlich keine deutschen Kernkraftwerke mehr zur Verfügung, allerspätestens ab 2038 sollen auch alle deutschen Kohlekraftwerke stillgelegt sein.

Die erheblichen Defizite, die bei deutschen „Dunkelflauten“ auftreten, also wenn die Sonne nicht scheint und der Wind nicht bläst, sollen durch Importe aus dem Ausland abgedeckt werden, wofür ein massiver Ausbau der grenzüberschreitenden Stromleitungen geplant ist. Doch werden gesicherte, größere Importleistungen im Netzentwicklungsplan 2021-2035 nicht erwähnt. In den Nachbarländern werden vielmehr viele unabhängig von Sonne und Wind einsetzbare Kraftwerke stillgelegt werden, zum Beispiel mit dem Ausstieg aus der Kernenergie in Belgien bis 2025 und aus der Kohleverstromung in den Niederlanden bis 2030.

07.03.21: Übertragungsnetzbetreiber bremsen Steinkohleausstieg

Quelle: energate.de

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

Quelle: welt.de

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.

27.02.21: Blackout-Bekämpfung in Frankreich: AKW-Laufzeitverlängerung auf 50 Jahre

Quelle: heise.de

 Da die Energiewende nicht vorankommt, will (muss) das Atomstromland die Laufzeit von besonders gefährlichen Uralt-Meilern verlängern

Haben die werten Leser in Deutschland, der Schweiz, Österreich oder Luxemburg schon einmal von ihrem Energieversorger oder Netzbetreiber eine E-Mail oder SMS mit der Aufforderung erhalten, den Stromverbrauch zu bestimmten Zeiten zu begrenzen? Im Atomstromland Frankreich gehört seit 2008 zum Alltag, dass die Bürger dazu auch über Radio und Fernsehen aufgefordert werden, damit es nicht zu einem Blackout im ganzen Land kommt. Der wurde am 8. Januar nur knapp verhindert, als beim Nachbar wieder einmal zum Stromsparen aufgefordert worden war.

Wie Telepolis immer wieder festgestellt hatte, ist das Vorgehen in Frankreich, beim dem die Atomaufsicht mitspielt, schlicht der Stromknappheit geschuldet. Es werden erhebliche Gefahren in Kauf genommen, weil sich das Land energiepolitisch in eine Sackgasse manövriert hat. Schon jetzt laufen nach Angaben von Greenpeace 13 Reaktoren länger als die 40 Jahre, für die sie einst ausgelegt wurden, weil der Ausbau der Erneuerbaren nur sehr schleppend vorankommt.

Die Stromknappheit hat sich mit der Abschaltung der beiden Fessenheim-Meiler im vergangenen Sommer zugespitzt. Zudem soll das Land 2022 aus dem Kohlestrom aussteigen. Obwohl Kohlekraftwerke nur 2% zur Stromversorgung beitragen, fehlt damit im Winter weiterer Strom, wenn es dann doch noch einmal kalt werden sollte.

Geplant hatten die Atomfreunde in Paris aber ganz anders. Eigentlich sollte seit acht Jahren der EPR in Flamanville mit 1,6 Gigawatt (GW) Nettoleistung den Ausfall in Fessenheim kompensieren. Doch vor 2024 geht der EPR nicht ans Netz.

Angesichts immer neuer Sicherheitsprobleme ist zudem fraglich, ob das jemals geschieht. Geplant waren sogar 30 bis 40 neue EPR-Meiler, doch es wurde mit keinem neuen Projekt begonnen und deshalb muss die Laufzeit verlängert werden.

03.02.21: Bei der Energiewende unterliegt die Regierung offenbar einem Irrtum

Quelle: www.welt.de

Die Bundesregierung ging bis dato davon aus, dass Deutschlands Strombedarf bis 2030 in etwa konstant gehalten werden könne. Der Mehrbedarf an Elektrizität für die Produktion von Wasserstoff, die Elektromobilität und Wärmepumpen lasse sich durch vielfältige Effizienzsteigerungen ausgleichen.

Die Expertenkommission teilt diese Einschätzung ausdrücklich nicht. „In der Summe ist eher davon auszugehen, dass der Strombedarf um etwa 10 Prozent ansteigen wird“, heißt es im Kommentar der Wissenschaftler. „Damit verbunden ist auch ein erhöhtes Anforderungsniveau für das 65-Prozent-Ziel der Bundesregierung zur regenerativen Stromerzeugung.“

Aus Sicht der Experten ist wahrscheinlich, dass sich Deutschland in den nächsten Jahren von einem Nettoexporteur zu einem Importeur von Elektrizität entwickeln dürfte.

Während die Politik bislang nur thematisiert, dass der Energieträger Wasserstoff importiert werden muss, weil die deutschen Produktionskapazitäten für den hohen Bedarf nie ausreichen werden, empfiehlt die Expertenkommission jetzt auch Teile der Ökostromproduktion im Ausland zu betreiben.

Große Lücke zwischen Soll und Ist

Dahinter steht offenbar die Idee, dass Deutschland zum Beispiel Solarparks in Griechenland oder Spanien finanziert und fördert und sich den dort produzierten Ökostrom auf die nationalen, deutschen Ziele anrechnen darf. Die Anrechenbarkeit auf deutsche Ökostromziele sei eher unproblematisch, über eine Anrechnung der im Ausland erreichten CO₂-Einsparung müsse man mit der EU-Kommission sprechen, ergänzte ZSW-Forscher Staiß auf Nachfrage.

28.01.21: Sicher durch die Dunkelflaute

Quelle:  www.sueddeutsche.de

So hat der Deutsche Wetterdienst (DWD) anhand von Wetterdaten der Jahre 1995 bis 2015 errechnet, dass die heimischen Windenergieanlagen an Land und auf See zusammengenommen durchschnittlich 13 Mal pro Jahr über mindestens 48 Stunden hinweg nur maximal zehn Prozent ihrer installierten Leistung ausschöpfen können. Rechnet man die Photovoltaik hinzu, sind es immerhin noch zwei mindestens zweitägige Perioden im Jahr, in der die Anlagen kaum Strom liefern.

Gaskraftwerke: Die Studie von Prognos, Öko-Institut und Wuppertal-Institut, kommt zu dem Ergebnis, dass die installierte Leistung bis 2030 auf 43 Gigawatt und bis 2050 auf 73 Gigawatt wachsen muss. Laut Bundesnetzagentur sind derzeit fast 32 Gigawatt installiert.

24.01.21: Brandenburg aktuell-Energiewende im Winterstress

Ein Bericht zur aktuellen Stromversorgung im Winter. Prof. Schwarz bringt es auf den Punkt: die gesicherte Leistung von Wind + Sonne = 0

11.01.21: Deutschland geht der Strom aus

Quelle:  welt.de

In seiner Bilanz der stundengenauen Produktions- und Verbrauchsdaten von 2019 zog Pehle die 20 Gigawatt Atom- und Kohlekraft ab, die Ende 2022 abgeschaltet werden. Was ist, wenn diese Kapazität 2022 komplett abgeschaltet wird – und dazu noch ein knappes Dutzend Kohlekraftwerke? Die „Engpassanalyse“ des 2GFinanzchefs hatte ein frappierendes Ergebnis: Im Jahr 2023 würde in einem Drittel der Stunden die installierte Kraftwerkskapazität nicht reichen, um den Strombedarf zu decken.

Mit anderen Worten: Es gäbe in fast 2900 der 8760 Stunden des Jahres einen Strom-Engpass, und zwar selbst dann, wenn alle Gaskraftwerke ausgelastet sind. Fast 100-mal riss in der Rechnung ein Stromdefizit über einen Zeitraum von mehr als zwei Stunden auf: zu viel, um diese Löcher immer wieder mit Batterien oder anderen Stromspeichern zu stopfen.

Deutschland aber wäre in solchen Zeiten zwingend auf Stromimporte angewiesen – oder auf die Bereitschaft der Industrie, gegen Geld die Produktion zu drosseln.

Im Vorstand des Kraftwerksbauers 2G findet man es seltsam, dass das drohende Stromdefizit keine Wellen schlägt. „Bis zur Abschaltung der Kohle- und Atomkraftwerke sind es ab Mitte Januar nur noch 500 Arbeitstage“, wundert sich Finanzchef Pehle. Wann wolle die Politik denn tätig werden?

„Es kann doch nicht sein, dass das Industrieland Deutschland für die Versorgungssicherheit an jedem Tag mit diesigem Herbst- und Winterwetter, also bei ganz normaler Wetterlage, mit erheblichen Unterdeckungen rechnen muss.“

Politik und Behörden aber können kein Problem erkennen. Alle zwei Jahre erstellt das Bundeswirtschaftsministerium einen sogenannten MonitoringBericht zur Versorgungssicherheit. Für den letzten Bericht vom Juni 2019 wurden „15 Millionen unterschiedliche Situationen in den Strommärkten simuliert und mit ihrer Eintrittswahrscheinlichkeit gewichtet“.

Die 2G-Studie, heißt es bei der Bundesnetzagentur in Bonn, sei zwar nicht falsch. Sie unterschätze aber vor allem die Importmöglichkeiten von Elektrizität im Binnenmarkt. Die für die Versorgungssicherheit zuständige Behörde erklärt, der Verband der europäischen Stromnetzbetreiber gebe in seiner Prognose, „Midterm Adequacy Forecast“ genannt, ebenfalls Entwarnung.

Schließlich gibt es die „drei Schutzengel von der Reservebank“, wie das Bundeswirtschaftsministerium die verschiedenen Kraftwerksreserven nennt. So haben die Netzbetreiber allein für dieses Winterhalbjahr 6,5 Gigawatt Kapazität als sogenannte Netz- oder Winterreserve angemietet. Hinzu kommt eine „Kapazitätsreserve“ von zwei Gigawatt „für außergewöhnliche und nicht vorhersehbare Extremsituationen“. Und drittens sind die abgeschalteten Braunkohlekraftwerke noch vier Jahre lang als „Sicherheitsbereitschaft“ abrufbar.

Ebenso sollen die knapp fünf Gigawatt Steinkohlekraftwerke, die am 1. Januar dieses Jahres abgeschaltet wurden, noch einige Monate betriebsbereit gehalten werden, bis die Bundesnetzagentur ihre Verzichtbarkeit bestätigt.

Doch dem Kritiker Pehle geht es nicht um Kosten, ihn plagen Bedenken über die Zuverlässigkeit des Stromangebots, Reserven hin oder her. All die Simulationen und Algorithmen erweckten bei ihm wenig Vertrauen, solange ihm eine einfache Überschlagsrechnung etwas anderes sage.

Simulation ÜNB Februar 2020: Sollten etwa ein paar konventionelle Kraftwerke ausfallen, gleichzeitig Windflaute herrschen und die Sonne nicht scheinen, könnten im Februar 2022 bei Spitzenlast 7,2 Gigawatt fehlen, also die Kapazität von sieben Großkraftwerken.

Deutschland wäre in solchen Stunden auf massive Stromimporte zwingend angewiesen. Aber können die Nachbarländer auch liefern? Schließlich schrumpfen die Kraftwerkskapazitäten in ganz Europa – bis 2023 bereits um elf Prozent, bis 2030 sogar um 30 Prozent.

Bonner Instituts EUPD Research. „Bereits im Jahr 2023 wird der europäische Stromverbund die Stromlücke nicht mehr schließen können.“

Anmerkungen Franz Hein

Der Blick ist total verengt und ist offenbar nur auf die Leistungswerte der installierten Strom“erzeugungs“anlagen gerichtet. „Erzeugung“ deshalb in Anführungsstrichen, weil Energie nur umgewandelt und nicht erzeugt werden kann. Der Blick muss auf die tatsächlich einsetzbaren Komponenten gerichtet werden und dabei auch auf den Zeitverlauf. Es ist einfach so, dass die Photovoltaik nachts keinen Leistungsbetrag liefert und auch nie liefern kann. Und der Wind weht wann er will.

Als nächstes ist der Blick auf die Menge an Energie zu richten. Das normale Jahr hat 8760 Stunden. Bei den einzelnen Komponenten der Energiebereitstellung muss über das ganze Jahr gedacht und dann auch gerechnet werden. Letztlich muss die so ermittelte Energiemenge den gesamten Bedarf decken können, sonst entsteht ein Loch. Und es immer daran zu denken, dass Prognosen nicht die Wirklichkeit voraussehen. Bei der Energiebevorratung muss deutlich weiter gedacht und auch auf Reserven geachtet werden. Eine Abhängigkeit von Lieferungen aus dem Ausland kann die notwendige Bevorratung nicht ersetzen.

Weiter müssen die großen Schwankungen bei der Energiebereitstellung tagtäglich und über das gesamte Jahr hinweg beachtet und beherrscht werden. Genauso auch müssen die ebenfalls nicht unerheblichen Bedarfsschwankungen berücksichtigt werden. Das muss alles zu jedem Zeitpunkt und nicht nur bilanziell über größere Zeitbereich ausgeglichen werden können. Dazu sind immense Speichervolumina notwendig und ein Energiemanagement muss nicht nur mit dem Inhalt der Speicher haushalten, sondern es müssen dabei auch immer die begrenzten Leistungen bei Einspeichern genauso wie beim Ausspeichern beachtet werden. Zudem müssen diese Leistungen auch zu den örtlich verteilten Speichern transportiert werden können. Das gleiche gilt dann natürlich auch für das Rückspeichern ins Energieversorgungssystem. Das Zeitverhalten bei dem notwendigen Ausregeln ist ein weiterer Blickpunkt. Nichts funktioniert unendlich schnell. Und ob eine Reserve tatsächlich einsetzbar ist, kann unliebsame Überraschungen zur Folge haben.

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

08.01.21: Droht Frankreich ein Blackout?

Quelle:  fr.de

Im Nachbarland wird der Strom knapp. Wegen der Coronakrise sind immer mehr Atomkraftwerke außer Betrieb. Nein, versichert der französische Stromlieferant RTE: „Es sind keine Stromunterbrechungen vorgesehen.“ Dennoch hat das Tochterunternehmen des großen Staatskonzerns Electricité de France (EDF) am Freitag an die Bürger:innen appelliert, Strom zu sparen. Zwischen sieben und 13 Uhr sollten sie Lichter löschen, Waschmaschinengänge vertagen oder unbenutzte Internetzugänge kappen. Wer das Haus verlässt, solle die Heizung auf 17 Grad runterfahren.

Der Grund für den Appell liegt in einem unüblich hohen Stromverbrauch von 88 000 Megawatt landesweit. Der Wert nähert sich der nationalen Produktion von 88 200 Megawatt, die zu 70 Prozent aus Kernkraft gespeist wird. Dass am Freitagmorgen ein Spitzenwert erreicht wurde, liegt an der Kälteperiode. Die Temperaturen liegen in Frankreich derzeit vier bis fünf Grad unter dem Januarschnitt. Zugleich sinkt die Stromproduktion wegen der Coronakrise: Im Lockdown des vergangenen Frühlings konnten viele Wartungsarbeiten nicht vorgenommen werden. Das wirkt sich diesen Winter aus. Laut EDF sind gegenwärtig nur 44 der 56 Atomreaktoren in Betrieb; in den kommenden Wochen werden es deren 43 sein. Schon vor einigen Wochen hatte der Vorsteher von „Réseau de Transport d’Electricité“ (RTE), Xavier Piechaczyk, einen „schwierigen Februar“ vorhergesagt. Und das auch bei normalen Saisontemperaturen. 

RTE und EDF, die normalerweise Atomstrom in Nachbarländer exportieren, können bei Engpässen auch bis zu 12 000 Megawatt aus Deutschland oder der Schweiz importieren.

Als letzte Möglichkeit sieht EDF lokale Stromunterbrechungen von „maximal zwei Stunden“ vor.

Meldungen und Berichte 2020

31.12.20: Deutschland importiert mehr Strom als im Vorjahr

Quelle:  Spiegel.de

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: RWE reduziert Kraftwerkskapazität um ein Drittel

Quelle: https://amp.n-tv.de

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“.

18.12.20: Immer mehr Stromimport nötig

Quelle: www.sueddeutsche.de

In Bayern wird immer weniger Strom aus konventionellen Kraftwerken produziert, der Freistaat ist zunehmend auf Stromimporte angewiesen.

Die beiden Reaktoren Gundremmingen Block C und Isar 2, die noch am Netz sind, produzieren etwa 22 Milliarden Kilowattstunden Strom im Jahr. Das ist etwa ein Viertel des Stroms, der in Bayern verbraucht wird. Mit der Abschaltung der beiden Anlagen Ende 2021 und Ende 2022 werde sich die Lücke zwischen Produktion und Verbrauch noch einmal deutlich vergrößern. Denn die regenerativen Energien können sie aus Sicht des VBEW nicht schließen – auch wenn sie im Zehn-Jahres-Vergleich eine Produktionssteigerung um 84 Prozent auf 39 Milliarden Kilowattstunden Strom hingelegt haben und aktuell 52 Prozent der Produktion ausmachen.

27.11.20: Belgien versagt bei der Energieplanung

Quelle: www.grenzecho.net

Die installierten Leistungen beim Strommix in Belgien belaufen sich auf 1/3 Nuklear-, 1/3 Gas- und 1/3 sonstige Energie. Bei der „sonstigen“ belegt Windstrom ca. 20 %, wohlgemerkt „installierte Leistung“, nicht generierter Strom. Dieser liegt laut „elia“ bei 15 % von 20, also 3 %. Beim Abschalten der Atomkraftwerke fehlen 33 % installierter Leistung, es sei denn, Engie holt den Strom aus Frankreich: Aus Atomkraftwerken

25.10.20: UK Faces Power Cut Risk in Winter: Report

Quelle: www.naturalgasworld.com, www.spglobal.com

The UK is at much greater risk of power blackouts than National Grid has forecast in its Winter Outlook, according to analysis by Hartree Solutions, a trading company, published on October 22. Hartree says market prices show that electricity imports from continental Europe to meet demand should not be taken for granted, with …

Should the UK experience periods of tightness, „we would expect GB prices to escalate and interconnectors to import,“ National Grid said.

Reliance on imports from continental Europe to meet demand „shouldn’t be taken for granted,“ Hartree said, with market spreads „at times implying a 99.7% risk of blackouts.„

While historic flows show the UK typically imports during the winter, market prices point to a much tighter scenario with the UK likely to be exporting for many of the high-demand periods, creating a lower margin and thus a greater risk of supply problems, Hartree’s Adam Lewis said.

If the UK was exporting across the interconnectors margins would be 3 GW lower than forecast in the Winter Outlook, giving a revised margin of 1.8 GW, he said. That is below the level required by the government to meet a three-hour loss of load equivalent.Hartree’s figure included start-up of a second interconnector to France, IFA2, due to come online in November. It would potentially increase the flow of exports.

„Rather than the comfortable picture that Grid looks to be painting, the market’s most extreme forecast Interconnector flows would see the UK’s margin shrink to minus 1.95 GW giving a 99.7% likelihood of a blackout using National Grid’s Loss of Load Probability (LoLP) calculation,“ Lewis said.

07.08.20: Polen PSE warnt: Das Risiko, dass das System keinen Strom mehr hat, ist „erheblich“.

Quelle: wysokienapiecie.pl (Google Translate)

Die wichtigste Frage, die der Betreiber zu beantworten versucht, lautet: Was wird nach 2025 passieren, wenn der Kapazitätsmarkt für alte Kohlekraftwerke ausläuft? Werden sie liquidiert oder werden einige von ihnen versuchen, auf dem Markt zu überleben und mit teurem Strom zu verdienen, der während der Stoßzeiten verkauft wird?

„Die tatsächliche Anzahl wirtschaftlich ineffektiver Einheiten nimmt zusammen mit der Verschlechterung der Leistungsbilanz und dem Anstieg der Preise und Margen auf dem Energiemarkt ab. Es ist ein Gleichgewicht zwischen dem festgelegten Versorgungssicherheitsniveau und dem Volumen ineffektiver Einheiten zu erwarten. Trotzdem kann der Punkt dieses Gleichgewichts bei nicht akzeptablen Werten der Sicherheitsindikatoren festgelegt werden, weshalb das Risiko unzureichender Ressourcen als signifikant angesehen werden sollte “, schreibt PSE. Dies bedeutet, dass Energieunternehmen das Spiel „Wer wird zuerst blinken“ spielen und gezwungen sein werden, ihre alten Blöcke zu schließen. 

In dieser Situation wird uns der Import retten. „Unabhängig von der gewählten Variante spielen grenzüberschreitende Verbindungen eine wichtige Rolle bei der Gewährleistung eines angemessenen Machtgleichgewichts. In den Varianten, die den fehlenden Import von Kapazitäten für grenzüberschreitende Verbindungen berücksichtigen, wurde das Risiko unzureichender Ressourcen in allen analysierten Jahren aufgezeigt. Es sollte betont werden, dass die Verfügbarkeit des Imports von Strom über grenzüberschreitende Verbindungen die Aufrechterhaltung des BE-Standards ermöglicht Sicherheit bis 2025 ”– liest den Bericht des Betreibers.

Und nach 2030 werden alte Kraftwerke wie Dinosaurier aussterben – 15 GW werden voraussichtlich innerhalb von 10 Jahren verschwinden.

Anmerkung

Installierte Leistung (2016): 38,11 GW

Spitzenlasten (25 GW Jänner, 22 GW Juli)

Nettoimporteur von Elektrizität; 2 Mrd. kWh 

27.07.20: Der Fall Schweden offenbart, was Deutschland beim Atomausstieg droht

Quelle: www.welt.de

Während eine Megawattstunde in Schweden normalerweise zu dieser Jahreszeit mindestens 30 Euro kostet, notierte der Preis an der Energiebörse Nord Pool zuletzt bei weniger als einem Euro. Die Strukturen, die zu dem Preisverfall geführt haben, sind mit denen in Deutschland vergleichbar, auch wenn sie unter den schwedischen Bedingungen deutlicher hervortreten. So gab es im ersten Halbjahr Corona-bedingt einen starken Rückgang der Energienachfrage, während zugleich Wasserkraft- und Windkraftanlagen wetterbedingt überdurchschnittlich viel Strom produzierten. Beides zusammen setzte die Großhandelspreise unter Druck.

Und nicht nur die: 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.

Vattenfall hatte den Meiler an der schwedischen Westküste Mitte März in Revision geschickt. Ende März kündigte der Konzern an, Ringhals 1 den ganzen Sommer über nicht zurück ans Netz bringen zu wollen, weil ein wirtschaftlicher Betrieb angesichts der niedrigen Strompreise nicht möglich sei.

Eine ökonomische Entscheidung, die jedoch die Netzstabilität in Südschweden gefährdete. Der Stromnetzbetreiber Svenska Kraftnät erklärte das Atomkraftwerk für unverzichtbar.

In Verhandlungen mit Vattenfall einigte man sich darauf, den Reaktor vorzeitig, bereits am 27. Juni, „zur Stabilisierung des Stromnetzes“ hochzufahren und bis mindestens 15. September in Betrieb zu halten. Wie jetzt aus dem Quartalsbericht von Vattenfall hervorgeht, erhält der Konzern dafür eine Entschädigung von 300 Millionen schwedischer Kronen, umgerechnet rund 30 Millionen Euro.

Da der Reaktor Ringhals 1 Ende des Jahres endgültig abgeschaltet werden soll, erwartet Svenska Kraftnät, „dass die Stabilisierung des Netzes im kommenden Jahr eine größere Herausforderung darstellen wird“. Das Problem: Während ein Großteil der schwedischen Wasserkraft-Kapazitäten im Norden des Landes liegen, bleibt der industrialisierte Süden eine Defizit-Zone. Mit erneut einem Kraftwerk weniger wird der südliche Teil von Schweden auf zusätzliche Stromimporte aus anderen Ländern angewiesen sein.

Ähnliche Verhältnisse sind in Deutschland nicht ganz unwahrscheinlich: Schließlich verringern die niedrigen Strompreise und hohen CO2-Kosten auch die Wirtschaftlichkeit hiesiger Kraftwerke. Zusätzlich hat die Bundesregierung gerade erst die Abschaltung großer Kohlekapazitäten verfügt, mit der noch Ende dieses Jahres begonnen wird.

Ende des kommenden Jahres folgt die Abschaltung der drei Atomkraftwerke Grohnde, Brokdorf und Gundremmingen C. Die Hoffnung, den Wegfall der steuerbaren Grundlastkraftwerke durch vermehrte Stromimporte auszugleichen, könnte sich als trügerisch erweisen: Nachbarländer wie die Schweiz, Frankreich, Belgien und die Niederlande wollen ebenfalls Atom- und Kohlekapazitäten abschalten.

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.

Zum Teil wird in der deutschen Umweltpolitik die Auffassung vertreten, das Land könne sich aus erneuerbaren Energiequellen selbst vollständig versorgen. „Wissenschaftliche Untersuchungen bestätigen, dass in Deutschland eine Stromversorgung mit 100 Prozent erneuerbaren Energien (…) technisch machbar und funktionsfähig ist und ökonomische Vorteile mit sich bringen kann“, heißt es etwa im jüngsten Gutachten des Sachverständigenrates für Umweltfragen (SRU). Ein Glaube, der in Klimaschutzbewegungen wie Fridays for Future oder Extinction Rebellion als Rechtfertigung radikaler Forderungen dient.

Studien von der Praxisseite her betonen demgegenüber die immensen Probleme einer erneuerbaren Vollversorgung. So kommt der südwestdeutsche Stromnetzbetreiber TransnetBW in der Analyse „Stromnetz 2050“ zu dem Schluss, dass das zweitgrößte deutsche Flächenland Baden-Württemberg zu klein für den Platzbedarf erneuerbarer Energien sei.

„Nur die Hälfte der Stromnachfrage Baden-Württembergs wird 2050 regional erzeugt werden“, heißt es in der Szenario-Rechnung: „Baden-Württemberg wird zukünftig verstärkt Strom aus anderen Bundesländern oder aus dem Ausland importieren müssen.“ Zusätzlich zu den bereits in Bau befindlichen „Stromautobahnen“ müssten zwei weitere Gleichstrom- oder HGÜ-Trassen gebaut werden, um das südwestliche Bundesland mit genügend Elektrizität versorgen zu können.

Die aktuellen Trends passen allerdings nicht zu diesen Erfordernissen: So ist die nötige Vervierfachung des Windkraft-Ausbaus in Deutschland nicht absehbar. Im Gegenteil: Die Ausbauzahlen sind weiterhin niedrig.

Zudem werden ab dem kommenden Jahr schrittweise Tausende alter Windräder ihre Vergütung aus der EEG-Umlage verlieren und abgebaut werden, sodass die Windkraft-Leistung in Deutschland unter dem Strich in den nächsten Jahren sogar zurückgehen könnte. Unter solchen Unwägbarkeiten dürfte sich die Netzstabilität in Deutschland nur durch noch tiefere staatliche Eingriffe in den Energiemarkt aufrechterhalten lassen.

Dass auch in Deutschland Atomkraftwerke noch einmal zur Sicherung des Stromnetzes herangezogen werden, gilt politisch als No-Go.

Doch vor einem staatlich verordneten Atomausstieg schreckt die schwedische Regierung weiterhin zurück. „Ohne eine neue Energiequelle als Ersatz für Atomkraft besteht ein erhöhtes Risiko für häufigere Stromausfälle in der Zukunft“, heißt es in dem Plan mahnend.

20.06.20: Bald Stromlücke – trotz Corona-Krise

Quelle: www.sonnenseite.com 

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.

04.06.20: Millionen allein bringen keine Sicherheit im Winter

Quelle: www.landbote.ch

Die Versorgungssicherheit in der Schweiz ist vor allem dann kritisch, wenn die Speicherseen leer sind. Also am Ende des Winters. Und da muss man sagen: Auch ein massiver Zubau von Fotovoltaik könnte dann nur einen geringfügigen Beitrag an die Versorgungssicherheit leisten.

Aber keinen Effekt hat ein Zubau ja nicht.

Er ist nicht null, aber wird kaum genügen. Momentan können wir im Winter Strom importieren. Würden die Importe unterbrochen, könnten wir uns im März noch für etwa 20 Tage mit eigener Produktion aus Grundlastkraftwerken und Speichern versorgen. Unter normalen Wetterbedingungen fällt dieser Wert ohne Kernkraft auf nur noch sieben Tage. Das ist sehr knapp. Wir brauchen eine Lösung für die Versorgungssicherheit in dieser Zeit. Und da werden wir Reservekraftwerke bauen müssen.

Der Bund sieht neben einer Pandemie eine Strommangellage als zweite grosse Gefahr für die Schweiz. Ist man mit der Vorlage gerüstet für diese Situation?

Nein, wir sind nicht gerüstet – jedenfalls nicht für die kommenden Jahre, wenn Kernkraftwerke ans Ende ihrer Lebensdauer kommen und die Stromnachfrage durch die Elektromobilität weiter ansteigt. Mit der neu vorgesehenen Speicherreserve macht man einen Schritt in die richtige Richtung. Das allein dürfte jedoch längerfristig kaum ausreichen.

03.02.20: Europas Stromversorgung verliert sichere Basis

Quelle: www.energie.de

Das Verhältnis von Höchstlast zu verfügbarer Erzeugungsleistung zeigt für das ENTSO-E-Gebiet und damit für den größten Teil Westeuropas einschließlich der Türkei ein steigendes Risikopotenzial. Besorgniserregend ist nicht nur der geringe Sicherheitspuffer zwischen Leistung und Bedarf.

Bisher weitgehend unbeachtet blieb, dass die aggregierte Höchstlast im ENTSO-E-Gebiet mit einer hohen Zahl nationaler Höchstlasten zeitlich zusammenfällt.

Im Juni 2019 war die Stromversorgung in Deutschland an mindestens drei Tagen akut gefährdet. Die Bundesregierung bestätigte, dass am 6., 12. und 25. Juni der tatsächliche Bedarf an Regelleistung höher lag, als die von den Netzbetreibern vorgehaltene Leistung. Zu den Gegenmaßnahmen der Netzbetreiber gehörten auch Stromimporte. Doch das Potenzial für kurz- oder längerfristige Stromimporte wird zunehmend kleiner, wie aktuelle Übersichten des Verbandes der europäischen Übertragungsnetzbetreiber ENTSO-E zeigen.

Mit 590 GW erreichte die Höchstlast im Stromnetz der im Verband Europäischer Stromnetzbetreiber (ENTSO-E) zusammengeschlossenen Unternehmen in den Abendstunden des 28.02.2018 ihren bisherigen historischen Höchststand. 2013 lag die Höchstlast noch bei 516 GW. Zeitgleich erreichten die Übertragungsnetze von neun der insgesamt 36 ENTSO-E-Mitglieder ihre Jahreshöchstlast. Dazu gehörten neben Deutschland und Frankreich auch Bulgarien, Dänemark, Finnland, Polen, Schweden, Serbien und Tschechien. Auf diese neun Länder entfallen rund 43 % der Erzeugungsleistung sowie 47 % der Netto-Stromproduktion im ENTSO-E-Bereich.

Wird der Betrachtungszeitraum um +/- drei Tage erweitert (25.02.-03.03.2018) so erhöht sich die Zahl der Länder mit zeitgleicher oder zeitnaher Jahreshöchstlast auf 21. Das entspricht einem Anteil von 73 % am Netto-Stromverbrauch des gesamten ENTSO-E-Bereichs. Damit befanden sich Ende Februar bis Anfang März 2018 rund drei Viertel der europäischen Stromversorgung in einem kritischen Bereich. Außerdem war die Situation im ENTSO-E-Gebiet auch Ende November/Anfang Dezember sowie Anfang August 2018 angespannt.

Die belegte hohe Wahrscheinlichkeit, dass Lastspitzen europaweit zeitgleich auftreten und tendenziell weniger gesicherte Erzeugungsleistung zur Verfügung steht, stellt eine ernsthafte Verminderung der Versorgungssicherheit dar.

Die Annahme, Versorgungssicherheit über den Stromaußenhandel quasi zu importieren, muss als leichtfertig eingestuft werden. Deutschland kann sich nicht – wie immer wieder behauptet – darauf verlassen „durch Ausgleichseffekte etwa bei den Höchstlasten, Erneuerbaren Energien oder Kraftwerksausfällen sowohl in Bezug auf Kosten als auch auf Versorgungssicherheit“ von den Nachbarländern zu profitieren.

03.02.20: SuedLink

Quelle: www.insuedthueringen.de

Hochspannungsgleichstromleitung 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.