Stressfaktor: Strommarkt, Regulation und sonstige Rahmenbedingungen

• Die Energiehandelstätigkeiten nehmen auf die Begrenztheit des Netzes keinerlei Rücksicht und daraus entstehende Probleme werden über den Netzbetreibern den Energienutzern aufgebürdet. Der Markt ist offenbar wichtiger als die Versorgungssicherheit und physikalische Grenzen. Siehe etwa die 9 kritischen Ereignisse im Jahr 2019 oder Gier frisst Hirn und kann in die Katastrophe führen!
• EU-Strommarkt-Verordnung: Bis Ende 2025 sollen die grenzübergreifenden Stromleitungen zu 70 Prozent für den internationalen Stromhandel freigegeben werden. Für die meisten Stromgrenzen zwischen Deutschland und seinen Nachbarländern wäre das ein sprunghafter Anstieg. Er würde für erhebliche Engpässe im innerdeutschen Stromnetz sorgen, sagen die deutschen Übertragungsnetzbetreiber. Unser Stromnetz wäre also zu sehr belastet. Die Grenzen zu den Niederlanden, Frankreich und Österreich sind deshalb aktuell zum Beispiel nur zu etwa 20 Prozent geöffnet. Ähnlich geht es auch anderen europäischen Nachbarn. Die osteuropäischen Länder liegen nach Angaben der Übertragungsnetzbetreiber bei 11,5 Prozent Öffnung. Anmerkung: Damit kommt man zwar einer vermeintlichen „Kupferplatte“ näher, jedoch wird damit auch die Robustheit des Gesamtsystems reduziert, da sich dann Störungen noch rascher ausbreiten können. Siehe dazu etwa Die Grenzen des Denkens.
• „In einem Strommarkt, indem es noch keine Anreize zur Stromspeicherung gibt, fehlt es dazu an etwas entscheidendem: Dem Geschäftsmodell“
• Ein Strommarktmodell, dass nicht einmal mehr durch die Insider durchschaut wird: Euphemia – Ein Algorithmus, der den Strompreis in Europa bestimmt
• Gesetzgeberischen Maßnahmen ignorieren mehr und mehr die physikalisch bestimmte Wirklichkeit (siehe etwa Alle wollen importieren, nur niemand sagt, woher der Strom dann wirklich kommen soll …, oder Die Energiewende – Fiktion und Wirklichkeit) und ignorieren auch Gefahren des vermehrten Einsatzes der Informationstechnik und der extrem ansteigenden Vernetzung sämtlicher Komponenten, ohne dass die Sicherheit bei dieser Vernetzung verbessert wird. Gesetze für das Melden und Sammeln von Vorfällen (z. B. IT-Sicherheitsgesetz) erhöhen die Sicherheit keineswegs. Die Gefahren eines Einwirkens von außen wachsen derzeit erheblich. Auch Erfahrungen in anderen Branchen werden ignoriert und als unzutreffend für die Energiebranche betrachtet.
• Geht es nach den Vorstellungen der Digitalbranche, dann wird Deutschland bis zum Jahr 2030 knapp 70 % Energie oder etwa 330 Terawattstunden (TWh) mehr Strom verbrauchen, als in der Planung für die Energiewende vorgesehen. Bei Bedarf wird oft schön gerechnet (siehe Digitalisierung als informatisierte Energie).
• Fossile Heizungen sollen auf Wärmepumpen umgestellt werden, die aber wiederum viel Strom benötigen. Eine Studie des  Energiewirtschaftlichen Instituts der Universität Köln (EWI) zeigt im September 2020 auf, dass zukünftig während einer Kältewelle, wie im Jahr 2012, mit erheblichen Deckungslücken zu rechnen sei. („In North-West Europe, with up to ~35 to 70 GW of power interruptions during ~100 to 250 hours affecting large industrial sites, and possibly commercial and residential customers.“)
• Das im Jahr 2000 in Kraft getretene EEG sichert den Betreibern von Windrädern für 20 Jahre eine feste Vergütung zu. Deutschlandweit endet daher mit dem Ablauf des Jahres 2020 für Windanlagen mit einer Leistung von 4.000 Megawatt (MW) der Förderanspruch nach dem EEG. In den Jahren bis 2025 droht jährlich die Abschaltung von 2.300 bis 2.400 MW. Bis 2025 summiert sich die Windkraftleistung, deren Fortbestand gefährdet ist, somit auf über 15.000 MW. Zur Einordung: Im vergangenen Jahr wurden neue Windräder mit einer Leistung von 1.078 MW installiert. Die alten, kleinen Anlagen, die gegen Ende der Nutzungsdauer erhöhten Wartungsaufwand erfordern, dürften angesichts des derzeit niedrigen Preisniveaus im Stromgroßhandel kaum wettbewerbsfähig sein. Nach Berechnungen von Windguard ließen sich bei einem Strompreis von 3,375 Cent je Kilowattstunde bei einer nachhaltigen Betriebs- und Wartungsstrategie nur 23 Prozent der Altanlagen wirtschaftlich betreiben. Derzeit ist eine Kilowattstunde Strom im Stromgroßhandel für unter drei Cent zu haben. Handelsblatt, 22.08.20
• 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.
• BBK: „Im sechsten Jahr der Dürre würde die Stromversorgung wackeln, weil viele thermische Kraftwerke ihre Leistung drosseln müssten, während die Stromnachfrage steigt: Klimaanlagen verbrauchen mehr Strom, den Kraftwerken geht aber das Kühlwasser aus.“ Drei Jahre nach der Erstellung der „Risikoanalyse Dürre“ ging 2020 der dritte Dürresommer in Folge zu Ende.

Stressfaktor: Nicht systemische Energie-/Stromwende

• Die Volatilität bei der Energiebereitstellung steigt mit dem Ausbau von PV- und Windkraftanlagen weiter an. Der fehlende gesamtheitliche Ansatz macht immer mehr Netzeingriffe erforderlich. Die systemkritische Pufferung und Bevorratung werden nach wie vor viel zu wenig betrachtet. Gerne wird übersehen, dass bei fossilen Energieträgern der Speicher in der Primärenergie enthaltet ist. Siehe auch die Stellungnahme zum Entwurf Erneuerbaren-Ausbau-Gesetz (EAG) oder Energy Storage and Civilization: A Systems Approach,
• Das Energiewirtschaftliche Institut an der Kölner Universität (EWI) stellt das gegenwärtige Design des Strommarkts in Frage. Denn mit dem Ausbau der erneuerbaren Energien wächst der Bedarf an regelbarer Leistung. Zugleich gehen jedoch konventionelle Erzeugungskapazitäten vom Netz. Bis 2030 bis zu 45 Gigawatt an zusätzlicher regelbarer Leistung nötig sind, um die gewohnte Systemsicherheit aufrecht zu halten. Geplant sind derzeit aber lediglich 7 Gigawatt. 
  • 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.
  • BDWE: Laut des wissenschaftlichen Dienstes der EU (JRC – Joint Research Center) ergibt sich von 2016 bis 2025 in der EU ein Rückgang der installierten Leistung von Kohlekraftwerken von 150 Gigawatt (GW) auf 105 GW und ein weiterer Rückgang auf 55 GW bis 2030. Das entspricht einer Abnahme von 63 Prozent.Auch der Anteil der Kernenergie geht in vielen Ländern zurück.
• Gaskraftwerke sind eine wichtige Stütze, um rasch Schwankungen ausgleichen zu können. Viele Gaskraftwerke sind aber bereits über 30 Jahre alt und daher am Ende ihrer Nutzungszeit. „Es gibt derzeit allerdings keine Anreize, neue Gaskraftwerke zu errichten, weil sich das nicht rechnet.“
• Der Abbau von konventionellen Kraftwerken und von Kernkraftwerken führen zum Abbau der Momentanreserve durch den Abbau der Synchrongeneratoren = „rotierende Masse“ (z. B. durch den Atomausstieg Deutschlands bis 2022 (~10 GW) bzw. Kohleteilausstieg bis 2022 (~12 GW)), ohne dass dafür Ersatz in Sicht ist. Das steigert die Fragilität des Stromnetzes in fortschreitendem Maße.
• Die zur Aufrechterhaltung der Netzsicherheit und Netzstabilität notwendigen ad hoc-Eingriffe der Netzbetreiber haben deutlich zugenommen und ihre Anzahl steigt andauernd weiter (siehe Auswertung Redispatching & Intradaystops).
• Der Netzausbau hat besonders in den unteren Spannungsebenen (Verteilnetz) mit der Veränderung bei der Energiebereitstellung nicht Schritt gehalten und die Beobachtbarkeit dieser Netzebenen ist weiterhin schlecht oder überhaupt nicht vorhanden. Der erforderliche Netzausbau im Übertragungsnetz, um den Windstrom aus Norddeutschland in die Süddeutschen Verbrauchszentren zu bringen ist massiv verzögert. Eine Fertigstellung wird frühestens ab 2025 erwartet. Auch in Österreich ist der Ringschluss des 380-kV-Ringes im Raum Salzburg massiv verzögert, womit einerseits der im Osten produzierte Windstrom nicht ausreichend zwischengespeichert werden kann und zum anderen bei einem Blackout die Netztransportkapazitäten fehlen, um Österreich und Europa rasch wieder hochfahren zu können. Siehe etwa Stromnetz am Limit: „Wir haben ein massives Problem“.
• Die immer noch abnehmende durchschnittliche Nichtverfügbarkeit des Stromes (SAIDI-Wert) verstellt den Blick auf die sich anbahnenden Schwierigkeiten. Hier täuschen Zahlen über die tatsächliche Situation hinweg. Der SAIDI-Wert sagt nichts über die Zukunft und über die Systemstabilität aus und trägt maximal zur Truthahn-Illusion bei!
• Die staatlichen Eingriffe durch Gesetzgebungen, besonders auch durch Subventionen und durch „Schutzmaßnahmen“ für Investoren verzerren den Markt und belasten Netzbetreiber wie auch Netznutzer.
• Alleingänge der Länder (hier besonders Deutschland) stören das gesamteuropäische Stromnetz, den Energiehandel darin und erzeugen Kostenverschiebungen, welche selbst hocheffiziente Pumpspeicherwerke unwirtschaftlich werden lassen.