Do

05

Jun

2014

Energiewende und Versorgungssicherheit

Wenn der Wind nicht weht und die Sonne nicht scheint … Auswirkungen auf Stromsystem und Strommarkt

„Wenn der Wind nicht weht und die Sonne nicht scheint …“ – so beginnen zahlreiche Diskussionen zur Energiewende.

Mit dem Beitrag zum "kleinen aber feinen" Markt zur Regelenergie wurde bereits gezeigt, dass nicht nur die Physik der einzelnen Anlage zur Stromeinspeisung für Versorgungssicherheit und Kosten entscheidend ist, sondern dazu das Stromsystem insgesamt sowie die Gestaltung des Strommarktes betrachtet werden müssen.

Wenn konventionelle Kraftwerksbesitzer Versorgungssicherheit und die weitere Energiewende diskutieren kommen derzeit durchaus Lösungsvorschläge auf den Tisch, die vom bestehenden Kraftwerkpark ausgehen und zuweilen in kostenträchtigen Vorschlägen münden. In Deutschland findet aktuell eine Diskussion zur Schaffung von „Kapazitätsmärkten“ statt - zur Absicherung von Kraftwerksreserven für Spitzenlastzeiten. Als Alternative empfiehlt das DIW (Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung) die Einführung einer „strategischen Reserve“. Modellrechnungen des DIW zeigen, dass sich die geschätzten Mehrbelastungen im Jahr 2020 für diese Ansätze deutlich unterscheiden:

  • Kapazitätsmärkte: Belastungen von bis zu 3 Mrd. €
  • Strategischen Reserve: Belastungen von etwa 100 Mio €

 

mehr: DIW (27.11.2013): Energiewende und Versorgungssicherheit: Deutschland braucht keinen Kapazitätsmarkt

(hören Sie dazu auch das Interview mit Karsten Neuhoff. Detaillierte Hintergrundinformation im DIW Wochenbericht 48/2013)

Hintergrund

Überkapazitäten

Derzeit sind in Deutschland bei der Stromerzeugung hohe Überkapazitäten vorhanden (Schätzung DIW: ca. 10 GW), was in etwa der gesamten Kapazität der noch stillzulegenden Atomkraftwerke entspricht. Diese Überkapazitäten haben, im Zusammenhang mit dem Ausbau von Erneuerbaren Energien, zu niedrigen Großhandelspreisen geführt, wodurch sich ein Neubau von konventionellen Kraftwerken wirtschaftlich als immer schwieriger erweist. Das DIW geht davon aus, dass mit dem heutigen Kraftwerkspark unter Berücksichtigung der zur Stilllegung angemeldeten Kraftwerke auch für 2023 eine ausgeglichene Leistungsbilanz erreicht wird.

 

Flexibilitätsanforderungen

„Wenn der Wind nicht weht und die Sonne nicht scheint …“. Mit der Energiewende steigen die Anforderungen an die Flexibilität des Stromsystems. Grund sind die Einspeisecharakteristika von Windkraft und Photovoltaik. Bei steigenden Anteilen der Wind- und Solarenergie vergrößern sich die stündlichen Änderungen der sogenannten „Residuallast“, die durch konventionelle Anlagen bedient werden muss (als Residuallast wird der Stromverbrauch bezeichnet, der nach Abzug der Einspeisung erneuerbarer Energien noch zu decken ist). Nach Berechnungen des DIW (auf Basis Schill, W.-P. / 2013) beträgt die Schwankung dieser Residuallast von einer Stunde auf die nächste im Jahr 2032

  • 21,9 GW: größter Anstieg (in 2010: 11,4 GW)
  • 26,5 GW: größte Rückgang/Überschuss (in 2010: 7,2 GW)

 

Dieser durch den Ausbau erneuerbarer Energien erhöhte Flexibilitätsbedarf kann auf vielerlei Weise gedeckt werden, wobei heute noch nicht klar ist, wie hoch langfristig der genaue Flexibilitätsbedarf des zukünftigen Stromsystems sein wird und welcher Mix unterschiedlicher Flexibilitätsoptionen wirtschaftlich optimal wäre. Optionen:

  • bedarfsgerechte (strommarktgeführte) Stromerzeugung in thermischen Kraftwerken
  • temporäre Abregelung oder gedrosselte Fahrweise variabler erneuerbarer Energien
  • Ausbau und die Optimierung von Stromnetzen
  • Flexibilisierung der Nachfrageseite
  • unterschiedliche Arten von Stromspeichern

 

Darüber hinaus sind in der Diskussion:

  • steuerbare Verbraucher im Wärme oder Verkehrsbereich
  • Erzeugung chemischer Energieträger
    (Power-to-Heat, Power-to-Mobility, Power-to-Gas)

 

Reservekraftwerke

Zum Umgang mit Netzengpässen wurde von der Bundesnetzagentur eine Netzreserve eingesetzt. Reservekraftwerke in Süddeutschland und Österreich werden direkt von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) kontrahiert und können im Fall von Übertragungsengpässen für Süddeutschland eingesetzt werden. Das DIW weist darauf hin, dass dies wie vorgesehen eine Übergangslösung bis 2017 bleiben sollte, damit keine (preisliche) Wettbewerbsverzerrung auftritt und der Strommarkt längerfristig die richtigen Signale für Investitions- und Stilllegungsentscheidungen liefert. Die Netzprobleme müssen, wie von der Bundesnetzagentur veröffentlicht, letztlich durch Netzausbau behoben werden.

mehr: Bundesnetzagentur: Reservekraftwerksbedarf

 

Strategische Reserve

Das Konzept der Strategischen Reserve besteht in Stromerzeugungskapazitäten, die ausschließlich in extremen Knappheitssituationen eingesetzt werden sollen. Der Bedarf an Reservekapazität wird zentral festgelegt (Vorschlag u.a. von BMU, DIW: 5% der Jahreshöchstlast, d.h. etwa 4 GW). Zur Beschaffung werden diese Kapazitäten durch die Übertragungsnetzbetrieber ausgeschrieben. Die Strategische Reserve ist grundsätzlich für Alt- und Neuanlagen offen. Die Reserve kommt zum Einsatz, wenn der Börsenpreis ein festgelegtes Niveau überschreitet.

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