Für den Winter 2019/2020 sind Reservekraftwerke mit einer Leistung von 5.126 Megawatt notwendig – 1.474 Megawatt weniger als im vergangenen Winter. Das hat die Bundesnetzagentur jetzt bekannt gegeben. Den Bedarf können heimische Kraftwerke decken. „Wie im vergangenen Jahr muss von den deutschen Übertragungsnetzbetreibern keine Leistung aus ausländischen Kraftwerken beschafft werden“, erklärt Jochen Homann, Präsident der Bundesnetzagentur. Die Zahlen basieren auf Systemanalysen der Übertragungsnetzbetreiber, welche die Bundesnetzagentur nun antragsgemäß bestätigt hat.
Ein zentraler Grund für den geringeren Bedarf liegt der Bundesbehörde zufolge in Fortschritten bei der effizienteren Ausnutzung des vorhandenen Netzes, vor allem hinsichtlich des witterungsabhängigen Freileitungsmonitorings. Dabei wird die Auslastung der Leitung der Außentemperatur angepasst. Zudem habe die Fertigstellung einiger Leitungen dazu beigetragen, den Netzreservebedarf zu senken. Dies unterstreicht die Bedeutung des Netzausbaus nach Ausschöpfung von Effizienzreserven, so die Bundesnetzagentur.
Für den ebenfall betrachteten Winter 2022/2023 steigt der Reservebedarf allerdings deutlich an: Insgesamt 10.647 Megawatt werden dann benötigt. Für den Mehrbedarf gegenüber dem kommenden Winter nennt die Bundesnetzagentur zwei Gründe. Zum einen müsse der Umfang an Transportkapazitäten, der Stromhändlern für den grenzüberschreitenden Stromhandel zur Verfügung steht, nach der neuen europäischen Stromhandelsverordnung in den nächsten Jahren schrittweise erhöht werden. Um diese zusätzlichen Kapazitäten bereitzustellen, müssten die Übertragungsnetzbetreiber regelmäßig zusätzliche Redispatch-Maßnahmen durchführen.
Zum anderen verweist die Bundesbehörde darauf, dass Ende 2022 die letzten Atomkraftwerke außer Betrieb gehen. Hierdurch wird sich das Gefälle der installierten Erzeugungskapazitäten zwischen Nord- und Süddeutschland vergrößern. Die dadurch bedingte Zunahme des Transportaufkommens zwischen dem erzeugungsreichen Norden und dem vergleichsweise erzeugungsarmen Süden Deutschlands erhöht den Redispatchbedarf, so die Bundesnetzagentur.
Ein Reservebedarf von 10.647 Megawatt im Winter 2022/2023 würde die zu diesem Zeitpunkt voraussichtlich verfügbare Leistung der inländischen Netzreservekraftwerke überschreiten. Die Bundesnetzagentur sieht darin aber keinen Grund, bereits heute ein Interessenbekundungsverfahren zur Beschaffung von Reserven aus ausländischen Kraftwerken einzuleiten. Aus mehreren Gründen: So sei heute noch offen, in welchem Umfang zur Deckung des Redispatchbedarfs tatsächlich auf vertragliche Netzreservekraftwerke zurückgegriffen werden muss – oder ob ein regional koordinierter Redispatch mit den Übertragungsnetzbetreibern der Nachbarländer nicht einfachere und ebenso zuverlässige Lösungen erbringen könnte. Zudem wisse man heute noch nicht, in welchem Maße im Winter 2022/2023 Leitungen abgeschaltet werden müssen, um in diesen Trassen einen Netzausbau zu ermöglichen. Darüber hinaus verweist die Bundesnetzagentur auf den Aktionsplan Stromnetze der Bundesregierung, der den Redispatchbedarf reduzieren soll.
Die Netzreserve besteht aus Kraftwerken, die die Betreiber stilllegen wollen, es jedoch wegen ihrer Systemrelevanz nicht dürfen. Die Kraftwerksbetreiber dürfen die Anlagen aus der Netzreserve jedoch nicht parallel am Stromerzeugungsmarkt einsetzen, sondern ausschließlich auf Anforderung der Netzbetreiber für Redispatchmaßnahmen. Die Netzreservekraftwerke sind daher nur noch in relativ wenigen Stunden eines Jahres in Betrieb.
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Warum sind länderübergreifende Redispatch-Vereinbarungen, welche durch zusätzliche Erneuerbare Energien Kraftwerke versorgt werden, unerwünscht, bzw. werden nicht durch Anreize gefördert?
Zudem überrascht es, daß man für einen Winter 2022/23 bereits die Witterungseinflüsse genauer prognostizieren kann, als man die Leitungsauslastung und den Netzausbau bis in über 3 Jahren einschätzen kann?
Vielleicht kann das jemand seriös klären?
Ende 2022 gehen die AKW Isar 2, Neckarwestheim 2 und Emsland vom Netz ,und ein Jahr davor Gundremmingen C , Grohnde und Brokdorf vom Netz. Sie brauchen sich ja nur den 24. Januar dieses Jahr anzusehen mit einer Dunkelflaute um zu sehen das ohne diese Reserve ein Blackout der deutschen Stromversorgung droht wenn alle AKW in Deutschland stillgelegt sind. Und bis 2022 werden sicher nicht ausreichend neue Gaskraftwerke gebaut werden um diese Lücke zu schließen.
@Grün: Diese Reservekraftwerke dienen nicht als Erzeugungsreserve, sondern als Netzreserve. Sie kommen nur zum Einsatz, wenn es in einem Teilgebiet mehr Stromerzeugung gibt, als von dort weggeführt werden kann. Die Erzeugung dort wird dann abgeregelt, dafür in den Gebieten, wo man den Strom hätte brauchen können, genau diese Reservekraftwerke angeworfen. Das nennt sich dann Redispatch.
Um ihn zu verhindern gibt es prinzipiell zwei Möglichkeiten: stärkere Leitungen bauen (das präferiert Herr Altmeier) oder Speicher auf beiden Seiten des Netzengpasses bauen (das wäre sinnvoll, einfach und zukunftszugewandt). Warum Herr Altmeier die Speicher ablehnt, kann man nur vermuten: Wahrscheinlich möchte er sie nicht, weil sie den Kohlekraftwerken schneller als jetzt beschlossen das Wasser abgraben würden. Außerdem sind die stärkeren Leitungen eine wunderbar risikolose Einnahmequelle mit überhöhter Garantierendite für die Übertragungsnetzbetreiber. Mit der dafür nötigen Bauernschläue lassen sich Herr A., die CDU, oder beide von beiden Profiteuren aushalten als Erkenntlichkeit für ihre Standhaftigkeit und die Speicherhersteller wollen ja immer Geld, statt etwas auszuschütten.
Über die tatsächlichen Notwendigkeiten im Netz gibt es in Verwaltung, Wissenschaft und Politik große Unsicherheiten, weil die Übertragungsnetzbetreiber die dafür notwendigen Zahlen als ihr Eigentum betrachten, und nicht bereit sind, sie der Öffentlichkeit zur Verfügung zu stellen. Mit Garantierendite kassieren wollen sie aber trotzdem.
Eine (theoretisch) dritte Möglichkeit wäre demand-side management vor (den prognostizierbaren) und während der Knappheitszeiten.
Eine Schwierigkeit der Bevölkerung gegenüber den Übertragungsnetzbetreibern ist, daß die geltende Gesetzeslage so angewendet werden konnte, daß verbesserte Transparenz wieder eingeschränkt wurde. Die Sichtbarkeit in Form der Ertragsdaten, welche die Diskrepanz zwischen den Belastungen den Stromverbrauchenden gegenüber der Verzinsungsgewohnheit der Übertragungsnetzbetreiber für das vorgehaltene Kapital sichtbar gemacht hat. Gleichzeitig betont wurde, daß erneute Belastungen (auch verdeckt durch die Aufteilung in die Offshore-Netzumlage für 2019 nach § 17f Absatz 7 EnWG, 0,416 ct/kWh) aufgrund der strukturellen Umbauanforderungen der Energiewende den Normalstromkunden zuzumuten wären.
Wenn das Ergebnis unter diesem Artikel wäre, daß es weder einen konservativen noch innovativen Planungsansatz gibt, wie ab Jan 2023 spätestens die Kraftwerksleistung der Kernkraftwerke kompensiert werden soll, dann muß man sich fragen, womit sich die Energieexperten im Bereich der Stromerzeugung seit 6. August 2011 befaßt haben. Die Entschädigung der Kernkraftwerksbetreiber für den Eingriff in den Bestandschutz ihrer Investition ist (seit 2018) gesetzlich nachgeregelt und damit die Möglichkeit der Laufzeitverlängerung für Kernkraftwerke in Deutschland, ohne eine Änderung der Mehrheitsmeinung, obsolet.
Für länderübergreifende Redispatch-Vereinbarungen bedürfte es eines stärkeren Engagements Deutschlands in anderen europäischen Ländern, um deren Erneuerbare Energien Kapazitäten zu stärken, denn das Klima und das Wetter machen an Grenzen des Schengen-Raums nicht halt.
3 1/2 Jahre sind dafür als Vorbereitungszeit sinnvoll zu gestalten:
@JCW : Das ist Unsinn was sie da in den Raum stellen . Die Netzreserve ist da um auch in Situationen wie bei der von mir angesprochenen Dunkelflaute im Januar sicher zu stellen das die Stromversorgung in Deutschland nicht zusammen bricht . Dafür gibt es Experten die mit der Materie vertraut sind , und das wird man nicht Traumtänzern mit halbgaren Vorstellungen aus diesem Forum überlassen. Und was Speicher angeht , das ist nicht Sache von Herr Altmeier sondern der Energieversorger solche Speicher zu bauen und niemand hindert die daran welche zu bauen wenn sie es für sinnvoll halten . Das die es aber nicht in großen Stil tun liegt daran das sich diese Speicher nur in begrenzten Maße zur Bereitstellung von Regelenergie für kurzfristige Schwankungen im Netzt rechnen, wie sie vor allem von der Windenergie immer häufiger verursacht werden.
Sie werden in den Kommentaren der pv-magazine Gruppe kompetentere Aussagen finden, als im Durchschnitt als Kompetenz dafür in der Wahlbevölkerung zu finden sein dürfte.
Wenn ihnen diese Fachkenntnisse nicht genügen, sollten sie es sich zum Anspruch machen, die Bildung dazu allgemein verbessern?
Das heutige Dilemma entsteht zwischen Kostenstabilisierung und Ausbaubeschleunigung zur Begrenzung der weltweiten Klimabeeinträchtigungen.
„Zum einen müsse der Umfang an Transportkapazitäten, der Stromhändlern für den grenzüberschreitenden Stromhandel zur Verfügung steht, nach der neuen europäischen Stromhandelsverordnung in den nächsten Jahren schrittweise erhöht werden. Um diese zusätzlichen Kapazitäten bereitzustellen, müssten die Übertragungsnetzbetreiber regelmäßig zusätzliche Redispatch-Maßnahmen durchführen.“
Sollte man das so formulieren? Da haben wir Zweifel.
Wer sich für näher Details dazu interessiert , das Dokument von der Bundesnetzagentur dazu kann man hier finden https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehmen_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/Feststellung_Reservekraftwerksbedarf_2019.pdf;jsessionid=AF48EBABDBA824813FA48E68947A02CC?__blob=publicationFile&v=3
Das Verhalten der konventionellen Stromerzeuger:
„Das Grundsatzproblem der Zahlungen der „vermiedenen Netzentgelte“ wird jedoch nicht aufgelöst.
Auch nach der Reform bleibt weiterhin ein wirtschaftliches Interesse fossiler Erzeuger erhalten, in
nachgelagerte Spannungsebenen einzuspeisen. Voraussichtlich wird diese Förderung etwa mit einer Milliarde Euro jährlich dauerhaft fortgeschrieben – eine Förderung, die sogar Netzausbau verursachen kann.“
…
„Resümee
Die Netzentgelte mögen auf den Preisblättern der Netzbetreiber stagnieren, die Netzkosten für die
Verbraucher steigen 2019 trotzdem, zum Teil sogar erheblich – teilweise kaschiert in den Umlagen. Unklar ist und bleibt wohl bis in den nächsten Herbst, wie sich die 2019 begonnene dritte Regulierungsperiode auswirkt. Bedingt durch Gerichtsverfahren hat sich die bisher mäßige Transparenz weiter verschlechtert, die Netzkosten und die Netzentgelte bleiben die Blackbox der Energiewende. “
Seite 4, https://www.agora-energiewende.de/fileadmin2/Projekte/2014/transparente-energiewirtschaft/Agora_Netzentgelte_2019.pdf
Die europaweiten Anforderungen werden mittlerweile stärker in die mitteleuropäischen Stromtransitplanungen einbezogen und Einschätzungen der Planungsgremien der Nachbarländer nachgefragt:
„Die Bundesnetzagentur bekennt sich zu dem Energiebinnenmarkt innerhalb Europas, der den Wettbewerb stärken soll, um so für alle Verbraucher den Zugang zu möglichst kostengünstiger Energie zu fördern. Dabei spielen die Handelsaktivitäten auf dem Binnenmarkt zwischen den einzelnen Marktgebieten eine wichtige Rolle. Deutschland ist in diesem Zusammenhang eines der wichtigsten Transitländer in Europa, d. h. der nationale Stromnetzausbau dient auch diesem Zweck. Zudem kann durch ein eng vermaschtes Übertragungsnetz im europäischen Verbund auch die nationale Versorgungssicherheit durch Ausgleichseffekte weiter entfernt liegender Erzeugungskapazitäten, z. B. aus regenerativen Energien oder Speicher,
deutlich erhöht werden.“
Seite 104 Abb 3, Seiten 156-161, https://www.netzentwicklungsplan.de/de/besonderheiten-des-nep-2030-2019
Zur Entscheidung des BGH EnVR 1/18
„Die Landesregulierungsbehörde wird verpflichtet, die Veröffentlichung der in
§ 31 Abs. 1 Nr. 3, 6 bis 11 und – insoweit nur in Bezug auf die Aufwands- und
Vergleichsparameter – Nr. 4 ARegV genannten Daten der Betroffenen zu unterlassen.“
http://juris.bundesgerichtshof.de/cgi-bin/rechtsprechung/document.py?Gericht=bgh&Art=en&az=EnVR%201/18&nr=91950
„Wegen der Entscheidung des Gerichts wird unser Ziel, die Transparenz der Netzentgelte zu verbessern, bis auf weiteres erheblich erschwert“, sagt Jochen Homann, Präsident der Bundesnetzagentur.
https://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Pressemitteilungen/DE/2018/20181212_TVO.html
„Zahlreiche Oberlandesgerichte hatten das Vorgehen der Bundesnetzagentur bei der Veröffentlichung noch bestätigt.“
Vorinstanz:
OLG Düsseldorf, Entscheidung vom 30.11.2017 – VI-5 Kart 33/16 (V)
https://openjur.de/u/2134858.html
Damit bleibt die Bundesebene mit dieser Entscheidung unverständlicher?
Echo der Zukunft zu ihre Aussage „Auch nach der Reform bleibt weiterhin ein wirtschaftliches Interesse fossiler Erzeuger erhalten, in nachgelagerte Spannungsebenen einzuspeisen“ . Nachgelagerte Spannungsebenen sind nicht Sache der ÜNB , die sich seit der Entflechtung auch mit Ausnahme von „TransnetBW“ , das eine 100% Tochter von ENBW ist , in den Hände ausländischer Investoren. Von daher ist ihr Argument nicht schlüssig
„Vermiedene Netzentgelte: Kosten begrenzt und
teilweise in EEG-Umlage verschoben
Weiterhin werden mit dem Gesetz die sogenannten vermiedenen Netzentgelte abgeschmolzen. Diese sind Auszahlungen der Netzbetreiber an Stromerzeuger, die unterhalb der Übertragungsnetzebene Strom in das Netz einspeisen. Da sich die Höhe dieser Auszahlungen an der Höhe der Netzentgelte orientiert, waren diese in den vergangenen Jahren kontinuierlich gestiegen, ohne dass es hierfür eine Berechtigung gegeben hätte. Zudem gab es den An-
reiz, Kraftwerke auf niedrigere Spannungsebenen „umzuhängen“, nur um von diesen Zahlungen zu
profitieren. “
Seite 4, Agora_Netzentgelte_2019.pdf
Verteilstromnetz von Eon
https://cache.pressmailing.net/content/69d4ba6e-3ac2-47b4-8c2b-fb3bd8e51210/EonStromkarte_A5_Print.jpg?attachment=false.jpg
Duopol Eon und RWE (2007 stärker im Fokus des Bundeskartellamts, die 16.7% Anteilserwerb RWE’s an Eon 2019 haben jedoch nur minimalen Einfluß auf die Marktposition RWE’s als größten konventionellen Stromerzeuger Deutschlands. )
Bundeskartellamt 2007: „Wer die Produktion und die direkte Belieferung des Endverbrauchers über die Stadtwerke kontrolliert, legt auch – trotz Regulierung – fest, was in den Netzen passiert. Es hat sich daher als richtig erwiesen, dass das Bundeskartellamt der fort-schreitenden vertikalen Konzentration im Stromsektor einen Riegel vorgeschoben hat.“
Das dürfte für die Marktmacht in den Verteilnetzen auch heute noch zutreffen.
@Echo der Zukunkt : sie scheinen den Unterscheid zwischen Übertragungsnetzbetreibern und Verteilnetzen nicht zu verstehen. Und was wollen sie mit völlig obsoleten Quellen von 2007 ?
Im übrigen haben ihre Ausführung hier sehr wenig mit dem Thema des Artikels “ Bedarf an Reservekraftwerken“ zu tun !
Die marktbeherrschende Stellung der beteiligten Unternehmen an der gesellschaftsweiten Planung des Infrastrukturumbaus war sehr stark mit den Kosten für die Stromkunden verbunden.
Die Klärung des gegenwärtigen Status ist statthaft.
Inwieweit personelle Verflechtungen zwischen Übertragungsnetzbetreibern und Verteilnetzorganisation vorhanden sind, auch wenn formale europarechtliche Vorgaben zum Unbundling erfüllt sind, damit Kraftwerkseinsatz koordiniert wird, frägt sich auch das Bundeskartellamt zeitenweise:
https://de.wikipedia.org/wiki/Marktbeherrschende_Stellung#Bestimmung