Weiterführende Hintergrundinformationen

• Situation in der Regionalgruppe Central Europe (ENTSO-E RG CE)
• Situation in Österreich
• Situation in Deutschland
• Situation in der Schweiz
• Situation in Frankreich
• Situation in weiteren Ländern
• Wind- und Sonnenstromproduktion vs. Verbrauch von 30 ENTSO-E Ländern
• Wärmepumpen und der steigende Stromverbrauch
• Das Problem: Fehlende Speicher und Puffer | Speicherkapazitäten in Europa
• Die Suche nach den Dunkelflauten
• Kohlekraftwerke weltweit – globaler Energiebedarf

Kurzmeldungen

Legende

Da einige Abkürzungen in den Berichten immer wieder vorkommen, hier ein Hinweis auf das sehr gute Glossar von Next-Kraftwerke.

Netzfrequenz

Unübliche Frequenzabweichungen

Der Normalbetrieb des europäischen Verbundnetzes liegt zwischen 49,80 und 50,20 Hertz. Abweichungen unter 49,90 oder über 50,10 Hertz galten bis vor wenigen Jahren als ungewöhnlich bzw. als fast ausgeschlossen. Im Jahr 2020 kam es jedoch zu 142 Abweichungen. Besonders auffällig ist, dass diese sehr häufig um den Stundenwechsel auftreten, was darauf hindeutet, dass dies mit dem Strommarkt und dem damit verbundenen Fahrplanwechsel der Kraftwerke zusammenhängt, wo vermutlich ein zu betriebswirtschaftlich optimierter Fahrplanwechsel (Rampe) stattfindet. Siehe hierzu auch den Artikel „Warum um 6 Uhr und um 21 Uhr häufig die Frequenz im europäischen Stromnetz abweicht“ des deutschen Übertragungsnetzbetreibers Amprion oder die einfache Darstellung von Netzfrequenzinfodienst RG-CE.

Die Auswertungen werden jeweils zu Monatsbeginn aktualisiert.

Bedenkliche Regelungsabweichungen (> +/- 0,15 Hz | 150 mHz)

in der ENTSO-E RG CE, MEZ

2020

• 21.01.20 – 06:00 Uhr: 50,15 Hz
• 02.07.20 – 00:00 Uhr: 49,85 Hz
• 24.07.20 – 00:00 Uhr: 49,83 Hz

2019

• 10.01.19 – 21 Uhr: 49,80 Hz
• 24.01.19 – 06 Uhr: 50,20 Hz
• 03.04.19 – 21 Uhr: 49,84 Hz
• 07.10.19 – 21 Uhr: 49,82 Hz

Auffälliges Regelverhalten seit März 2023

Viele, die schon lange im Stromnetz arbeiten, sind von den gehäuften Abweichungen irritiert, zumal das bisherige Selbstverständnis der Regelkonformität nicht mehr zu gelten scheint.Siehe hierzu auch die Auswertung Durchsacken der UCTE-Netzfrequenz auf 49,84 HZ

Bisher …

Prof. Dr. Christian Rieck: „Schwache Signale“ Frequenzsprünge

Auszug aus „Wieso wir Risiken unterschätzen: Seilbahnunglück (Moral Hazard und Statistik seltener Ereignisse)“

Engpassmanagement, Redispatching und Netzengpassmanagement

Engpassmanagement, Redispatching und Netzengpassmanagement sind drei verwandte, aber unterschiedliche Konzepte im Bereich der Energieversorgung und des Netzmanagements.

• Engpassmanagement bezieht sich allgemein auf die Strategien und Maßnahmen, die ergriffen werden, um Engpässe in der Energieversorgung zu identifizieren, zu bewerten und zu beheben. Dies kann sowohl technische als auch wirtschaftliche Aspekte umfassen.
• Redispatching ist eine spezifische Maßnahme innerhalb des Engpassmanagements, bei der die Einspeisung von Elektrizität in das Netz umverteilt wird, um Überlastungen zu vermeiden. Dies geschieht oft durch die Anpassung der Einspeisung von Kraftwerken oder durch die Nutzung von Speichersystemen.
• Netzengpassmanagement konzentriert sich speziell auf die Engpässe innerhalb des Stromnetzes. Es umfasst die Überwachung und Steuerung des Netzes, um sicherzustellen, dass die Kapazitäten des Netzes nicht überschritten werden und die Versorgungssicherheit gewährleistet bleibt. Dies kann durch verschiedene technische Maßnahmen wie die Optimierung des Netzbetriebs oder den Ausbau der Netzinfrastruktur erreicht werden.

Zusammengefasst ist Engpassmanagement der übergeordnete Begriff, während Redispatching und Netzengpassmanagement spezifische Maßnahmen und Strategien innerhalb dieses Rahmens darstellen.

Engpassmanagement in Österreich

Ein Indikator für die Veränderungen im Stromnetz und die zunehmende Fragilität sind die notwendigen Netzeingriffe in Form von Engpassmanagement, Redispatch oder untertägige Markteingriffe (Intraday-Stops) durch die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB/TSO), um die Systemstabilität jederzeit aufrechterhalten zu können. Bis 2020 waren die Preise ein guter Indikator, da sie bis dahin relativ konstant waren. Aufgrund der seither starken Preisschwankungen durch externe Faktoren, wie z.B. den Gaspreis, ist eine eindeutige Einordnung schwieriger geworden.

Als Beispiel dient hier die Entwicklung der Gesamtkosten in Österreich, die vom ÜNB Austrian Power Grid (APG) zu tragen sind. Der nicht-österreichische Kostenanteil (ca. 2/3) wurde bis 10/2018 von deutschen Haushaltskunden bezahlt, da die Leistungen von deutschen Netzbetreibern abgerufen wurden. Seit Oktober 2018 ist der Strommarkt zwischen Deutschland und Österreich getrennt. Seitdem sind die erforderlichen Eingriffe auf dieser Ebene und damit die externen Kosten gesunken, während der österreichische Anteil deutlich gestiegen ist.

Redispatching

Definitionen Redispatching

Beim sogenannten Redispatching werden zur Entlastung von Übertragungsleistungen zusätzliche Kraftwerkskapazitäten in Regionen hohen Stromverbrauches in Betrieb genommen, um den Bedarf lokal zu decken; bei gleichzeitiger Reduktion der Einspeisung an Orten mit hoher lokaler Erzeugung. Damit werden allerdings Kraftwerkskapazitäten abgerufen, die aufgrund der eigentlichen Marktsituation nicht in Betrieb gewesen wären. Dadurch fallen insgesamt höhere Stromerzeugungskosten an, als notwendig gewesen wären, da der Kraftwerksbetrieb sowie der Produktionsentgang entsprechend entschädigt werden müssen. Dies hat auch ökologische Auswirkungen, da es sich dabei im Allgemeinen um fossile Kraftwerke handelt und mit deren Betrieb Emissionen von Treibhausgasen und Luftschadstoffen verbunden sind. [Siehe hierzu auch den weiterführenden Beitrag auf www.next-kraftwerke.de bzw. die nachfolgende Abbildung von nextkraftwerk.de]

  

Intraday-Handel aussetzen

Um den Redispatching-Maßnahmen nicht entgegenzuwirken besteht im Rahmen des Engpassmanagements die Möglichkeit den Intraday-Handel auszusetzen. Dieser stellt daher einen Parameter für die Eingriffe in den Netzbetrieb dar. In der Abbildung ist die Dauer der Handelsstopps für die Quartale der Jahre 2011 bis 2015 dargestellt. Daraus ist ersichtlich, dass die Maßnahmen, die notwendig sind, um eine stabile Elektrizitätsversorgung zu gewährleisten, signifikant zunehmen. Zu berücksichtigen ist, dass es hier nicht um die absoluten Zahlen geht, da es bei der Berechnung gewisse Unschärfen gibt, sondern um die generell Tendenz. Quelle: 380 kV-SALZBURGLEITUNG – Evaluierung des öffentlichen Interesses aus Sicht des Landes Salzburg, Umweltbundesamt und eigene Auswertungen.

Nebenwirkungen dieser Maßnahmen

Redispatching von Kraftwerkskapazitäten sowie das Aussetzen des Intraday-Handels stellen einen signifikanten Eingriff in das marktwirtschaftliche System dar. Dadurch kann sich der Strompreis nicht gemäß Merit-Order einstellen und es erfolgt ein teurer Betrieb außerhalb des ökonomischen (und ökologischen) Optimums. Die daraus resultierenden Kosten des Netzbetriebes sind in Form höherer Strompreise durch die Verbraucher zu tragen. Neben zusätzlichen Kosten kann damit die aus erneuerbaren Energieträgern bereitgestellte Energie nicht optimal genutzt werden und es kommt zu zusätzlichen Emissionen aus fossilen Kraftwerken.

Auswertung der Redispatching-Maßnahmen in Deutschland

Seit April 2013 stellen die deutschen Übertragungsnetzbetreiber ihre Daten zu den in Deutschland durchgeführten Redispatch-Maßnahmen unter www.netztransparenz.de zur Verfügung.

Entwicklung der Kosten für das Netzengpassmanagement in Deutschland

Quelle: www.smard.de

Engpassmanagementbedarf

In der jüngeren Vergangenheit ist der Engpassmanagementbedarf stetig bis auf 18,1 TWh im Jahr 2023 gestiegen (einseitig, das heißt nur die Absenkung). Die Prognose für das Jahr 2030 stammt aus der aktuellen Langfristanalyse der deutschen Übertragungsnetzbetreiber. Darin wird der Engpassmanagementbedarf in zwei Szenarien untersucht: Ein Szenario unterstellt einen konservativen Ansatz des fortschreitenden Netzausbaus, das andere einen optimistischeren, progressiven Netzausbau.

Quelle: Kedar Balasubramanian