Montag, 20. August 2018
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Stromversorgung durch Nachbarn gesichert?

„et“-Redaktion

Die deutsche Energiepolitik setzt darauf, dass sich Nachbarländer innerhalb der EU in Engpasssituationen durch grenzüberschreitenden Stromaustausch gegenseitig aushelfen. Das Thema Versorgungssicherheit scheint damit gelöst. Kann sich eine neue Bundesregierung sicher wähnen, über die Stilllegung von gesicherter Leistung aus Kohlekraftwerken zu entscheiden, obwohl sich Deutschland bereits 2020 nicht mehr allein sicher mit Strom versorgen können wird. Hinzu kommt, dass es zur Entwicklung der Versorgungssicherheit in Deutschland und Europa keine oder kaum koordinierte Studien und Monitoring-Aktivitäten gibt.

Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi) stützt seine Aussagen zur künftigen Stromversorgungssituation auf ein Gutachten, welches 2015 Versorgungssicherheit erstmals europäisch bewertet hat und zu dem Ergebnis kommt, die Versorgungssicherheit bliebe bis 2025 gewahrt[1, 2].

Dem Gutachten wurde die wahrscheinliche Entwicklung an den europäischen Strommärkten nach ENTSO-E zu Grunde gelegt. Die Vereinigung europäischer Übertragungsnetzbetreiber selbst weist allerdings in ihrem aktuellen Bericht zur Versorgungssicherheit in Europa eine Unterdeckung von 5 GW für das Jahr 2025 in Frankreich, Belgien, den Niederlanden, Luxemburg, Deutschland, Österreich, der Schweiz sowie Italien aus.

Das BMWi hat in seinem Monitoring-Bericht – neben der europäischen Betrachtung – die Entwicklung der Stromerzeugungskapazitäten in Deutschland bis 2019 abgeschätzt und geht von Überkapazitäten aus. Der aktuelle Bericht der für die Systemstabilität in Deutschland gesetzlich verantwortlichen Übertagungsnetzbetreiber (ÜNB) zur Leistungsbilanz 2016-2020 zeigt dagegen, dass sich die noch in der Vergangenheit reichlich vorhandenen gesicherten Stromerzeugungskapazitäten bereits 2020 soweit reduzieren, dass sich Deutschland nicht mehr allein sicher mit Strom versorgen kann [3, 4].

Auch im Szenariorahmen der ÜNB zum Netzentwicklungsplan 2030 (Version 2019) [5] besteht in allen Szenarien, welche die wahrscheinliche Entwicklung in den Bereichen erneuerbarer und konventioneller Erzeugung, Stromverbrauch und Höchstlast sowie die energiepolitischen Rahmenbedingungen abbilden, für 2030 und 2035 eine erhebliche nationale Unterdeckung gesicherter Leistung von 14,5 GW bis zu 25,8 GW [6] (siehe Abb.).

Abb.: Leistungsbilanz zum Entwurf des Szenariorahmens für den NEP 2030 (Version 2019) Quelle: Szenariorahmen der ÜNB zum Netzentwicklungsplan 2030 (Version 2019) 

Die von der Bundesregierung geplante Ausschreibung einer Kapazitätsreserve von 2 GW Abb. Leistungsbilanz zum Entwurf des Szenariorahmens für den NEP 2030 (Version 2019) Quelle: Szenariorahmen der ÜNB zum Netzentwicklungsplan 2030 (Version 2019) ENERGIEWIRTSCHAFTLICHE TAGESFRAGEN 68. Jg. (2018) Heft 3 37 ZUKUNFTSFRAGEN ZUKUNFTSFRAGEN Meinungen & Fakten Jahreshöchstlasten, die durch die angestrebte nationale Sektorkopplung deutlich höher sein können, sowie die Entwicklung der Kapazitäten im In- und Ausland sei genau zu beobachten [7] fordern die Netzbetreiber.

Auch ENTSO-E weist darauf hin, dass koordinierte Studien und Monitoring-Aktivitäten für die Darstellung von systemweiten Effekten erforderlich sind. Andernfalls können kaum verlässliche Vorhersagen über künftige Versorgungssicherheitsniveaus getroffen und ein klareres Bild über zukünftige Systembedingungen erlangt werden.

Da die gesicherte Leistung abnimmt und das deutsche Stromsystem zunehmend durch witterungsabhängige Stromerzeugungsanlagen gekennzeichnet sein wird (Windenergieanlagen tragen lediglich 1% , PV-Anlagen 0 % zur gesicherten Leistung bei), wird Deutschland bereits mittelfristig von Stromimporten abhängig sein. Jedoch zeigen die Daten von ENTSO-E, dass durch die in den Nachbarländern ebenfalls stark rückläufigen gesicherten Kapazitäten und einen hohen Gleichzeitigkeitsgrad beim Stromverbrauch ausreichende Importe nicht gewährleistet sind. Nicht nur bestehen Hochlastsituationen in den Ländern Zentral- und Westeuropas oft gleichzeitig, auch wetterbedingte Effekte treten in bestimmten Regionen zeitgleich auf. Darüber hinaus können weitere Sondereffekte, wie z.B. eine technische oder politische Gasknappheit zu einer Verschärfung der Situation beitragen [8]. Dennoch herrscht in Europa allgemein die Überzeugung, dass sich jedes Land auf das andere verlassen kann.

Risiken für die Versorgungssicherheit ergeben sich aus Stilllegungen aus technisch-wirtschaftlichen Gründen sowie aus der Regulierung des Erzeugungsmarktes. Stilllegungen von Stromerzeugungskapazitäten haben nicht nur Auswirkungen auf das Land, in dem sie eintreten, sondern auch auf die benachbarten Regionen innerhalb des europäischen Strombinnenmarktes. Daher kann selbst in Ländern, in denen keine Risiken bestehen, die Versorgungssicherheit gefährdet sein, wenn sich die Zuverlässigkeit in den Nachbarländern verschlechtert [9].

In einer 2017 vorgelegten, von der Umweltorganisation Greenpeace beauftragten Studie heißt es, dass in jedem zweiten Jahr mindestens eine zweiwöchige kalte Dunkelflaute auftritt. Eine historische Betrachtung zeigt, dass sich die angespannte Situation über ganz Kontinentaleuropa erstreckt. Selbst bei ausreichenden Grenzkuppelkapazitäten existiere ein europäischer Ausgleichseffekt nur sehr bedingt. Würde beispielsweise die deutsche Braunkohleverstromung vorzeitig beendet, reichen die berücksichtigten Zubauten an Grenzkuppelkapazitäten nicht aus, um die Versorgungssicherheit während einer kalten Dunkelflaute zu gewährleisten [10].

 

Quellen und Anmerkungen

[1] Monitoring-Bericht des BMWi nach § 51 EnWG zur Versorgungssicherheit im Bereich der leitungsgebundenen Versorgung mit Elektrizität, Juli 2016.

[2] Consentec GmbH und r2b energy consulting GmbH: Versorgungssicherheit in Deutschland und seinen Nachbarländern: Länderübergreifendes Monitoring und Bewertung, 2015.

[3] Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leis-tungsbilanz 2016-2020; Stand: 31.10.2017.

[4] Die Prognose der verbleibenden Leistung weist für Januar 2020 erstmals eine Unterdeckung von 0,5 GW auf. Ohne Berücksichtigung der Reservekraftwerke sinkt die verbleibende Leistung 2019 auf - 5,8 GW und 2020 auf - 8,3 GW. Dabei wird vorausgesetzt, dass Inbetriebnahmen im konventionellen Bereich planmäßig erfolgen.

[5] Szenariorahmen der ÜNB zum Netzentwicklungsplan 2030 (Version 2019) – Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber; Stand: Januar 2018.

[6] Unter Berücksichtigung regenerativer Erzeugung und Lastminderungspotenzial.

[7] Vgl. Szenariorahmen der ÜNB zum Netzentwicklungsplan 2030 (Version 2019) – Entwurf der Übertragungsnetzbetreiber; Stand: Januar 2018; S. 98.

[8] Vgl. Bericht der deutschen Übertragungsnetzbetreiber zur Leistungsbilanz 2016-2020; Stand: 31.10.2017, S. 28.

[9] Vgl. ENTSO-E: Mid-Term Adequacy Forecast – 2017 Edition.

[10] Vgl. Energy Brainpool: Kalte Dunkelflaute- Robustheit des Stromsystems bei Extremwetter, Juni 2017.

 
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