Archiv aktuelle Situation

 

Archivmeldungen

  • 03.04.18: Frequency deviations – Continental European TSOs have restored the situation to normal – Following frequency deviations that affected the Continental Europe Power System between mid-January and beginning of March, the Continental Europe transmission system operators carried out a collective compensation programme to restore the situation back to normal. Quelle: ENTSO-E
  • 28.02.18: Kältewelle: Frankreich importiert massiv Strom wegen AKW-Ausfall
  • 16.01.18: Die eidgenössische Elektrizitätskommission (Elcom) gibt in Bezug auf die Versorgungssicherheit keine vorbehaltslose Entwarnung. Damit relativierte die Aufsichtsbehörde die Ergebnisse der Studie “Adequacy 2020”, welche Ende des vergangenen Jahres publiziert wurde. Gemäss Studie ist die Versorgungssicherheit [in der Schweiz] im Prinzip gegeben. Dies jedoch nur, solange die europäischen Länder weiterhin zu Exporten willig und vor allem fähig blieben. Bezüglich Ersterem macht sich Elcom-Geschäftsführer Renato Tami derzeit keine Sorgen: “Die vergangenen Krisensituationen haben gezeigt, dass es am Willen nicht mangelt.” Im Gegensatz dazu bewertete Tami die Exportfähigkeit der europäischen Nachbarländer nach 2020 als eher kritisch. So seien für diesen – bis anhin nicht untersuchten – Zeitraum “Wolken am Horizont” auszumachen. Denn sowohl Frankreich als auch Deutschland planen, die installierte Kapazität an Kernkraftwerken kontinuierlich zurückzufahren. Weiter wies Tami auf eine internationale Entwicklung hin, die “Sorgen bereite”. So führe die lastbasierte Marktkopplung der EU, welche das Schweizer Netz nicht berücksichtige, zu ungeplanten Stromflüssen durch die Schweiz. Dies gefährde die Netzstabilität und somit auch die Versorgungssicherheit. Daraus resultierende kritische Situationen hätten in der Vergangenheit auch mit internationalen Redispatch-Massnahmen gelöst werden müssen.  Quelle: www.energate-messenger.ch
  • 30.11.17: Die Netzbetreiber müssen immer öfter eingreifen. Damit steigen sowohl die Kosten zur Systemstabilisierung als auch die operativen Risiken für einen sicheren Netzbetrieb. Hinter den Kulissen wächst dennoch die Sorge der Fachleute. Vor allem im windreichen Winter ist der Druck auf die Netze enorm. Im Winter 2015/2016 wurden die Reservekraftwerke im In- und Ausland – vor allem in Österreich – bereits deutlich häufiger angefordert als 2014/15: an 93 Tagen, ein Jahr zuvor waren es nur 7 Tage. Nach jetzigem Stand sollen die drei Stromautobahnen, die “Schlagadern” der Energiewende, 2025 ans Netz gehen – zwei bis drei Jahre nach dem endgültigen deutschen Atomausstieg Ende 2022 und damit schon nach jetziger Planung eigentlich zu spät: Für einen jahrelangen Übergangszeitraum fällt der Atomstrom bereits weg, die Netze für den Transport von Ersatz stehen aber noch nicht komplett. Quelle: www.heise.de
  • 22.11.17: Als im letzten Winter gleichzeitig mehrere Kraftwerke abgeschaltet wurden, stand das deutsche Stromnetz kurz vor dem Kollaps. Das sagt einer, der es wissen muss, der Chef des größten deutschen Stromnetzbetreibers Amprion, Klaus Kleinekorte: „Es haben nur wenige Tropfen gefehlt, und es wäre zum Überlaufen gekommen, das heißt Blackout.“ Quelle: www.hr-fernsehen.de
  • 08.11.17: Das Gaskraftwerk Mellach produzierte – bedingt durch den im Vergleich zum Vorjahr erhöhten Einsatz für das Engpassmanagement zur Stabilisierung der Stromnetze – um 892 GWh mehr Strom. Mit dem deutschen Übertragungsnetzbetreiber TenneT sei eine Linie des Gas-Kombikraftwerks Mellach zur Deckung des Reservekraftwerksbedarfs für den Winter 2017/18 kontrahiert worden. Quelle: Der Standard
  • 08.11.17: Frankreich schiebt die geplante Atomwende um bis zu zehn Jahre auf. Umweltminister Nicolas Hulot sagte heute dem Sender BFMTV, die Regierung wolle „spätestens bis 2035“ den Anteil der Nuklearenergie an der Stromversorgung auf 50 Prozent senken. Hulot verteidigte den Kabinettsbeschluss, das Zieldatum 2025 für die Atomwende zu kippen: „Viele wussten, dass er nicht eingehalten werden kann.“ Die sozialistische Vorgängerregierung hatte 2015 in einem Energiewendegesetz festgelegt, den Atomanteil am Strom bis 2025 von 75 auf 50 Prozent zu senken. Quelle: orf.at
  • 30.10.17: Im letzten Winter hat Österreich Deutschland mit 2.400 MW Leistung Hilfe zur Netzstabilisierung geleistet und umgekehrt im heurigen Sommer in Deutschland 2.400 MW kontrahiert, im Winter 2017/18 werden Deutschland 2.900 MW angeboten. Die Redispatch-Kosten seien enorm. Lagen sie 2013/14 noch um die 20, 30 Mio. Euro im Jahr, seien es 2015 bereits 200 Mio. Euro gewesen, “und heuer stehen wir bis jetzt schon bei 270 Mio. Euro. Deshalb gebe es massive Stromimporte aus Deutschland, die man zum Teil physikalisch gar nicht transportieren könne. Vertraglich würden im Stromhandel bis zu 7.000 MW Importe nach Österreich fixiert, obwohl lediglich 5.000 MW realisierbar seien. Richtung Deutschland komme der Handel bis auf 9.000/10.000 MW, die aber ebenfalls nicht lieferbar seien. Quelle: industriemagazin.at
  • 04.10.17: Die Engpassmanagement-Kosten für APG betrugen bis zum Ende von Q2/2017 ca. 37,83 Mio. €.  Alle EPM-Abrufe von APG (inklusive Bereithaltung) in der Regelzone APG bis zum Ende von Q2/2017 verursachten Kosten in der Höhe von ca. 161,59 Mio. €. Diese Kosten wurden zum Großteil weiterverrechnet, da sie durch externe TSOs aufgrund von externen Engpässen angefordert wurden.  Quelle: APG
  • 30.08.17: Deutlich beunruhigender seien da schon die fehlenden Kraftwerksreserven in Österreich. Das hätten die kalten Wochen im heurigen Jänner und Februar gezeigt. Die Stromversorgung habe nur dank massiver Importe aus Deutschland und Tschechien über den gesamten Zeitraum sichergestellt werden können. “Bis zu diesem Winter waren wir der Meinung, die Versorgungssicherheit sei gegeben, das ginge sich mit der nationalen Leistung aus”, sagt Eigenbauer. “Wir wurden eines Besseren belehrt.” Stromseitig ist Österreich stark abhängig von den Pumpspeichern. “Das sind aber Tages- und Wochenspeicher”, sagt Eigenbauer. “Bei einer dreiwöchigen Kälteperiode, wie wir sie heuer hatten, sind die Pumpspeicher vorzeitig erschöpft. Damit hat das Land plötzlich keine Leistung mehr außer dem, was an kalorischer Leistung da ist – sprich Gas- und alte Kohlekraftwerke.” Österreich stehe mit dieser Problematik nicht allein da. “Die meisten Mitgliedsstaaten der Union rüsten parallel zum Energy-only-Markt Kapazitätsmechanismen nach. Energy-only-Markt bedeutet, dass Kraftwerksbetreibern nur die bereitgestellte Energiemenge (Stromproduktion in Kilowattstunden, kWh) bezahlt wird. Für die Vorhaltung von Erzeugungskapazitäten – sprich Kraftwerksleistung in Kilowatt – erfolgt keine direkte Vergütung. Quelle: Der Standard
  • 28.07.17: Das Gas-Kraftwerk Mellach war heuer schon 1.700 Betriebsstunden zur Netzstabilisierung eingesetzt. 2016 waren es knapp 800 Stunden. Insgesamt rechnet der Verbund im heurigen Jahr mit Rekorderlösen aus der Vermarktung flexibler Kraftwerksleistung in Höhe von 166 Millionen Euro – nach 128 Millionen im Jahr davor. Quelle: Der Standard
  • 21.07.17: DEU 1.HJ 2017: Die maximale Solarleistung betrug am 27.05.2017 um 13:00 Uhr ca. 30 GW.  Die maximal erzeugte Windleistung betrug am 18.03.2017 um 09:15 Uhr ca. 38,9 GW.
  • 10.07.17: „Ohne Gas hätte es auch einen Stromengpass gegeben“ Gerade im vergangenen Winterhalbjahr habe sich laut Längle gezeigt, „wie wichtig Gas und die funktionierende Infrastruktur sind“. Aufgrund der niedrigen Temperaturen und des damit verbundenen höheren Heizbedarfs habe das Unternehmen einen enorm hohen Beitrag zur Versorgungssicherheit geleistet. In diesem Winter war außerdem gut erkennbar, wie eng die Gas- und Stromwirtschaft miteinander verflochten sind: „Es wäre im Jänner und Februar definitiv ein Versorgungsengpass auf der Stromseite eingetreten, wenn es die Infrastruktur der RAG nicht gegeben hätte“, schildert der RAG-Vorstand. Die Gaskraftwerke sind im vergangenen Winter mit voller Leistung gefahren, um den anfallenden Strombedarf entsprechend abzudecken. Während der oft windstillen und trüben Wintertage konnten erneuerbare Energien wie Wind und Sonne und die Wasserkraft nicht jenen Beitrag erbringen, der aufgrund ihrer Leistung in den vergangenen Jahren prognostiziert worden war. In diesen kritischen Situationen konnten die Gaskraftwerke, die eben auch kurzfristig einsatzbereit sind, die Bedarfserfordernisse gesichert abdecken. Quelle: Energy Inside 2/2017
  • 04.07.17: Aktuell brennt freilich das Thema Versorgungssicherheit unter den Nägeln, weil die Kosten zur Netzstabilisierung heuer bis Juni schon so hoch waren wie im gesamten Vorjahr. Quelle: APA; siehe auch unter Engpassmanagementkosten
  • 03.07.17: Obwohl 2017 die Wetterindikatoren nicht so eindeutig sind, gingen in den vergangenen Monaten die Kosten für die Netzstabilisierung zur Abwendung von möglichen Großstörungen enorm hoch. Ein weiterer Höhepunkt ist für Juni zu erwarten. Siehe Engpassmanagementkosten weiter unten. Anfang Juni waren zudem mehre kurzfristige Gaskraftwerkanforderungen zur Netzstabilisierung erforderlich.
  • 22.03.17: Quelle: Gas Markets Events faced during Winter 2016/2017: In this background paper, EURELECTRIC looks into some of the most noticeable situations of tight gas supply in Europe during the winter 2016/2017. These events highlight the importance of guaranteeing gas security of supply and show the potential collateral effects on the electricity system of tensions in the gas market, especially in countries where gas-fired power plants are key for electricity generation. This growing interdependency between gas and electricity markets calls for a strengthened consideration of the cross-commodity dimension in the evolution of the energy regulatory framework.
    Such dependency may have serious impacts on the Security of Supply of the electricity system, given the heavy dependence of electricity generation on natural gas. (…) However, it is worth noting that the current Emergency Procedure activates the different emergency levels according to criteria that are no longer appropriate to capture the real emergency status. (…)
    Siehe auch Wie sicher ist unsere Erdgasversorgung wirklich? bzw. eine Meldung nach der letzten Kältewelle im Jahr 2012Im Februar 2012 traten während einer Kältewelle zwei potenziell kritische Rahmenbedingungen gleichzeitig auf. Zum einen konnten aufgrund von Engpässen im Gasnetz nicht alle deutschen Gaskraftwerke ausreichend mit Gas versorgt werden, zum anderen trat zeitweise eine erhebliche Unterspeisung der Bilanzkreise auf. Die Unterspeisung der Bilanzkreise führte in einigen Stunden zur vollständigen Ausschöpfung der Regelenergiereserven und überschritt sogar zeitweilig die vorgehaltene Kapazität deutlich. Um die Versorgungssicherheit zu gewährleisten, mussten die Übertragungsnetzbetreiber die Reservekraftwerke zur Ergänzung der Regelenergie heranziehen und zusätzlich Energie im Intraday-Markt in Deutschland und im benachbarten Ausland beschaffen. Der Ausfall eines weiteren größeren Kraftwerks hätte in  dieser Situation nur schwer kompensiert werden können. Aufgrund der insbesondere im Süden Deutschlands ausgefallenen Gaskraftwerke, sowie einer hohen Netzlast und erheblichen Exporten nach Frankreich, Österreich und in die Schweiz, war das Netz hoch ausgelastet, was die sog. (n-1)-Sicherheit in wenigen Stunden gefährdete.
  • 10.03.17: Der kalte Winter trieb laut Eigenbauer auch die Versorgungssicherheit in Europa an ihre Grenzen. Die Kältewelle habe gezeigt, dass die Inlandsstromerzeugung allein Österreichs Stromversorgung nicht sichern könne, sondern dass diese von Stromimporten abhänge. Für zwei Wochen musste der Übertragungsnetzbetreiber APG heuer die Warnstufe Gelb ausrufen – denn die erneuerbare Energie lieferte im Winter zu wenig Elektrizität. Warnstufe Gelb bedeutet laut E-Control intensiveres Monitoring. Von Warnstufe Rot (was Energielenkungsmaßnahmen bedeuten würde) sei man allerdings noch entfernt gewesen. “Versorgungssicherheit ist dann gegeben, wenn man sich auf die Importe verlassen kann. Aus eigener Kraft geht es jetzt schon nicht mehr”, sagt Eigenbauer. Diesen Winter habe es eine deutlich höhere Last als erwartet gegeben. Zugleich sei aber ein Großteil der Anlagen auf Basis erneuerbarer Energie wie Laufwasser, Pumpspeicher und Wind kaum verfügbar gewesen. Von 25.000 MW installierter Leistung seien nur rund 4.000 MW an erneuerbarer Energie übriggeblieben – und die bisher höchste Lastspitze von 11.000 MW habe man durch kalorische Kraftwerke und Importe aus Deutschland abgedeckt. Die geplante Abschaltung heimischer kalorischer Kraftwerke von Mellach bis Dürnrohr hält Eigenbauer dementsprechend momentan für keine gute Idee: “Ich glaube, wir können derzeit überhaupt kein Kraftwerk stilllegen.” – Quelle: derstandard.at
  • 17.01.17: CH: Aktueller Füllstand der Seestände auf niedrigem Niveau – Tendenz zeigt 20-jährigen Tiefstwert in laufender Woche; Die letzten Wochen zeigten eine deutlich höhere Speicherproduktion mit einem hohen Abbau der Reserven; Derzeit hohe Volatilität am Strommarkt; Quelle: Präsentation Arbeitsgruppe Winter Swissgrid
  • Stromversorgung vor Kollaps – Frankreich droht der Blackout – Warnender Hinweis für die 3.KW 2017
  • Die Betreiber des Stromnetzes beklagen deutlich gestiegene Risiken in der Stromversorgung. Beleg dafür sei, dass sie zunehmend oft auf Reservekraftwerke zugreifen müssten. Die kritische Lage im Nachbarland Frankreich erschwere die Netzsteuerung zudem. Seit dem 10. Oktober seien diese Notfall-Kraftwerke schon an 26 Tagen zugeschaltet worden, teilten die Netzbetreiber am Mittwoch mit – also fast an jedem zweiten Tag. Voriges Jahr waren es im Oktober und November nur 18 Tage gewesen. In der Spitze seien 2016 bisher 6000 Megawatt Strom von den im In- und Ausland in Reserve gehaltenen Kraftwerken abgerufen worden. Die Menge entspricht etwa der Erzeugungskapazität von sechs Kernkraftwerken. Die Netzbetreiber haben auf Anweisung der Netzagentur als „Winterreserve“ Notfallkraftwerke mit einer Kapazität von 8300 Megawatt angemietet. Sie werden dann zugeschaltet, wenn die Stromnachfrage im Süden nicht gedeckt werden kann, weil dort zu geringe Kapazitäten stehen und mögliche Elektrizitätsüberschüsse aus dem Norden wegen fehlender Leitungen nicht abgeleitet werden können. Quelle: faz.de
  • Die Stromerzeuger haben in Deutschland Kraftwerkskapazität in Höhe von 12.169,8 Megawatt (MW) zur endgültigen Stilllegung angemeldet, davon 4.714,8 MW in Süddeutschland. Bereits endgültig stillgelegt sind 5.577,0 MW. Die Differenz ergibt eine Gesamtleistung in Höhe von insgesamt 6.592,8 MW aus zur endgültigen Stilllegung angezeigten Kraftwerken, deren Außerbetriebnahme allerdings noch nicht vollzogen ist. Darin enthalten sind systemrelevante Kraftwerke mit einer Gesamtleistung von 2.910,9 MW, die auf Betreiben der Übertragungsnetzbetreiber aus Gründen der Versorgungssicherheit derzeit nicht endgültig stillgelegt werden dürfen. Die Liste weist 19 solcher zur vorläufgen oder endgültigen Stilllegung angemeldete Kraftwerke aus, die nicht stillgelegt werden können. Quelle: www.mbi-energysource.de
  • Gemeinsamer Strommarkt Deutschland-Österreich steht auf der Kippe – Eine systemische Betrachtung der aktuellen Debatte zur Auftrennung des Deutsch-Österreichischen Strommarktes. Einmal mehr wird hier nicht verstanden, dass physikalische Grenzen und Gesetze sich nicht ändern lassen
  • Geht Belgien jetzt der Strom aus? – Auch Belgien hat heuter, wie bereits 2014 und 2015 ein Versorgungsproblem, das eskalieren könnte.
  • FRA: Bei Kältewellen drohen Versorgungsprobleme – bereits das vierte Land mit absehbaren Problemen im kommenden Winter
  • Situation in der Schweiz im kommenden Winter wieder eine Herausforderung: Siehe Truthahn-Illusion: «Das Risiko des Blackout spielt eine untergeordnete Rolle»
  • Die Herausforderung für die Versorgungssicherheit liege bei der regionalen Stromverteilung, so die Bundesnetzagentur. Es sei «deutlich anspruchsvoller» geworden, das Stromnetz stabil zu halten. Dies belegt nicht zuletzt die Zahl der Stunden, welche die Netzbetreiber aufwenden müssen, um einen Blackout zu verhindern. Lag diese Zahl 2010 bei rund 1500, sind es mittlerweile gut 15’000 Stunden, also zehnmal mehr. Gewachsen ist in Deutschland auch der finanzielle Aufwand, um das Stromnetz zu stabilisieren. Zwischen 2010 und 2015 betrugen die Gesamtkosten eine Milliarde Euro, wobei der jährliche Anteil stark gestiegen ist, von 48 Millionen Euro im Jahr vor Fukushima (2010) auf 402 Millionen Euro (2015).  Quelle: www.tagesanzeiger.ch
  • „Alle Verantwortlichen denken beim Begriff Blackout zu positiv!“ – Aus der Feuerwehrpraxis
  • Blackout als wahrscheinlichster Notfall – Aussage Helfer Wiens
  • Blackout die wahrscheinlichste Katastrophe – Aussage des deutschen Innenministers
  • Wahrscheinlichkeit eines Blackouts gestiegen – Die österreichische Energiewirtschaft warnt vor dem gestiegenen Blackout-Risiko und den schwerwiegenden Folgen
  • E-Control warnt vor Strom-Engpass – die kritischen Entwicklungen werden nun auch bereits durch den Regulator angesprochen
  • 01.02.17 – Noch einmal gutgegangen
  • Am 24.01.17 wird ein neuerliche Höchstpreis mit 164 Euro erreicht.
  • 23.01.17: Die Situation ist in Frankreich weiterhin äußerst angespannt. Durch die tiefen Temperaturen in den vergangenen Tagen, die unter dem langjährigen Mittel lagen, stand das europäische Verbundnetz in weiten Teilen unter einer sehr hohen Last.
  • 01/2017 – Kurzfristige EPM-Anforderung von Gaskraftwerk(en) (13.01.2017 ab 11:00 mit [beachtlichen] 800 MWel) ist erfolgt.
  • 01/2017 – Mögliche Kältewelle in der 3.KW könnte die französische Stromversorgung gefährden – Stromversorgung vor Kollaps – Frankreich droht der Blackout
  • 01/2017 – Der Strompreis klettert in Deutschland/Österreichs erstmals seit Februar 2012 deutlich über 100 Euro und erreicht am 16.01.17 zwischen 18-19 Uhr 125 Euro.
  • 01/2017 – Am Dienstag 17.01. erreicht der Strompreis während 13 Stunden einen Preis über 100 Euro und zwischen 17-19 Uhr einen neuen Höchststand mit 143 Euro. Siehe auch Newsletter #24
  • 04.03.16 – Schweiz: “Weitergehende Entspannung der Lage, u.a. dank günstiger Witterungsbedingungen (milde Temperaturen, überdurchschnittliche Niederschläge); «Nach dem Winter ist vor dem Winter»: Vorbereitung von
    vorbeugenden Mittelfristmassnahmen für den kommenden Winter 2016/2017; Verbleibende Risiken: Ausfall eines kritischen Betriebsmittels oder eine unerwartete, länger andauernde Kälteperiode” Quelle: Präsentation Arbeitsgruppe Winter 2015/2016
  • 26.02.16 – “EVN: Die Abrufe im ersten Quartal (Geschäftsjahr 2015/16 – Oktober bis Dezember) für die Netzstabilisierung in Österreich und in Deutschland haben die Zahl des gesamten Geschäftsjahres 2014/15 bereits deutlich übertroffen.” Quelle: www.finanzen.at
  • 02.02.16 – Energie- und Netzsituation Schweiz im Winter 2015/2016 – Die über die Feiertage beobachtete leichte Entspannung der Energie- und Netzsituation hat sich im Januar fortgesetzt. Die Netzsituation konnte mithilfe der umgesetzten Massnahmen verbessert werden. Die Entwicklung der Energie- und Netzsituation in den Monaten Februar bis April 2016 bleibt ungewiss. Eine länger andauernde Kälteperiode oder der Ausfall eines kritischen Betriebsmittels könnte erneut zu einer Verschärfung der Situation führen.
  • 22.01.16 – Hochspannung im Stromnetz – Es wird kaum eine Wind- und Solarstromproduktion in den nächsten 2 Wochen erwartet. Die Lage wird durch die deutsche Bundesnetzagentur als “besonders kritisch” bezeichnet.
  • 12/15, 01/16 – Schweiz: Wieso uns bald ein Blackout drohen kann – Der aktuelle Wasserstand in den Schweizer Speicherseen und der Ausfall von Atomkraftwerken führt zu einer angespannten Versorgungssituation in der Schweiz.
  • Alle Jahre wieder …. Muttertag … und Rekordnegativstrompreise – Negativstrompreisrekord mit -130 Euro/MWh
  • Die Austrian Power Grid verdreifacht (von 800 auf 2.400 MW) die vorgehaltene Notfallreserve für den kommenden Sommer.

Netzzeitabweichung – Unterdeckung im europäischen Stromversorgungssystem

Das europäische Verbundnetz zeichnet sich etwa dadurch aus, dass es sehr genau mit 50 Hertz betrieben wird. Dadurch war es bisher auch möglich, Uhren danach auszurichten. Die Netzfrequenz ist jedoch in den vergangenen Wochen viel zu niedrig. Wie die Grafik bzw. auch die ausführliche Analyse von  www.netzfrequenzmessung.de zeigen, besteht mittlerweile eine Abweichung von fast 6 Minuten, auch wenn diese seit 03.03. leicht rückläufig ist.

Abweichung der Netzzeit von 2011-2018, Quelle: www.netzfrequenzmessung.de

 

Abweichung der Netzzeit, Quelle:  www.netzfrequenzmessung.de

Am 03.03.2018 wurde gegen 09:39 Uhr der bisher höchste Wert mit -359 Sekunden erreicht, seitdem stagniert die Netzzeitabweichung. Es bleibt abzuwarten, wann die Netzzeit wieder komplett zurück geführt sein wird. Hier zeigt einerseits den Vorteil des Verbundnetzes, dass bei Problemen in einem Land Hilfe von anderen Ländern möglich ist. Andererseits zeigt es auch, dass Abweichungen oder Rosinenpicken bei einem Partner das gesamte Netz beeinflussen können.

Die Abweichung der Netzzeit von UTC zeigt, wie viele Schwingungen durch Frequenzabweichungen gegenüber 50,000 Hz fehlen. Bei einer Frequenz von z.B. 50,050 Hz dauert es 20 Sekunden, bis das Netz eine Schwingung voraus eilt. Nach 1000  Sekunden mit dieser Frequenz ist das Netz 50 Schwingungen voraus eilend, dies entspricht bei 50 Hz einer Sekunde.

Im bisherigen Betrieb (Juli 2011 bis 2017) traten Netzzeitabweichungen von ±160  Sekunden auf (Juni 2013). Doch seit 3. Januar 2018 sinkt die Netzzeitabweichung kontinuierlich. Die Änderung des Sollwertes für die Sekundärregelleistung am 15. Januar von 50,000 Hz auf 50,010 Hz konnte die Netzzeit noch nicht zurück führen.

Dies zeigt einerseits den Vorteil des Verbundnetzes, dass bei Problemen in einem Land Hilfe von anderen Ländern möglich ist. Andererseits zeigt es auch, dass Abweichungen bei einem Partner das gesamte Netz beeinflussen können.

Wie es derzeit scheint, liegt das Problem nicht an einem Energiemangel, sondern vielmehr an der seit Jänner scheinbar tolerierten Nichtnachbeschaffung der erforderlichen Leistung, um die Unterdeckung wieder auszugleichen und die Frequenz wieder auf 50 Hertz anzuheben. Das war bisher ein No-Go und wird nun anscheinend toleriert. Vor allem, weil das Problem schon seit Wochen besteht. Das System verkraftet das schon, aber es zeigt auch, dass man zunehmend mehr bereit ist, die Grenzen auszutesten, wobei niemand den Kipppunkt kennt. Und das ist bedenklich.

Update 0703.18:Die ENTSO-E hat in einer Pressemitteilung vom 06.03.02018 weitere Details bekannt gegeben. Der Verbundnetzpartner, welcher seit längerem systematische Fahrplanabweichungen hat und zu wenig Regelleistung einspeist ist SMM (Serbien, Montenegro und Mazedonien). Speziell der Bereich Serbien und Kosovo wurden als Verursacher genannt.

Laut ENTSO-E habe sich mittlerweile ein Energiedefizit von 113 GWh angesammelt. Wer für die Kosten der nicht eingespeisten, aber bezogenen Energie aufkommen muss, werde noch geklärt. Kurzfristig haben die Anbieter von Primärregelleistung dies automatisch ausgeglichen, damit die Frequenz gehalten wird.

Update 08.03.18: Österreichs E-Control-Vorstand Andreas Eigenbauer alarmiert die an sich recht harmlose Frequenzstörung aus anderen Gründen: Er sieht sie als “Indikator, wie knapp man an die Grenzen herangeht”. Manche Staaten würden offenbar hart an den Grenzen fahren.  Quelle: Der Standard

Update 10.03.18: Obwohl eine Entspannung angekündigt wurde, wurde am 10.03. erstmals eine Netzzeitabweichung von 6 Minuten unterschritten.

Update 14.03.18: Neuer Rekord

Update 22.03.18: “Nur mehr” 5 Minuten Abweichung

Update 03.04.18: Frequency deviations – Continental European TSOs have restored the situation to normal – Following frequency deviations that affected the Continental Europe Power System between mid-January and beginning of March, the Continental Europe transmission system operators carried out a collective compensation programme to restore the situation back to normal. Quelle: ENTSO-E

Freuquenzsprünge durch den Stromhandel

Beachtlich waren auch wieder die Freuquenzsprünge durch den Stromhandel, wo anscheinend zum Stundenwechsel abrupt Leistungen vom Netz gehen, damit es zu solchen Einbrüchen kommen kann. Diese Einbrüche sind nicht nur während der Kältewelle zu beobachten. Hier aber scheinend noch heftiger, also sonst.

Quelle: www.netzfrequenz.info, 01.03.18, 18:37 Uhr

 

Quelle: www.netzfrequenz.info, 28.02.18, 22:02 Uhr

Siehe auch ältere Meldung: Kurzfristiger Frequenzeinbruch am 26.04.2016

 

Hohe Erzeugung aus Erneuerbaren Energien während der Kältewelle

[Nachdem es derzeit sehr viele Zugriffe vom www.feuerwehr-forum.de gibt, hier auch der Hinweis speziell für die Feuerwehren: Blackout-Kurzinformation für Feuerwehren bzw. die aktuellen Artikeln für Feuerwehrzeitungen: Stromausfall: Wie kann sich eine Feuerwehr auf einen lang anhaltenden Stromausfall, einen Blackout, vorbereiten? und Blackout – Das unterschätzte Katastrophenszenario – Teil 1 und 2; Bitte gerne auch in Eurem Forum posten.]

Die Kältewelle wurde vordergründig wieder einmal erfolgreich gemeistert. Aber scheinbar nicht ohne Nebenwirkungen bzw. wieder mit etwas Glück. So gab es in dieser Woche wieder eine erhebliche Windstromproduktion mit sogar zwei Spitzenwerten über 55 GW Strom aus Erneuerbaren Energien, was sich erheblich auf die verfügbare Strommenge ausgewirkt hat.

Zum Vergleich dazu die Woche davor zeigt, dass fast nur die Hälfte aus EE produziert wurde.

Strompreis 01.12.16 – 03.01.18

Strompreis 2017

Ende Oktober/Anfang November war eine ungewöhnlich hohe Varianz zu beobachten, die von -83 Euro (29.10.) bis 120 Euro (08.11.) reicht. In Frankreich wurden in den Abendstunden sogar 195 Euro erreicht.

Quelle: www.eex.com – Strompreis Day Base 11.11.16. bis 11.11.17

Strompreisdifferenz am 05.10.17 – DEU/AUT – CHE – FRA

Obwohl alle Länder im gleichen Stromversorgungssystem sind, kam es etwa am 05.10.17 zu erheblichen Differenzen zwischen DEU/AUT und CHE bzw. FRA. 

Dabei ist die aktuelle Windstromproduktion gar nicht noch so hoch, aber durchaus sehr volatil.

13.09. – 17.09.17 – Differenz Windstromproduktion

Die Windstromproduktion (Onshore) wies in den letzten Tagen in Deutschland wieder eine enorme Varianz auf. Während am 13. September fast die Hälfte des deutschen Stromverbrauchs durch die Windstromproduktion gedeckt werden konnte, waren es 4 Tage später de facto null Prozent.

Vergleich Laufwasserkraftwerk-Stromproduktion AUT 2015-2017

Datenquelle: APG

Während 2015 (blau) die Varianz (Abweichung) bei der Stromproduktion relativ klein war, ist diese im 2. Quartal 2017 (rot) erheblich angestiegen, was auf steigende Netzeingriffe hindeutet. Bei der Stromproduktion wird aktuell das Niveau von 2015 erreicht, jedoch deutlich unter 2016 (grün).

24.07.17 – Es geht heiß her

Am 24.07. wurde fast den ganzen Tag in Österreich der Markthandel ausgesetzt, um die Systemsicherheit aufrecht zu erhalten. Um Mitternach kam es dann wieder zu einer Rekordabweichung bei der Windstromproduktion. Statt der prognostizierten 980 MW wurden fast 2.160 MW erzeugt. Dafür mussten andere Kraftwerke mit einer Leistung von 1.180 MW (zum Vergleich, das Flusskraftwerk Wien-Freudenau hat eine max. Leistung von 172 MW) ihr Produktion drosseln bzw. vom Netz gehen. Bei einer gleichzeitigen Last von nur 6.000 MW keine einfache Angelegenheit, die Balance aufrecht zu erhalten. Vor alle, da eine Stunde später nur mehr 690 MW Differenz vorhanden waren und daher Kraftwerke wieder rasch zugeschaltet werden mussten. Danke an die Mannschaft in der Leitwarte der APG, dass wieder alles gut gegangen ist!

Differenz am 24.07.17

Differenz am 28.07.17 nochmals höher

Hitzewelle und niedrige Pegelstände

Ein Problem, das sich in den kommenden Wochen verschärfen könnte, sind die niedrigen Wasserstände in den Flüssen und mögliche weitere Hitzewellen. Einerseits sinkt damit im Alpenraum die verfügbare Stromerzeugungskapazität aus Wasserkraftwerken und zum anderen führt die dadurch raschere Erwärmung des Wassers zu einer Abnahme der Kühlfähigkeit bei thermischen und nuklearen Kraftwerksblöcken. 2015 stand dadurch etwa Polen knapp vor dem Kollaps und damit wohl auch das restliche europäische Verbundsystem. In französischen Nuklearanlagen kommt es dadurch auch immer wieder zu Problemen. (Siehe auch: Trockenheit gefährdet Stromversorgung)

Neuer Spitzenwert aus regenerativer Erzeugung in Deutschland

Am 07. Juni 2017 wurde um 13 Uhr in Deutschland gleich viel Strom aus erneuerbaren Energien erzeugt, wie am Sonntag davor in ganz Deutschland verbraucht wurde. Zu anderen Zeiten wiederum wird nur ein Bruchteil des Verbrauchs produziert, was durch andere Kraftwerke kompensiert werden muss, die meist nicht so flexibel sind, wie die volatile Erzeugung. Am Abend des 07. Juni kam es etwa in Österreich zu einer massiven Abweichung zwischen prognostizierter und tatsächlicher Windstromproduktion von 945 MW, was nur durch den kurzfristigen Einsatz von mehreren Gaskraftwerken kompensiert werden konnte. Am 10. Juni wiederum mussten 1.126 MW wegen des kurzfristigen Überschusses abgeregelt werden.

Im europäischen Stromversorgungssystem muss jedoch zu jedem Augenblick die Balance zwischen Erzeugung und Verbrauch sichergestellt werden. Ansonsten kommt es zum Kollaps. Wir reden daher längst nicht nur um ein Problem im vergangenem Winter, sondern um eine Zuspitzung, die laufend fortschreitet.

Und es geht längst nicht nur um den sicher auch erforderlichen Übertragungsnetzausbau, sondern um einen kompletten Systemumbau in ein Energiezellensystem, damit diese Entwicklungen beherrschbar bleiben. Denn das Thema Energiebevorratung kommt nach wie vor kaum vor, ohne die eine Energiewende zu Erneuerbaren Energien nicht funktionieren kann. Aber offensichtlich werden wir das erst glauben, wenn es zu spät ist.

Stromproduktion DEU 02.-09.06.17

Differenz AUT am 07.06.17 – kurzfristige fehlende Produktion aus Windstrom

Differenz AUT am 10.06.17 – kurzfristiger Leistungsüberschuss durch Mehrproduktion aus Windstrom

Speichersituation in Österreich

Speicherinhalte zum Monatsletzten (Quelle: E-Control)

Der Speicherstand hat sich wieder normalisiert und ist nun Ende März wieder über den bisherigen Tiefststand.

Situation in der Schweiz

27.01.17: Für die Schweiz besteht trotz der Kältewelle und der angespannten Versorgungssituation in Europa zurzeit keine Gefahr eines Versorgungsengpasses. Etwaige fehlende Bandenergie könnte – sofern im Ausland verfügbar – importiert werden. Auch wenn die Energie nicht importiert werden kann, sind derzeit genug Reserven in den Speicherkraftwerken um die Last selbst zu decken. Allerdings kann das derzeit hohe Niveau der Speicherproduktion nur noch beschränkt anhalten – aufgrund des bereits stark reduzierten Füllungsgrad der Speicherseen. (Quelle: swissgrid)

02.02.17: Der Füllstand der Speicherseen hat bereits per 16. Januar 2017 einen neuen saisonalen Tiefst-Stand erreicht mit einer Differenz zum Median von derzeit ca. 1.3 TWh.

24.04.17: Nach einer zwischenzeitlichen Entspannung ist nun doch wieder ein Negativtrend eingetreten.

Angespannte Versorgungssituation in Europa durch Kältewelle Jänner 2017

Quelle: APG

EEX Strompreis 01.01.12 – 01.05.17 Base (0-23 Uhr)

EEX Strompreis 01.01.12 – 01.05.17 Peake (8-20 Uhr)

Negativ- bzw. Hochpreise 1. und 2. Quartal 2017

Vergleich Strompreise 1.HJ 2015

Strompreisspitzenwerte in Frankreich im November 2016

“Der französische Stromhandel steht weiter unter extremer Anspannung. So wurden für die Frontwoche am Donnerstag außerbörslich astronomische 275 Euro je Megawattstunde im Base bezahlt, und der Dezember legte kräftig um 21 Euro auf 136 Euro zu. Die neuerlichen Turbulenzen gingen auf Verschiebungen beim Wiederhochfahren von Kernkraftwerken zurück. Nach Angaben des Betreibers EDF verzögert sich die Rückkehr von fünf Atommeilern bis Jahresende. Die hohen Preise in Frankreich hinterlassen tiefe Spuren am deutschösterreichischen Markt. Vor allem der Dezember und der Januar legten kräftig zu. Eigentlich sei aber kaum zu erklären, warum die französischen Engpässe hierzulande so stark durchschlagen, meinte ein Händler.” Quelle: TRADENEWS ENERGY, 04.11.16

Am 7., 8. und 14. November kostete die MWh zwischen 18 und 19 Uhr sogar rund 850 Euro oder das mehr als 20-fache vom Tagestief!

Quelle: www.eex.com

Quelle: www.eex.com

Auch das ist noch relativ, wenn man auf den 19.10.2009 zurückschaut, wo der max. mögliche Preis pro MWh von 3.000 Euro zwischen 8 und 12 Uhr bezahlt werden musste. Der letzte “Höhepunkt” wurde am 09.02.2012 erreicht, wo die MWh  zwischen 10 und 11 Uhr fast 2.000 Euro erziehlte. Im Durchschnitt sieht das dann über die Jahre so aus:

strompreisentwicklung-seit-2009

Strompreisentwicklung Deutschland-Österreich 08.11.15 – 08.11.16

Strom aus EE in Deutschland im November 2015/2016

Eine Differenz von bis zu 33 GW im Jahresvergleich ist beachtlich.

15-16-11-ee-deu

Netzeingriffe im Juli und August 2016

Wie die Entwicklungen beim ostdeutschen Übertragungsnetzbetreiber 50-Hertz zeigen, sind die erforderlichen Netzeingriffe im Juli und August (wie auch im September) im Vergleich zum Vorjahr massiv gesunken. Damit ist erstmals eine Trendumkehr festzustellen. Über die Ursache ist derzeit nichts konkretes bekannt, es dürfte aber mit der überschaubaren Stromproduktionsmenge aus EE-Anlagen (Wetter!) zusammenhängen.

DEU Markteingriffe 05-07-16 §13-1

DEU Markteingriffe 05-07-16 §13-2

EE Erzeugung Juli

16-08 - EE DEZ

 

Mai – Juni 2016 – Deutschland

160501-160623 - DEU

Mai 2016

Am 08. Mai 2016 wurde der bisher zweitniedrigste (Negativ-) Strompreis im Deutsch-Österreichischen Strommarkt mit -130 Euro erreicht. Der bisherige Spitzenwert wurde am 25.12.12 mit -221,99 Euro erzielt. Details siehe unter Alle Jahre wieder – Muttertag – und Rekordnegativstrompreise.

Darüber hinaus zeichnen sich die ersten Maitage durch eine sehr hohe Differenz zwischen der Prognose und der tatsächlichen Produktion aus, was eine enorme Herausforderung für die Netzsteuerung darstellt. Während es am 06. Mai “kaum” (~2 GW) Abweichungen gab, stellte sich das etwa am 07., 09. und 10. Mai völlig konträr dar. So entspricht etwa die Abweichung am 09. Mai von bis zu über 7 GW – in diesem Fall als ungeplante Überproduktion – etwa dem Verbrauch von Österreich oder dem Equivalent von rund 7 Atomkraftwerken.

160506 - Differenz

160506 - Differenz GW

 

160507 - Differenz 160507 - Differenz MW

 


160509 - Differenz GW

Vergleich Wind- und Sonnenstromproduktion (DEU) März 2015-2016

Vergleich 03-2015-16

Februar 2016 – sehr volatil

Während es seit 12. Februar mehrere Tage mit 1-2 GW an Windstrom gab, waren es noch am 9. Februar fast 37 GW. Zum Vergleich, ein durchschnittliches Atomkraftwerk kann rund 1 GW, das Kraftwerk Wien-Freudenau max. 0,172 GW erzeugen.

160212-160220 - Stromerzeugung und Stromverbrauch

160120-160220 - Stromerzeugung und Stromverbrauch

Hochspannung im Stromnetz – oder doch nicht

Die Meldung Hochspannung im Stromnetz vom 21.01.16 im Handelsblatt: “Es wird kaum eine Wind- und Solarstromproduktion in den nächsten 2 Wochen erwartet. Die Lage wird durch die deutsche Bundesnetzagentur als “besonders kritisch” bezeichnet.” hat sich überhaupt nicht bestätigt – zum Glück. Während am 21.01. die deutsche Windstromproduktion tatsächlich nur rund 1,5 GW betrug, wurden am 01.02. über 36 GW Strom aus Wind produziert (das 24-fache!!), was wohl gleichzeitig ein neuer Rekord war. Am 29.01. wurden zudem um 12 Uhr über 42 GW Wind & PV-Strom erzeugt – bei gleichzeitig 79 GW Verbrauch. Daher waren diese beiden Wochen weit von einem wirklich Worst-Case-Szenario – zumindest in die eine Richtung – entfernt. Dieses Beispiel zeigt aber auch die sehr schwere Vorausschau- und Planbarkeit auf.

Stromerzeugung und Stromverbrauch

160109-160209 - Stromerzeugung

Strompreis, Stromerzeugung und Stromverbrauch

160109-160209 - Strompreis, Stromerzeugung und Stromverbrauch

Quelle: www.agora-energiewende.de

Strompreis 01.-22. Jänner 2015/2016 – Deutschland/Österreich

Ein möglicher Indikator für die Situation im Stromnetz ist auch der Strompreis. Wobei zu berücksichtigen ist, dass die Preise seit Monaten kontinuierlich sinken. In wie weit der Strom noch kostendeckend produziert werden kann, ist fraglich. Siehe dazu unter Negativstrompreistage/Stromgestehungskosten.

Strompreis 2015

150101-150122 - Strompreis

Strompreis 2016

160101-160122 - Strompreis

Windsituation 01.-22. Jänner 2015/2016 – Deutschland

Windsituation 2015; Quelle: www.agora-energiewende.de – siehe auch Wintersturm „Elon“ und „Felix“

150101-150118 - Stromerzeugung und Stromverbrauch

Windsituation 2016

160101-160118 - Stromerzeugung und Stromverbrauch

Windsituation 10.-14. Jänner 2016 – Österreich

Während die Weihnachtszeit und Anfang Jänner 2016 relativ ruhig, vor allem was die Windstromproduktion betrifft, verlaufen ist, führt der aktuelle Sturm wohl zu einigen Herausforderungen in der Netzsteuerung. Die grünen Linien stellen die Ist-Produktion und die grauen die Prognose vom Vortrag vor (Quelle: APG). Hohe Abweichungen belasten die Infrastruktur und fordern die Netzsteuerung, da dafür Kraftwerke zu- bzw. weggeschaltet werden müssen. Diese sind jedoch meist nicht so flexibel und benötigen Anfahr- bzw. Abfahrrampen, damit es zu keinen Schäden an den Anlagen kommt. Zusätzlich kommen betriebswirtschaftliche Eigeninteressen zu tragen. Als Vergleichsgröße dient die (theoretische – siehe Wassermangel setzt Kraftwerken zu) Produktionskapazität des Flusskraftwerkes Wien-Freudenau mit 172 MW.

Die Winstromproduktion in Deutschland mit bisher rund 10-20 GW im Jahr 2016 liegt auch weit unter den am 22.12.15 erreichten 32 GW, was sich deutlich positiv auswirkt. So gab es etwa im Vergleichszeitraum 2015 bereits erhebliche Negativstrompreise, was auch am Wintersturm “Elon” und “Felix” lag.

160113 - Werte der Windenergieeinspeisung (13.01.2016)

160112 - Werte der Windenergieeinspeisung (12.01.2016)

Hier gab es doch Differenzen von bis zu knapp einem GW – was etwa fast 6x der Leistung von Freudenau oder der halben Donaukette entspricht!

160111 - Werte der Windenergieeinspeisung (11.01.2016)

Auch hier Abweichungen von bis zu 700 MW.

160110 - Werte der Windenergieeinspeisung (10.01.2016)

 

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  1. […] Vor Kurzem war das Wort »Netzstabilität« den meisten Menschen in Deutschland noch ziemlich unbekannt; zumindest klang es abstrakt. Lief unser Stromnetz nicht unauffällig und selbstverständlich? Der Strom kommt aus der Steckdose, überall, zu jeder Zeit und so stabil, dass kein Birnchen flackert. Allerdings geisterte Anfang März 2018 das Wort »Netzstabilität« dann doch plötzlich recht häufig durch die Medien. Zum ersten Mal nach langer Zeit hatten die Menschen in Europa eine Ahnung davon bekommen, was es bedeutet, wenn es im Stromnetz mal nicht rundläuft. Dabei gab es nicht einmal einen großen Knall, keinen Stromausfall: Nur die Uhren an Küchenradios, Elektroherden und Radioweckern hatten seit Jahresbeginn begonnen, etwas langsamer zu ticken. Jeden Tag verspäteten sie sich um ein paar Sekunden, bis die Uhren schließlich Anfang März rund sechs Minuten nachgingen. So merkwürdig wie diese scheinbare Verlangsamung der Zeit erschien die Ursache für die Verspätung: ein Streit zwischen Kosovo und Serbien, der sich um Stromlieferungen drehte. »Dieser Fall macht deutlich, wie empfindlich das Stromnetz reagieren kann, wenn es Abweichungen vom Normalzustand gibt« – [Siehe Netzzeitabweichung – Unterdeckung im europäischen Stromversorgungssystem] […]

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