Stromerzeugung in Deutschland
Die Stromerzeugung in Deutschland ist Teil der deutschen Energiewirtschaft.
Geschichte[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Der Beginn der Stromerzeugung geht auf das Ende des 19. Jahrhunderts zurück, als die ersten Kohlekraftwerke in Betrieb genommen wurden.
Entwicklung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Die Bruttostromerzeugung in Deutschland hat sich wie folgt entwickelt:[1][2]
| Jahr | Bruttostromerzeugung |
|---|---|
| 1900 | 0,2 TWh |
| 1905 | 0,7 TWh |
| 1910 | 1,6 TWh |
| 1915 | 3,2 TWh |
| 1920 | 6,0 TWh |
| 1925 | 12,4 TWh |
| 1930 | 17,2 TWh |
| 1935 | 20,9 TWh |
| 1940 | 35,4 TWh |
| 1945 | 17,8 TWh |
| 1950 | 44,5 TWh |
| 1955 | 76,5 TWh |
| 1960 | 119,0 TWh |
| 1965 | 172,3 TWh |
| 1970 | 242,6 TWh |
| 1975 | 301,8 TWh |
| 1980 | 467,6 TWh |
| 1985 | 522,5 TWh |
| 1990 | 549,9 TWh |
| 1995 | 536,8 TWh |
| 2000 | 572,3 TWh |
| 2005 | 613,4 TWh |
| 2010 | 624,6 TWh |
| 2015 | 640,6 TWh |
| 2020 | 567,3 TWh |
| 2021 | 581,4 TWh |
| 2022 | 581,3 TWh |
Energieträger[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Im Jahr 2021 wurde Strom in Deutschland mit einem Anteil von 28,1 % mit Kohle erzeugt (36 % im Jahr 2018, 23,7 % 2020). Der Anteil erneuerbarer Energien stieg von 2003 bis 2020 stetig an[3], hauptsächlich von dem Ausbau der Windenergie getragen; er lag 2020 bei 44,9 % und damit deutlich über dem von Kohle. Ziel der Energiewende in Deutschland ist es, bis 2030 den Anteil der erneuerbaren Energien am Stromverbrauch auf 80 % zu steigern[4].
Im Jahr 2023 wurde 59,7 % des Stroms aus erneuerbaren Energien erzeugt.[5] Davon entfielen 32 Prozentpunkte auf Windenergie, 12 Prozentpunkte auf Solarstrom, 9,7 Prozentpunkte auf Biomasse und 4,5 Prozentpunkte auf Wasserkraft und 1,5 Prozentpunkte auf andere erneuerbare Energien.[5]
Die Kernenergie in Deutschland erreichte zeitweise einen Anteil von bis zu 30 % der Stromerzeugung in Deutschland. Im Zuge des Atomausstiegs wurden im April 2023 die letzten drei Kernkraftwerke in Deutschland abgeschaltet.
Die Photovoltaik in Deutschland hat einen wachsenden Anteil an der Stromerzeugung. Ende 2023 waren Solarmodule mit einer Nennleistung von 81,7 Gigawatt installiert.[6]
Auch die Windenergie in Deutschland hat einen wachsenden Anteil an der Stromerzeugung. Deutschland hatte bis Ende des Jahres 2007 mit 22.247 MW die höchste installierte Leistung weltweit installiert, 2008 wurde es von den USA und 2010 von China übertroffen. Ende 2014 waren in Deutschland 38.215 MW Onshore-Windkraft installiert, mit einem Zuwachs von 4.665 MW Neuinstallation allein im Jahr 2014. Offshore waren 1044 MW installiert, davon 523 MW neu ins Netz genommen.[7] Bis Ende 2017 wuchs die installierte Leistung auf 55.876 MW an.[8]
Der Ausstieg aus der Kohleverstromung in Deutschland bis zum Jahr 2038 wurde im Juli 2020 im Deutschen Bundestag beschlossen.
Während die erneuerbare Energie fast ausnahmslos in Deutschland erzeugt wird (Selbstversorgungsgrad 99,2 %), besteht bei fossiler Energie teilweise eine hohe Abhängigkeit von Importen, insbesondere von Steinkohle, Erdgas und Erdöl.[9]
| Energieträger | 2022[10] | 2021[10] | 2020[10] | 2019[10] | 2018[11] | 2017[12] | 2016[13] | 2015[14] | 2014[15] | 2013[16] | 2012[17] | 2011[18] |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Erneuerbare Energien | 44 % | 40 % | 44 % | 40 % | 35 % | 33 % | 29 % | 30 % | 26 % | 24 % | 22 % | 20 % |
| davon Windkraft | 22 % | 20 % | 23 % | 21 % | 18 % | 16 % | 12 % | 14 % | 9 % | 9 % | 7 % | 8 % |
| davon Photovoltaik | 11 % | 8 % | 9 % | 7 % | 7 % | 6 % | 6 % | 6 % | 6 % | 5 % | 5 % | 3 % |
| davon Biomasse | 8 % | 8 % | 8 % | 7 % | 7 % | 7 % | 7 % | 7 % | 7 % | 7 % | 6 % | 5 % |
| davon Wasserkraft | 3 % | 3 % | 3 % | 3 % | 3 % | 3 % | 3 % | 3 % | 3 % | 3 % | 3 % | 3 % |
| davon Hausmüll | 1 % | 1 % | 1 % | 1 % | 1 % | 1 % | 1 % | 1 % | 1 % | 1 % | 1 % | 1 % |
| Braunkohle | 20 % | 19 % | 16 % | 19 % | 23 % | 23 % | 23 % | 24 % | 25 % | 26 % | 26 % | 25 % |
| Steinkohle | 11 % | 9 % | 7 % | 10 % | 13 % | 14 % | 17 % | 18 % | 18 % | 19 % | 19 % | 19 % |
| Erdgas | 14 % | 15 % | 17 % | 15 % | 13 % | 13 % | 12 % | 9 % | 10 % | 11 % | 11 % | 14 % |
| Kernenergie | 6 % | 12 % | 11 % | 12 % | 12 % | 12 % | 13 % | 14 % | 16 % | 15 % | 16 % | 18 % |
| Sonstige | 4 % | 3 % | 4 % | 4 % | 5 % | 5 % | 5 % | 5 % | 5 % | 5 % | 6 % | 5 % |
| Brutto-Gesamterzeugung | 571 TWh | 582 TWh | 568 TWh | 602 TWh | 649 TWh | 654 TWh | 648 TWh | 652 TWh | 614 TWh | 631 TWh | 618 TWh | 615 TWh |
Bruttostromerzeugung nach Energieträgern[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Die Bruttostromerzeugung nach Energieträgern in Deutschland für die Jahre 1990, 2000 und 2009 bis 2021 ist in den beiden folgenden Tabellen aufgeführt. Im Jahr 2021 lag die Bruttostromerzeugung nach vorläufigen Zahlen bei 588,1 TWh inkl. Pumpstromerzeugung (PSE) 5,2 TWh (582,9 TWh ohne PSE). Erneuerbare Energien 233,6 TWh, fossile Energieträger etwa 259,4 TWh, und die Kernenergie 69,1 TWh. Sonstige wie Pumpspeicher, Hausmüll und Industrieabfall stellten weitere 26,0 TWh bereit. Den größten Anteil an der elektrischen Energieerzeugung hatte die Windenergie mit einer Erzeugung von 113,9 TWh, gefolgt von Braunkohle (110,3 TWh), Erdgas (89,7 TWh), Kernenergie (69,1 TWh) und Steinkohle (54,7 TWh).[19] Im Jahr 2021 betrugen die hochgerechneten Kohlenstoffdioxidemissionen betrugen nach Umweltbundesamt 420 g/kWh. 2019, dem letzten Jahr, für das zu diesem Zeitpunkte reale Werte vorliegen, waren es 411 g/kWh.[20]
| Energieträger | 1990 | 2000 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022[22] | 2023[21] |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Braunkohle | 170,9 | 148,3 | 145,6 | 145,9 | 150,1 | 160,7 | 160,9 | 155,8 | 154,5 | 149,5 | 148,4 | 145,6 | 114,0 | 91,7 | 110,1 | 116,2 | 87,5 |
| Steinkohle | 140,8 | 143,1 | 107,9 | 117,0 | 112,4 | 116,4 | 127,3 | 118,6 | 117,7 | 112,2 | 92,9 | 82,6 | 57,5 | 42,8 | 54,6 | 63,7 | 44,1 |
| Kernenergie | 152,5 | 169,6 | 134,9 | 140,6 | 108,0 | 99,5 | 97,3 | 97,1 | 91,8 | 84,6 | 76,3 | 76,0 | 75,1 | 64,4 | 69,1 | 34,7 | 7,2 |
| Erdgas | 35,9 | 49,2 | 80,9 | 88,8 | 85,7 | 75,9 | 67,0 | 60,6 | 61,5 | 80,6 | 86,0 | 81,6 | 89,9 | 94,7 | 90,3 | 79,0 | 80,0 |
| Mineralölprodukte | 10,8 | 5,9 | 10,1 | 8,6 | 7,0 | 7,5 | 7,0 | 5,5 | 6,1 | 5,7 | 5,5 | 5,1 | 4,8 | 4,7 | 4,6 | 5,7 | 4,9 |
| Windenergie onshore | k. A. | 9,5 | 39,5 | 38,4 | 49,3 | 50,9 | 51,8 | 57,0 | 72,3 | 67,7 | 88,0 | 90,5 | 101,2 | 104,8 | 90,3 | 99,7 | 114,2 |
| Windenergie offshore | k. A. | 0,0 | 0,0 | 0,2 | 0,6 | 0,7 | 0,9 | 1,5 | 8,3 | 12,3 | 17,7 | 19,5 | 24,7 | 27,3 | 24,4 | 25,1 | 23,6 |
| Wasserkraft | 19,7 | 24,9 | 19,0 | 21,0 | 17,7 | 21,8 | 23,0 | 19,6 | 19,0 | 20,5 | 20,2 | 18,1 | 20,1 | 18,7 | 19,7 | 17,6 | 19,5 |
| Biomasse | k. A. | 1,6 | 26,5 | 29,2 | 32,1 | 38,3 | 40,1 | 42,2 | 44,6 | 45,0 | 45,0 | 44,6 | 44,3 | 45,1 | 44,3 | 46,1 | 43,8 |
| Photovoltaik | k. A. | 0,0 | 1,6 | 12,0 | 20,0 | 26,7 | 30,6 | 35,4 | 38,1 | 37,6 | 38,8 | 44,3 | 45,2 | 49,5 | 49,3 | 60,3 | 61,1 |
| Hausmüll(2) | k. A. | 1,8 | 4,3 | 4,7 | 4,8 | 5,0 | 5,4 | 6,1 | 5,8 | 5,9 | 6,0 | 6,2 | 5,8 | 5,8 | 5,8 | 5,6 | 5,5 |
| Übrige Energieträger | 19,3 | 22,6 | 21,2 | 26,5 | 25,4 | 25,5 | 26,2 | 27,0 | 27,3 | 27,3 | 27,5 | 27,3 | 25,4 | 24,8 | 24,5 | 23,8 | 23,1 |
| davon PSE | k. A. | 4,5 | 4,6 | 6,4 | 5,8 | 6,1 | 5,8 | 5,9 | 5,9 | 5,6 | 6,0 | 6,7 | 5,9 | 6,6 | 5,3 | 6,0 | 5,8 |
| Summe | 549,9 | 576,6 | 596,5 | 632,7 | 612,9 | 628,9 | 637,6 | 626,5 | 647,0 | 649,1 | 652,3 | 641,4 | 608,2 | 574,7 | 587,1 | 577,9 | 514,6 |
| davon regenerativ erzeugt | 19,7 | 37,9 | 96,0 | 105,4 | 124,4 | 143,4 | 151,9 | 161,9 | 188,1 | 189,1 | 215,7 | 223,3 | 241,6 | 251,5 | 233,9 | 254,7 | 267,8 |
| Energieträger | 1990 | 2000 | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 | 2013 | 2014 | 2015 | 2016 | 2017 | 2018 | 2019 | 2020 | 2021 | 2022[22] | 2023[21] |
|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|---|
| Braunkohle | 31,1 % | 25,7 % | 24,4 % | 23,0 % | 24,5 % | 25,5 % | 25,2 % | 24,8 % | 23,8 % | 23,0 % | 22,7 % | 22,5 % | 18,6 % | 16,0 % | 18,8 % | 20,1 % | 17,0 % |
| Steinkohle | 25,6 % | 24,8 % | 18,1 % | 18,5 % | 18,3 % | 18,5 % | 19,5 % | 18,9 % | 18,2 % | 17,2 % | 14,2 % | 12,9 % | 9,4 % | 7,4 % | 9,3 % | 11,2 % | 8,6 % |
| Kernenergie | 27,7 % | 29,5 % | 22,6 % | 22,2 % | 17,6 % | 15,8 % | 15,2 % | 15,5 % | 14,2 % | 13,0 % | 11,7 % | 11,8 % | 12,3 % | 11,2 % | 11,8 % | 6,0 % | 1,4 % |
| Erdgas | 6,5 % | 8,5 % | 13,6 % | 14,1 % | 14,0 % | 12,1 % | 10,6 % | 9,7 % | 9,6 % | 12,5 % | 13,3 % | 12,9 % | 14,9 % | 16,0 % | 15,4 % | 13,8 % | 15,5 % |
| Mineralölprodukte | 2,0 % | 1,0 % | 1,7 % | 1,4 % | 1,2 % | 1,2 % | 1,1 % | 0,9 % | 1,0 % | 0,9 % | 0,9 % | 0,8 % | 0,8 % | 0,7 % | 0,8 % | 0,8 % | 1,0 % |
| Windenergie onshore | k. A. | 1,6 % | 6,6 % | 6,1 % | 8,1 % | 8,2 % | 8,1 % | 9,1 % | 11,1 % | 10,4 % | 13,4 % | 14,3 % | 16,5 % | 18,7 % | 15,9 % | 17,5 % | 22,2 % |
| Windenergie offshore | k. A. | 0,0 % | 0,0 % | 0,0 % | 0,1 % | 0,1 % | 0,1 % | 0,2 % | 1,3 % | 1,9 % | 2,7 % | 3,0 % | 4,0 % | 4,8 % | 4,2 % | 4,3 % | 4,6 % |
| Wasserkraft | 3,6 % | 4,3 % | 3,2 % | 3,3 % | 2,9 % | 3,5 % | 3,6 % | 3,1 % | 2,9 % | 3,2 % | 3,1 % | 2,6 % | 3,3 % | 3,3 % | 3,4 % | 3,0 % | 3,8 % |
| Biomasse | k. A. | 0,3 % | 4,4 % | 4,6 % | 5,2 % | 6,1 % | 6,3 % | 6,7 % | 6,9 % | 6,9 % | 6,9 % | 7,1 % | 7,3 % | 7,7 % | 7,5 % | 7,7 % | 8,5 % |
| Photovoltaik | k. A. | 0,0 % | 1,1 % | 1,8 % | 3,2 % | 4,2 % | 4,9 % | 5,8 % | 6,0 % | 5,9 % | 6,0 % | 7,1 % | 7,8 % | 8,9 % | 8,4 % | 10,5 % | 11,9 % |
| Hausmüll(2) | k. A. | 0,3 % | 0,7 % | 0,7 % | 0,8 % | 0,8 % | 0,8 % | 1,0 % | 0,9 % | 0,9 % | 0,9 % | 1,0 % | 0,9 % | 1,0 % | 1,0 % | 1,0 % | 1,1 % |
| Übrige Energieträger | 3,5 % | 3,9 % | 3,5 % | 4,1 % | 4,2 % | 4,1 % | 4,1 % | 4,3 % | 4,1 % | 4,2 % | 4,1 % | 4,1 % | 4,2 % | 4,3 % | 4,2 % | 4,1 % | 4,5 % |
| Summe | 100 % | 100 % | 100 % | 100 % | 100 % | 100 % | 100 % | 100 % | 100 % | 100 % | 100 % | 100 % | 100 % | 100 % | 100 % | 100,0 % | 100 % |
| regenerativer Anteil | 3,6 % | 6,6 % | 16,1 % | 16,7 % | 20,2 % | 22,8 % | 23,9 % | 25,9 % | 29,1 % | 29,2 % | 33,1 % | 35,0 % | 39,9 % | 44,4 % | 40,5 % | 44,0 % | 52,0 % |
Hiervon zu unterscheiden ist der Strommix der einzelnen Versorgungsunternehmen, der durch Strombezug aus dem Ausland deutlich vom deutschen Erzeugungsmix abweichen kann. Dies gilt auch für den durchschnittlichen Strommix deutscher Versorger.
Einsatz deutscher Kraftwerke[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Der tatsächliche Einsatz von Kraftwerken hängt nicht nur von verfügbaren Flexibilitäten, sondern auch sehr stark von wirtschaftlichen Anreizen im Rahmen des Marktdesigns der Energiewirtschaft ab.
Die Einspeisung europäischer Kraftwerke kann auf der Transparenzplattform[23] der europäischen Übertragungsnetzbetreiber (ENTSO-E) öffentlich eingesehen werden. Auch Lastdaten sind dort verfügbar.
Fluktuierende Erzeugung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Als fluktuierende Erzeugung bezeichnet man Erzeugungsanlagen, die dargebotsabhängig, d. h. zum Beispiel in Abhängigkeit von Windaufkommen und Solareinspeisung einspeisen und wenig oder keine Möglichkeit haben, die Stromeinspeisung in Abhängigkeit vom Strombedarf zu regeln. Die Rahmenbedingungen in Europa bieten weiterhin nur wenig Anreiz für Erneuerbare, ihre wenigen vorhandenen Flexibilitäten zu nutzen. Im Allgemeinen speisen somit die Erneuerbaren dargebotsabhängig ein. Der konventionelle Kraftwerkspark hat dann die Aufgabe, die Residuallast zu decken.
Die obige Grafik zeigt die Last, das Einspeiseverhalten von Wind und Solar und die daraus resultierende Residuallast in Deutschland und Luxemburg beispielhaft im Januar 2024.[23] In diesem Zeitraum zeigt die Residuallast immer noch einen Maximalwert von ca. 66 GW, nur ca. 13 % weniger als die ursprüngliche Maximallast von ca. 76 GW. Dagegen ist die Minimallast von ca. 36 GW auf ca. 1 GW gesunken, so dass praktisch keine Grundlast verbleibt.[23] Die Deckung der Residuallast stellt somit hohe Anforderungen an die Flexibilität des restlichen Kraftwerksparks.
Einsatz der Grund- und Mittellastkraftwerke[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Auch bei dem übrigen Kraftwerkspark spiegelt der Einsatz sowohl die technische Flexibilität als auch das Anreizsystem des regulierten Marktes wider. Die Grafiken rechts zeigen den aggregierten Fahrplan unterschiedlicher Kraftwerkstypen im Januar 2024 im Vergleich zur abzudeckenden Residuallast.
- Die konventionelle Erzeugung reagiert auf den Marktpreis, der im Wesentlichen durch die Residuallast bestimmt ist (siehe dazu auch das Merit-Order-Modell). Der Marktpreis ist somit negativ zur Wind- und Solareinspeisung korreliert.[24]
- Die deutschen Biomassekraftwerke fahren einfach Band.[23] Dies liegt nicht an mangelnder Flexibilität, sondern ist eine Folge der Fixvergütung des Erneuerbaren Energiengesetzes.
- Dagegen nutzen die deutschen Stein- und Braunkohlekraftwerke alle ihnen zur Verfügung stehenden Flexibilitäten, um auf Preissignale zu reagieren und ihre Fahrweise der Nachfrage anzupassen. Der Beitrag der Steinkohlekraftwerke ist dabei ebenso groß wie der Beitrag der Gaskraftwerke.[23]
Einsatz der Pumpspeicher[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Pumpspeicher stehen nur in begrenztem Umfang zur Verfügung und haben auch nur begrenztes Ausbaupotential.[25] Die in Deutschland und Luxemburg installierte Leistung beträgt Stand 2020 9,4 GW.[23]
Das Bild unten zeigt den aggregierten Pumpspeichereinsatz in Deutschland zusammen mit der dortigen Solareinspeisung (installierte Leistung 74,1 GW[23]). Pumpspeicher nehmen im Wesentlichen nachts Energie auf (rosa) und speisen sie zur Abendspitze der Last wieder ein (blau). Die Mittagsspitze der Solareinspeisung wird ebenfalls im Winter bei hoher Sonneneinstrahlung (im Sommer grundsätzlich) abgesägt.
Aussteuerung unerwarteter Abweichungen[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Unplanbare Abweichungen entstehen durch Ausfälle und technische Störungen sowie bei der Einspeisung von Solar- und Windkraftanlagen. Die Einspeisung von windabhängiger Windenergie und sonnenabhängiger Photovoltaik wird über Prognosesysteme (siehe z. B. Windleistungsvorhersage und Solarstromprognose) für Kurz- und Mittelfristzeiträume vorhergesagt, zeigt aber dennoch hohe Prognoseabweichungen. Weiterhin ist auch die Last nicht genau planbar.
Diese unerwarteten kurzfristigen Abweichungen werden vom Übertragungsnetzbetreiber über den Regelleistungsmarkt und den Abruf von Regelleistung ausgesteuert.
Marktwert der Stromeinspeisung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
| Jahr | in Anzahl
Tage |
Anzahl Negativstunden
+ Anzahl Nullstunden |
|---|---|---|
| 2015 | 25 | 126 |
| 2016 | 19 | 97 |
| 2017 | 24 | 146 + 3 |
| 2018 | 25 | 134 + 4 |
| 2019 | 39 | 211 + 1 |
| 2020 | 51 | 298 + 4 |
| 2021 | 24 | 139 + 7 |
| 2022 | 13 | 69 + 6 |
| 2023 | 46 | 301 + 24 |
Unterschiedliche Einspeiseprofile resultieren in unterschiedlichen Erlösen für die Stromerzeugung, da der Strompreis im Stromhandel nach dem Gesetz von Angebot und Nachfrage in jeder Viertelstunde unterschiedlich und in einzelnen Viertelstunden auch negativ ist.
Für die Einspeisung erneuerbarer Energien wird der Preis, den das aggregierte Einspeiseprofil der jeweiligen Erzeugungsart am Spotmarkt erzielt hätte, monatlich als Marktwert auf der Seite Netztransparenz der Übertragungsnetzbetreiber ausgewiesen, da diese Größe für die Vergütung nach dem Erneuerbare-Energien-Gesetz relevant ist.[27]
Für andere Erzeugungsarten ergeben sich entsprechende Marktwerte aus den öffentlichen Daten der ENTSO-E Transparenzplattform.[28] Für den oben dargestellten Zeitraum Januar 2024 sind die Marktwerte bewertet mit Spotmarktpreisen:
| Alle Werte in ct/kWh | Jan 2024 |
|---|---|
| durchschnittlicher Spotpreis | 7,657 |
| Wind an Land | 6,502 |
| Wind auf See | 7,138 |
| Solar | 7,535 |
| Erdgas | 8,5 |
| Steinkohle | 8,6 |
| Braunkohle | 8,7 |
| Biomasse | 7,7 |
Die Solareinspeisung erzielt typischerweise im Winter einen hohen Preis, der nahe am und gelegentlich auch über dem durchschnittlichen Spotpreis liegt. Allerdings liegen diesen hohen Preisen nur geringe Einspeisemengen zugrunde. Im Sommer kommt es jedoch im Einspeisepeak der Solaranlagen in der Mittagszeit bereits zu Stromüberschüssen, was sich in einem niedrigeren Marktwert deutlich unter dem mittleren Spotpreis für die Solareinspeisung im Sommer widerspiegelt.[27]
Risikovorsorge in der Erzeugung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Neben dem optimalen Einsatz des aktiven Kraftwerksparks ist auch eine Risikovorsorge notwendig. Der Ausfall mehrerer Kraftwerke kann den Zusammenbruch des Netzes, den kaskadenartigen Ausfall weiterer Kraftwerke und damit einen Blackout zur Folge haben. Hierfür wurden im deutschen und europäischen Energiesystem verschiedene Vorsorgemaßnahmen getroffen.
Kaltreserve[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Kraftwerkskonservierungen werden an Kraftwerken durchgeführt, die für eine unbestimmte Zeit nicht eingesetzt werden. Man nennt diese Kraftwerke auch Kaltreserve. Diese Kraftwerke können nicht wirtschaftlich produktionsbereit gehalten werden, sollen aber auch nicht zurückgebaut werden, sondern bei unerwarteter Knappheit in relativ kurzer Frist reaktivierbar bleiben. Teilweise erhalten die Betreiber hierfür eine Vergütung.
Schwarzstartfähigkeit[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Die meisten Kraftwerke haben einen Eigenstrombedarf und können ohne Stromnetz nicht hochfahren. Dies gilt auch für Windräder, die Strom benötigen, um ihre Rotoren auf den Wind auszurichten. Das Stromnetz muss somit über eine ausreichende Anzahl Schwarzstart-fähiger Kraftwerke verfügen. Dies sind Kraftwerke, die in der Lage sind, in einem schwarz gewordenen Netz ohne Stromversorgung hochzufahren und somit als Kern für den Neustart der Stromversorgung dienen können.
Kapazitätsreserve[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Kraftwerke in der Kapazitätsreserve dienen in Deutschland dazu, Extremsituationen am Strommarkt auszugleichen. Kann am Strommarkt die Nachfrage unvorhersagbar nicht durch das Angebot gedeckt werden, so sind Kraftwerke aus der Kapazitätsreserve zu aktivieren, um kurzfristig ausreichend Energie zur Verfügung zu stellen. Diese Kraftwerke stehen in der Regel still und werden nur bei Bedarf aktiviert. Kapazitätsreserven werden vom Übertragungsnetzbetreiber ausgeschrieben.
Sicherheitsbereitschaft[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Im Zuge der Stilllegung von Kohlekraftwerken werden in Deutschland die stillgelegten Kraftwerke zunächst in eine sogenannte Sicherheitsbereitschaft überführt. Während dieser Sicherheitsbereitschaft sind die Kraftwerke vorläufig stillgelegt und können nur in Extremsituationen wieder aktiviert werden. Nach 4 Jahren ist die Sicherheitsbereitschaft beendet und das Kraftwerk wird endgültig stillgelegt.
Strategische Planung der Stromversorgung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Für die Verwirklichung von ökologischen Zielen, aber auch für klassische Ziele wie Versorgungssicherheit und Wirtschaftlichkeit ist die strategische Weiterentwicklung des Kraftwerksparks von entscheidender Bedeutung. Diesbezügliche Ziele und der Weg dorthin wurden von der Bundesrepublik Deutschland 2010 in einem 40-Jahres-Plan, dem Energiekonzept für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung festgehalten.
Bedeutung des Netzes[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Das Stromnetz in Deutschland ist Teil des Europäischen Verbundsystems. Die Netzfrequenz beträgt 50 Hz und die Netzspannung in der untersten Netzebene beträgt 230 V.
In Deutschland sind vier Übertragungsnetzbetreiber (TSO, Transmission System Operator) tätig; sie haben sich zum deutschen Netzregelverbund zusammengeschlossen: Amprion, TransnetBW, Tennet TSO und 50Hertz Transmission.
Wie oben beschrieben steuert in letzter Instanz der Übertragungsnetzbetreiber verbleibende kurzfristige Unterschiede zwischen Erzeugung und Last über den Regelmarkt aus.
Netzsteuerung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Das deutsche Übertragungsnetz ist über sogenannte Interkonnektoren mit den Verbundnetzen der Nachbarländer verbunden. Ein Interkonnektor ist eine Stromleitung, die die Stromnetze zweier Länder verbindet. Interkonnektoren, also internationale Verbindungsleitungen, ermöglichen einen grenzüberschreitenden Stromhandel, erhöhen die Versorgungssicherheit und ermöglichen die Integration eines hohen Anteils von Strom aus Erneuerbaren Energien. Die nationalen Übertragungsnetze und die sie verknüpfenden Interkonnektoren bilden das europäische Verbundnetz.
Phasenschiebertransformatoren, auch Querregler genannt, werden zur Steuerung der Stromflüsse zwischen Übertragungsnetzen eingesetzt. Über Querregler kann der jeweilige Zu- oder Abfluss durch eine Leitung erhöht oder gesenkt werden. Wird der Stromfluss in einer Leitung gesenkt, werden die Stromflüsse im gesamten Verbundsystem neu verteilt. So können Überlastungen und Ringflüsse im Übertragungsnetz vermieden und der Lastfluss mittels Lastflussberechnungen und Lastflusssteuerung gezielt gesteuert werden.[29]
Last- und Erzeugungsüberschüsse werden netzübergreifend im Rahmen vorhandener Grenzübergangskapazitäten über den Stromhandel ausgeglichen. Auch der Ausgleich unerwarteter Abweichungen im Regelmarkt erfolgt teilweise grenzüberschreitend.
Um trotz der im Laufe eines Tages auftretenden großen Lastschwankungen die Netzspannung beim Verbraucher in etwa konstant halten zu können, kann das Übersetzungsverhältnis der Leistungstransformatoren zwischen Hoch- und Mittelspannungsnetz (z. B. 110 kV/20 kV) in Grenzen variiert werden. Dies bezeichnet man als Spannungsregelung.
Unter dem Schlagwort Intelligentes Stromnetz (Smart Grid) wurden in neuerer Zeit Infrastrukturverbesserungen (Transformatoren, Batteriespeicher, Querregler) und Regelungstechnik auch auf Mittel- und Niederspannungsebene entwickelt, um Einspeisungen auf der untersten Spannungsebene besser zu steuern.
Redispatch[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
| Jahr | abgeregelt (GWh) |
|---|---|
| 2010 | 127 |
| 2011 | 421 |
| 2012 | 385 |
| 2013 | 555 |
| 2014 | 1753 |
| 2015 | 4578 |
| 2016 | 3743[33] |
| 2017 | 5518 |
| 2018 | 6598 |
| 2020 | 6146 |
| 2021 | 5818 |
| 2022 | 8071[34] |
Nicht immer kann der erzeugte Strom dorthin transportiert werden, wo er benötigt wird. Gelegentlich reicht die Netzkapazität nicht aus, um Windstrom aus Norddeutschland in süddeutsche Verbrauchszentren zu bringen. Dann erfolgt durch den Netzbetreiber ein sogenannter Redispatch. Dabei werden liefernde Kraftwerke in verbrauchsfernen Standpunkten zwangsweise heruntergefahren oder andere in einem günstigeren Netzpunkt einspeisende Kraftwerke zwangsweise hochgefahren. Beide erhalten dafür eine regulierte Entschädigung.
Im Jahr 2022 meldeten die Übertragungsnetzbetreiber Redispatchmaßnahmen mit einem Gesamtvolumen von rund 22.000 Gigawattstunden. Im Jahr 2014 waren es noch 4.249 GWh.[35] Im selben Zeitraum stiegen die Kosten für diese Maßnahmen von 186,7 Millionen Euro[36] auf 2,69 Milliarden Euro.[37] Bis 1945 wird von einem Anstieg auf 6,5 Mrd. Euro ausgegangen.[38] Kosten für Redispatch-Maßnahmen werden über die Netzentgelte umgelegt.
Grid-Forming[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Mit dem Begriff Grid-Forming wird beschrieben, wie eine Stromerzeugungsanlage mit dem Stromnetz zusammenarbeitet, um es stabil zu halten und somit die Versorgungssicherheit zu gewährleisten. Bislang sind konventionelle Großkraftwerke mit Synchrongeneratoren die einzigen Stromerzeugungsanlagen mit der Grid-forming-Eigenschaft und daher weiterhin essenziell für die Netzstabilität.[39] Die Trägheit der rotierenden Massen stabilisiert die Netzfrequenz: Dies bezeichnet man auch als Momentanreserve.
Das unkoordinierte Ein- und Ausspeiseverhalten von Netznutzern führt ständig zu kleineren Störungen der Systembilanz, das heißt dem Gleichgewicht von Stromerzeugung und Stromabnahme. Da die Steuerung von Erzeugungsleistung und Verbrauchern darauf nur verzögert reagieren kann, erfolgt der sofortige Ausgleich aus der kinetischen Energie aller im Netz rotierenden Schwungmassen, insbesondere der Synchrongeneratoren.
Hierbei werden alle Schwungmassen gleichmäßig abgebremst (Überlast) oder beschleunigt (Unterlast). Die frequenzstarre Kopplung der Synchrongeneratoren führt so zu einem simultanen Abfall oder Anstieg der Netzfrequenz. Die Beobachtung der Netzfrequenz erlaubt somit unmittelbare Rückschlüsse auf die aktuelle Systembilanz des Netzes und ist Auslöser für weitergehende Regelungseingriffe.
Im Zuge der Energiewende sollen die konventionellen Kraftwerke vom Netz gehen und die Grid-forming-Eigenschaft der Synchrongeneratoren langfristig durch den Einsatz von Stromrichtern an Netzknotenpunkten von den EE-Anlagen übernommen werden.[40] Aktuell sind EE-Anlagen auf die Gridforming-Eigenschaft der Synchrongeneratoren und auf ein von ihnen bereitgestelltes Netz zur Stromeinspeisung angewiesen.[39]
Netzausbau[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Eine klimaneutrale Stromversorgung erfordert einen großflächigen Ausbau des Stromnetzes, um den auf See und in Küstennähe erzeugten Windstrom in die Industriezentren in Süddeutschland und den Nachbarländern zu transportieren und dezentral erzeugten erneuerbaren Strom in den Verteilnetzen aufzunehmen. Gleichstromkabel nach Norwegen (siehe Nordlink) ermöglichen die Speicherung von deutschem Windstrom in norwegischen Pumpspeichern. Insgesamt wird ein europäischer Binnenmarkt angestrebt, das heißt, die Strompreise sollen durch ausreichende Transportmöglichkeiten, europaweit angeglichen werden (siehe EPEX Spot Dayahead Auktion).[41] Dies ermöglicht die Integration hoher Anteile erneuerbarer Energien und ist gegenüber anderen klimaneutralen Strategien kosteneffizient, bringt jedoch im Vergleich zu einer zum Lastfolgebetrieb fähigen Erzeugung hohe Investitionen und Amortisationskosten mit sich.
Für die erforderliche Verstärkung der Verteilernetze erwarten die Verteilernetzbetreiber (VNB), dass sie 93 136 km Leitungen bis zum Jahr 2032 verstärken, optimieren oder neu bauen müssen. Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) kündigten in einem Entwurf des NEP (2037/45) im Juni 2023 an, einen notwendigen Zubau an Land und auf See von 25 723 km an. Beim Ausbau der Stromnetze besteht derzeit (2024) ein erheblicher Zeit- und Ausbauverzug von sieben Jahren und 6 000 km.[38]
Die Kosten für den künftigen Netzausbau sind in den derzeitigen Strompreisen noch nicht enthalten. Der Investitionsbedarf für die Übertragungsnetze (an Land und auf See) bis zum Jahr 2045 beträgt laut Bundesrechnungshof und Bundesnetzagentur mindestens 313,7 Mrd. Euro. Hinzu kommen erhebliche Investitionen in die Verteilernetze. Die BNetzA bezifferte diese auf gut 150 Mrd. Euro bis zum Jahr 2045.[38]
Bedeutung der Laststruktur (Stromverbrauch)[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Der Pro-Kopf-Stromverbrauch in Deutschland lag im Jahr 2022 bei rund 6,5 Megawattstunden.[42]
Lastprognose[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Aus typischen Verhaltensweisen von Haushaltskunden sowie aus Produktionsabläufen der Industrie ergeben sich Schwankungen im Stromverbrauch, die statistisch erfasst werden. Diese Statistiken werden zur Lastprognose verwendet. Die Lastprognose zeigt typische Tages- und Wochen- und Jahreszeitstrukturen. Die tatsächliche Last kann erheblich von der Prognose abweichen.
Laststeuerung[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Auch die Steuerung des Verbrauchs ist möglich zum Beispiel über:
- Rundsteueranlagen: Hierüber können technische Anlagen wie Nachtspeicherheizungen oder Straßenbeleuchtung von zentraler Stelle an- oder ausgeschaltet werden.
- Smart-Home-Technik
- zeitgeschalteter Verbrauch (wie zum Beispiel Nachtspeicherheizungen)
- Änderung des Nachfrageverhalten über strukturierte Tarife und Smart Meter.
- abschaltbare Lasten
Siehe auch[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
- Strompreis in Deutschland
- Stromhandel
- Marktdesign der regulierten Stromwirtschaft
- Kraftwerkseinsatzoptimierung
- Direktvermarktung erneuerbarer Energien
Weblinks[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
Einzelnachweise[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]
- ↑ Bruttostromerzeugung ab 1900 auf kohlenstatistik.de
- ↑ Bruttostromerzeugung ab 2000 ember-climate.org
- ↑ Jährlicher Anteil erneuerbarer Energien an der Stromerzeugung in Deutschland. In: energy-charts.info Energy Charts. Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE, Freiburg, abgerufen am 9. Mai 2021.
- ↑ BMWK-Bundesministerium für Wirtschaft und Klimaschutz: Erneuerbare Energien. Abgerufen am 22. Januar 2024.
- ↑ a b Prof. Dr. Bruno Burger: Stromerzeugung in Deutschland im Jahr 2023. In: energy-charts.info. Fraunhofer Institute for Solar Energy Systems ISE (energy-charts.info), 10. Januar 2024, abgerufen am 22. Januar 2024.
- ↑ Andreas Wilkens: Zahl der Balkonkraftwerke wuchs 2023 stark. In: heise online > Energie. Heise Medien, Hannover, 8. Januar 2024, abgerufen am 8. Januar 2024.
- ↑ Windenergie Report Deutschland 2014. (Memento vom 26. Februar 2016 im Internet Archive) (PDF) Fraunhofer IWES.
- ↑ Zeitreihen zur Entwicklung der erneuerbaren Energien in Deutschland. Internetseite des BMWI. Abgerufen am 31. Januar 2021.
- ↑ Chemie Technik vom 22. Februar 2022, Ukrainekrise: So abhängig ist Deutschland von russischem Öl und Gas
- ↑ a b c d Bruttostromerzeugung in Deutschland. In: www.destatis.de. Statistisches Bundesamt, Wiesbaden (Destatis), abgerufen am 6. Januar 2024.
- ↑ Statistisches Bundesamt Destatis (Hrsg.): Statistisches Jahrbuch. 2019, ISBN 978-3-8246-1086-0, S. 715.
- ↑ Statistisches Bundesamt Destatis (Hrsg.): Statistisches Jahrbuch. 2018, ISBN 978-3-8246-1074-7, S. 711.
- ↑ Statistisches Bundesamt Destatis (Hrsg.): Statistisches Jahrbuch. 2017, ISBN 978-3-8246-1057-0, S. 707.
- ↑ Statistisches Bundesamt, Wiesbaden (Hrsg.): Statistisches Jahrbuch. 2016, ISBN 978-3-8246-1049-5, S. 696.
- ↑ Statistisches Bundesamt, Wiesbaden (Hrsg.): Statistisches Jahrbuch. 2015, ISBN 978-3-8246-1037-2, S. 693.
- ↑ Statistisches Bundesamt, Wiesbaden (Hrsg.): Statistisches Jahrbuch. 2014, ISBN 978-3-8246-1029-7, S. 693.
- ↑ Statistisches Bundesamt, Wiesbaden (Hrsg.): Statistisches Jahrbuch. 2013, ISBN 978-3-8246-1007-5, S. 689.
- ↑ Statistisches Bundesamt, Wiesbaden (Hrsg.): Statistisches Jahrbuch. 2012, ISBN 978-3-8246-0990-1, S. 687.
- ↑ Bruttostromerzeugung in Deutschland nach Energieträgern. AG Energiebilanzen, Stand 26. April 2022, abgerufen am 8. Juli 2022.
- ↑ Bilanz 2019: CO2-Emissionen pro Kilowattstunde Strom sinken weiter. Pressemitteilung des Umweltbundesamts. Abgerufen am 8. Juli 2022.
- ↑ a b c Bruttostromerzeugung in Deutschland von 1990 bis 2023 nach Energieträgern, Stand 18. Dezember 2023. (PDF) Arbeitsgemeinschaft Energiebilanzen e. V., abgerufen am 5. Januar 2024.
- ↑ a b c Bruttostromerzeugung in Deutschland, Stand Februar 2023. Statistisches Bundesamt, abgerufen am 14. April 2023.
- ↑ a b c d e f g entso-e transparency platform. Abgerufen am 19. Februar 2024 (englisch).
- ↑ Öffentliche Nettostromerzeugung in Deutschland im Jahr 2022. Abgerufen am 19. Februar 2024.
- ↑ Pumpspeicher in Deutschland nur begrenzt ausbaufähig. Abgerufen am 19. Februar 2024.
- ↑ Negative Strompreise. Abgerufen am 24. August 2021.
- ↑ a b Netztransparenz.de. Abgerufen am 22. Februar 2024.
- ↑ ENTSO-E Transparency Platform. Abgerufen am 22. Februar 2024.
- ↑ Interkonnektoren und Phasenschieber. Abgerufen am 3. März 2024.
- ↑ Ministerium für Energiewende …, Schleswig Holstein: Abregelung von Strom aus Erneuerbaren Energien und daraus resultierende Entschädigungsansprüche in den Jahren 2010 bis 2015 (Memento des vom 20. Dezember 2017 im Internet Archive) Info: Der Archivlink wurde automatisch eingesetzt und noch nicht geprüft. Bitte prüfe Original- und Archivlink gemäß Anleitung und entferne dann diesen Hinweis. vom 2. August 2016, abgerufen am 22. Sep. 2017.
- ↑ Bundesnetzagentur: Quartalsbericht zu Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen Zweites und Drittes Quartal 2019 vom 5. Februar 2020, abgerufen am 11. Februar 2020.
- ↑ Bundesnetzagentur: Bericht Netzengpassmanagement, Gesamtes Jahr 2021, abgerufen am 16. Januar 2023
- ↑ Bundesnetzagentur: Netz- und Systemsicherheitsmaßnahmen: Viertes Quartal und Gesamtjahresbetrachtung 2016 vom 29. Mai 2017, abgerufen am 22. Sep. 2017.
- ↑ Abregelung erneuerbarer Stromerzeugung, Deutscher Bundestag, 6. November 2023
- ↑ Entwicklung des Gesamtvolumens der Redispatchmaßnahmen im deutschen Übertragungsnetz in den Jahren 2014 bis 2022 (in Gigawattstunden). Abgerufen am 24. Februar 2024.
- ↑ Monitoringbericht 2015. Abgerufen am 24. Februar 2024.
- ↑ Steigende Kosten durch Redispatch | Newsblog der EWS - atomstromlos. klimafreundlich. bürgereigen. In: ews-schoenau.de. 27. Oktober 2023, abgerufen am 25. März 2024.
- ↑ a b c Bundesrechnungshof: Bericht nach § 99 BHO zur Umsetzung der Energiewende im Hinblick auf die Versorgungssicherheit, Bezahlbarkeit und Umweltverträglichkeit der Stromversorgung. Abgerufen am 20. April 2024.
- ↑ a b GRID-FORMING: BASIS FÜR EINE ERFOLGREICHE ENERGIEWENDE! S. 20, abgerufen am 29. Februar 2024.
- ↑ Verbundprojekt Netzregelung 2.0 | Regelung und Stabilität im stromrichterdominierten Verbundnetz. Abgerufen am 29. Februar 2024.
- ↑ Bundesnetzagentur: Ausbau der Stromübertragungsnetze. Abgerufen am 20. April 2024.
- ↑ Pro-Kopf-Stromverbrauch in Deutschland bis 2022. In: statista.com. 10. Januar 2024, abgerufen am 14. Januar 2024.
