Auf Kolli­si­ons­kurs

Technisch und physi­ka­lisch nicht vorge­bil­dete Laien wie etwa Claudia Kemfert (siehe hier) und andere in der Sache unkun­dige Lobby­isten und Politiker behaupten regel­mäßig, die allfäl­ligen Strom­ex­porte würden durch mit Braun­koh­len­strom „verstopfte“ Strom­lei­tungen verur­sacht.

Besser eine starke Behaup­tung als ein schwa­cher Beweis scheint die Maxime jener Damen und Herren zu sein, die Herrn Stein­meiers Klagen volle Berech­ti­gung geben.

In der Tat ist die gebets­müh­len­artig wieder­holte These als kontraf­ak­tisch zu erkennen: 

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Fehlende Korre­la­tion der Strom­ex­porte mit der Strom­pro­duk­tion aus Braun­kohle.

Bei genauem Hinsehen zeigt sich, dass nicht einmal die jährli­chen Strom­ex­porte mit der Produk­tion aus Braun­koh­len­strom korre­lieren: Während die Strom­pro­duk­tion aus Braun­kohle zwischen 1990 und 2014 unver­än­dert geblieben ist, sind die Exporte gestiegen. Und weil es eine solche Korre­la­tion nicht gibt, gibt es auch keinen kausalen Zusam­men­hang zwischen dem Strom­ex­port und dem Strom aus Braun­koh­le­kraft­werken.

Für das Niveau dieser Diskus­sion hat Herr Cem Özemir bereits 2011 ein trauriges Beispiel abgegeben, als er in seiner vollmun­digen Erklä­rung wieder­holt Gigabyte und Gigawatt verwech­selt hat.

Das Niveau der Strom­preise ist seither massiv gestiegen, das der Debatte leider kaum.

Um Abilfe zu schaffen, haben Dr.-Ing. Detlef Ahlborn und Professor Hans Jacobi im Herbst 2016 die Zusam­men­hänge zwischen Rekord­mel­dungen um “erneu­er­bare Energien” und der Entwick­lung von Versor­gungs­si­cher­heit, Strom­ex­porten und Strom­preisen 

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mit statis­ti­schen Methoden genauer unter­sucht.

Die Resul­tate sind so erhel­lend wie erschre­ckend: Die zufalls­ge­steu­erte Strom­pro­duk­tion aus Wind- und Solar­an­lagen erzwingt, dass ein Drittel dieses Stroms im Ausland entsorgt werden muss. Die ebenso kühne These, die sogenannten erneu­er­baren Energien wären mit 30% am Strom­ver­brauch betei­ligt, erweist sich als Makulatur.


 

 

Zwei Strom­erzeu­gungs­sys­teme kolli­dieren

 
 

2015 war ein Rekord­jahr für die Produ­zenten von Solar- und Windstrom. Es war vor allem ein „gutes Windjahr“. Nie zuvor wurde in Deutsch­land so viel Strom aus Wind und Sonne erzeugt. In der Summe waren es 125 TWh. Gemessen am Strom­ver­brauch liegt der Anteil des in Deutsch­land produ­zierten Wind- und Sonnen­stroms damit bei 19,3%. Diese Zahl wurde von der Presse und der Erneu­er­bare Energien (EE) – Lobby gefeiert.  Es wurde der Eindruck erweckt, die EE (Wind, Sonne, Biogas, Wasser­kraft, Hausmüll und Sonstige) hätten damit tatsäch­lich 30 % zur Versor­gung in Deutsch­land beige­tragen. Doch das ist nicht der Fall.

 
 

Rekorde und Neben­wir­kungen

 
 

Es wurden zwar Rekord­mengen an Strom produ­ziert, aber nicht im Lande verbraucht, sondern in großen Mengen ins angren­zende Ausland expor­tiert. Die Diskus­sion darüber, ob es sich bei den Exporten um Kohle­strom oder EE-Strom handelt, ist müßig. Auch der Hinweis darauf, dass der EE-Strom bei der Börse zu Grenz­kosten von Null herein­ge­nommen wird, führt an den eigent­li­chen Problemen vorbei. Unabhängig vom aktuellen Börsen­preis zahlt der Kunde immer den durch das EEG garan­tierten Strom­preis, geht der Preis bei Überpro­duk­tion ins Negative, kommen diese Kosten noch hinzu.

Kernpro­blem sind die immer größer werdenden Schwan­kungen der EE-Strom­pro­duk­tion, die von den vorhan­denen thermi­schen Kraft­werken vor allem aus physi­ka­li­schen und techni­schen Gründen nicht mehr kompen­siert werden können. Im Netz ist der Strom aus EE-Anlagen ein Unruhe­stifter, dessen Schwan­kungen ohne die erfor­der­li­chen Speicher nicht mehr beherrschbar sind. Mit der Rekord­pro­duk­tion an EE-Strom stiegen in 2015 auch die Kosten für die Notmaß­nahmen zur Verhin­de­rung eines Netzzu­sam­men­bruchs: So schrieb DER SPIEGEL am 17. Januar, dass die Eingriffe zur Abwehr eines größeren Strom­aus­falls im vergan­genen Jahr zu Rekord­kosten von etwa einer Milli­arde Euro geführt haben. Über die Netzent­gelte gehen diese Kosten zu Lasten der Verbrau­cher. Unsere Nachbarn errichten Strom­sperren an ihren Grenzen, um die eigenen Netze vor unserem Überschuss­strom zu schützen. Die erfor­der­li­chen Phasen­schie­ber­trans­for­ma­toren lassen sie sich ebenfalls vom deutschen Strom­kunden bezahlen. Kosten für die Verbrau­cher: 200 Millionen Euro.

 
 

Der Kern des Problems und seine Hinter­gründe

 
 

Dieses Debakel ergibt sich aus funda­men­talen techni­schen und physi­ka­li­schen Zusam­men­hängen und schon vor Jahren wurde davor gewarnt: In einer Unter­su­chung [1] hat das ISE Fraun­hofer Institut in Freiburg schon im August 2013 davor gewarnt, dass ein weiterer Ausbau der erneu­er­baren Energien zu anwach­senden Export­über­schüssen und zu länger andau­ernden Zeiten mit niedrigen oder gar negativen Börsen­preisen und zu einem langfristig unüber­wind­baren System­kon­flikt führen wird.

Aus Sätzen der mathe­ma­ti­schen Statistik wurde bereits im Jahre 2014 abgeleitet, dass die Leistungs­spitzen durch den Ausbau der Windkraft weiter ansteigen und die bekannten Probleme wie Überstrom­pro­duk­tion und Negativ­preise an der Börse weiter verschärfen werden [2].

Der Konflikt entsteht durch zwei vonein­ander unabhän­gige Strom­erzeu­gungs­sys­teme in Deutsch­land:

  1. Das konven­tio­nelle Strom­erzeu­gungs­system, bestehend aus Kernkraft­werken, Braun­koh­le­kraft­werken für die Grund­last, Stein­koh­le­kraft­werken für die Mittel­last und Gaskraft­werken für die Spitzen­last. Diese Klassi­fi­zie­rung ergibt sich zwangs­läufig aus dem technisch mögli­chen und wirtschaft­lich sinnvollen Regel­po­ten­zial dieser Kraft­werke.

Zum konven­tio­nellen Strom­erzeu­gungs­system kann auch die Biogas­an­lagen zählen. Diese lassen sich konti­nu­ier­lich betreiben und gehören damit auch zu den regel­baren Strom­erzeu­gern. Die konven­tio­nellen Anlagen lassen sich bedarfs­ge­recht betreiben. Aufgrund der Regel­bar­keit der Kraft­werke folgt die Strom­pro­duk­tion auf die Milli­se­kunde genau dem Bedarf. Dieser momen­tane Ausgleich von Nachfrage und Erzeu­gung ist die physi­ka­li­sche Grund­be­din­gung für ein stabiles Strom­netz. 

  1. Das zweite System sind Windkraft­an­lagen mit ca. 45 GW instal­lierter Leistung und Photo­vol­ta­ik­an­lagen mit ca. 40 GW instal­lierter Leistung. Die Strom­erzeu­gung aus Sonne unter­liegt dem Tag-Nacht-Rhythmus. Die Perioden­dauer beträgt 24 Stunden, der Strom­ein­trag beginnt nach Sonnen­auf­gang mit geringen Werten und erreicht um 12:00 das Maximum. Der Leistungs­be­darf schwankt auch im 24 Stunden Rhythmus, jedoch nicht deckungs­gleich mit dem Sonnen­ein­trag. Er beginnt früher als die Sonnen­strom­lie­fe­rung, geht gegen Mittag zur Zeit der höchsten Sonnen­aus­beute leicht zurück, steigt danach wieder an und endet gegen Abend später als der Sonnen­ein­trag.

Die Windaus­beute hängt von den Wetter­be­din­gungen ab. Wind- und Sonnen­strom sind daher in hohem Maße volatil. Bedarfs­ge­rechte Strom­erzeu­gung ist mit diesem System physi­ka­lisch nicht möglich. Die Kombi­na­tion aus Wind- und Sonnen­strom verur­sa­chen für das konven­tio­nelle Versor­gungs­system unter­schied­lich schwie­rige und unter­schied­lich teure Regel­si­tua­tionen:

Der einfachste und kosten­güns­tigste Fall ist Windstille bei Nacht. Dann liegt der Regelungs­be­darf bei Null. Der teuerste Fall ist viel Wind (beispiels­weise bei einer Ost-Wetter­lage) und tagsüber ein hohes Angebot an Solar­strom. Hier müssen konven­tio­nelle Kraft­werke vormit­tags schnell abgere­gelt  und nachmit­tags genauso schnell wieder herauf­ge­re­gelt werden. Nur so können Netzaus­fälle vermieden werden.

Die Volati­lität von Wind- und Sonnen­strom ist das bisher ungelöste Kernpro­blem der Energie­wende. Liegt die Lösung in noch mehr Windrä­dern?

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Tabelle 1: Statis­ti­sche Kennzahlen Windkraft

Ein Blick auf statis­ti­sche Kennzahlen bringt Klarheit: Die Standard­ab­wei­chung – ein Maß für die Volati­lität – hat von 2010 bis 2015 gleich­zeitig mit dem Anstieg der instal­lierten Wind- und Sonnen­leis­tung zu- und nicht etwa abgenommen. Offen­sicht­lich erhöhen noch mehr Windräder ledig­lich die Spitzen­er­zeu­gung, ohne eine sichere Grund­last zur Verfü­gung stellen zu können. Eine sichere und unter­bre­chungs­freie Strom­ver­sor­gung ist unabhängig von der Anzahl der Wind- und Sonnen­kraft­werke nicht möglich. Einen Ausgleich der Erzeu­gung zu einer sicher zur Verfü­gung stehenden Leistung durch noch mehr Windkraft­an­lagen (WKA) gibt es in Deutsch­land nicht. Dies ist inzwi­schen hinrei­chend belegt [3], obgleich Studien zu erneu­er­baren Energien immer wieder das Gegen­teil behaupten und damit die Politik zu nachweisbar falschen Entschei­dungen drängen.

Strom aus Wind und Sonne hat gemäß Erneu­er­bare Energien Gesetz (EEG) Vorrang in den Netzen und wird von der Börse zu Grenz­kosten von Null herein­ge­nommen. Dadurch ist das volatile und für den Strom­ver­brau­cher teure Strom­erzeu­gungs­system gegen­über dem konven­tio­nellen System bevor­zugt. Das bedeutet in letzter Konse­quenz, dass die konven­tio­nellen Kraft­werke bei Nacht und Windstille die gesamte nachge­fragte Leistung decken können müssen – und dies unabhängig von der Anzahl der instal­lierten WKA. Die gesamte Sonnen- und Windleis­tung muss zu 100 % der nachge­fragten Leistung ausrei­chend schnell durch regel­bare Kraft­werke ersetzbar sein. Die maximale Residual­last – die Diffe­renz zwischen der benötigten Leistung und der Leistung, die die nicht regel­baren Wind- und Sonnen­kraft­werke erbringen, – beträgt in diesem Fall 100% der nachge­fragten Leistung.

 
 

 Die minimale “Residual­last” – Grenze der Belast­bar­keit    

 
 

Wenn ausrei­chend Sonnen- und Windleis­tung vorhanden ist, müssen die konven­tio­nellen Kraft­werke den Schwan­kungen der Wind- und Sonnen­strom­erzeu­gung schnell folgen und soweit herun­ter­ge­fahren werden, wie dies technisch und wirtschaft­lich vertretbar ist. Diese Schwelle bestimmt die mögliche minimale Residual­last, auf die die konven­tio­nellen Kraft­werke herun­ter­ge­fahren werden können, ohne dass sie die Fähig­keit verlieren, bei Nachlassen von Wind und Sonne die Leistung kurzfristig wieder herauf geregelt zu werden. Welche Residual­last darf also nicht unter­schritten werden?

Zur Erinne­rung: es sind bereits 85 GW Wind- und Sonnen­leis­tung instal­liert. Als Maximal­wert wurden bisher im Rahmen des Netzma­nage­ments 50 % der Nennleis­tung zugelassen. Das sind etwa 42 GW. Bei weiterem Ausbau der Windenergie wird zumin­dest in Schwach­last­zeiten sehr bald mit negativen Residual­lasten zu rechnen sein, d.h. es kann theore­tisch mehr EE-Strom produ­ziert als verbraucht werden. Eine Prognos-Studie [4] geht davon aus, dass als Folge eines weiteren Ausbaus von Sonnen- und Windkraft in 2030 an ca. 1100 Stunden eine negative Residual­last anfallen wird:

Beispiels­weise am Sonntag den 8. Mai 2016 betrug der Leistungs­be­darf in Deutsch­land gegen 12:00 Uhr ca. 50 GW. Wind und Sonne lieferten zur gleichen Zeit 42 GW, damit betrug die auf den Strom­be­darf in Deutsch­land bezogene Residual­last nur 8 GW. Eigent­lich würde man hier erwarten, dass die verblei­benden Kraft­werke auf diese Leistung zurück­ge­fahren werden. Warum war das nicht der Fall? Die regel­baren Kraft­werke wurden auf 23 GW abgere­gelt. Der Überschuss von 15 GW wurde in auslän­di­sche Netze „entsorgt“. Dafür waren zwischen 10:00 Uhr und 17:00 Uhr Entsor­gungs­ge­bühren von 21 Mio. € fällig. In der Statistik werden die Entsor­gungs­ge­bühren beschö­ni­gend „negative Strom­preise“ genannt.

Das Kernpro­blem der Energie­wende ist die bedarfs­ge­rechte Bereit­stel­lung der Residual­last. Wie weit und wie schnell kann man die vorhan­denen Kraft­werke auf- und abregeln und sind die Kraft­werke dann überhaupt noch wirtschaft­lich zu betreiben?

Für die Ermitt­lung der minimal zuläs­sigen Residual­last sind folgende Faktoren zu berück­sich­tigen:

  • Welches ist die maximal mögliche Abregel­ge­schwin­dig­keit, damit die konven­tio­nellen Kraft­werke den witte­rungs­be­dingten Schwan­kungen der EE-Strom­ein­spei­sung und damit den steilen Lastgra­di­enten folgen können?
  • Welches ist der Minimal­wert, von dem aus die konven­tio­nellen Kraft­werke ihre Leistung bis zur Nennleis­tung wieder schnell herauf­re­geln können?
  • Welche minimale generator-basierte Leistung muss zur Bereit­stel­lung der Frequenz stabi­li­sie­renden Schwung­masse vorge­halten werden?

Die Leistungs­än­de­rung erfolgt in einem technisch bestimmten Leistungs­spek­trum – nämlich zwischen der minimalen – und technisch sinnvollen – im Normal­be­trieb fahrbaren Leistung und der (maximalen) Nennleis­tung des Kraft­werks.

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Tabelle 2 Leistungs­kenn­werte von Kraft­werken [5]

Thermi­sche Kraft­werke lassen sich schnell auf ca. 40 % ihrer Nennleis­tung herun­ter­fahren.

Zur Deckung der stark schwan­kenden Residual­last nutzt man die Regel­kraft­werke, nämlich Pumpspei­cher-Kraft­werke, Gastur­binen- (soweit verfügbar) und Stein­koh­le­kraft­werke. KKWs sind aus wirtschaft­li­chen Gründen zunächst nicht für die Regel­re­serve geeignet. Nach Abschal­tung der verblie­benen 8 KKWs in 5 Jahren stehen diese ohnehin nicht mehr zur Verfü­gung.

Unter­stellt man eine Mindest­leis­tung von 40 % für einen gesicherten Betrieb, kann man die Produk­tion aus o.a. Kraft­werken auf ca. 20 GW absenken. Dabei sind KKWs und Laufwas­ser­kraft­werke nicht berück­sich­tigt. Danach sind etwa 25 bis 30 GW die Mindest­leis­tung, auf die man die konven­tio­nelle Erzeu­gung absenken kann, ohne Kraft­werke komplett „kalt“ fahren zu müssen. Ein Kaltstart dauert bei Gaskraft­werken min. 30 min. Bei einem Kohle­kraft­werk dauert ein Kaltstart hingegen 7 bis 15 Stunden.

Ein weiterer funda­men­taler Grund, der eine Mindestein­spei­sung konven­tio­neller Kraft­werke erfor­dert, ist die Aufrecht­erhal­tung der System­sta­bi­lität, da Erzeu­gung und Verbrauch sich zu jedem Zeitpunkt in einem stabilen Gleich­ge­wicht befinden müssen. Ein Abwei­chen von diesem Gleich­ge­wicht äußert sich in einer Änderung der Frequenz (ein Überan­gebot führt zu Frequenz­an­stieg und ein Mangel zu Frequenz­ab­fall). Dieses stabile Gleich­ge­wicht wird durch die kineti­sche Energie der Turbo­ge­ne­ra­toren gewähr­leistet, die im Netz als Kurzzeitspei­cher wirken. Bereits bei einer Frequen­z­än­de­rung von 0,01 Hz wird zu Maßnahmen der Primär­re­ge­lung gegriffen.  Zu Abwei­chungen gegen­über dem geplanten Gleich­ge­wicht kann es kommen, da es Progno­se­fehler bei der Last und bei der Windeinspei­sung geben kann und konven­tio­nelle Kraft­werke ungeplant vom Netz gehen können. Dann sind sogenannte Redis­patch Maßnahmen erfor­der­lich. Hierzu die Erklä­rung von Amprion [6]:

In allen europäi­schen Kraft­werken drehen sich die Genera­toren 50 Mal pro Sekunde und erzeugen den Wechsel­strom mit einer Frequenz von 50 Hertz. Sinkt oder steigt die Frequenz im Netz, so wird die Funktion zahlrei­cher elektri­scher Geräte wie Computer, Fernseher oder Motoren beein­flusst. Aber auch die Genera­toren können beschä­digt werden, sofern die Frequenz auf unter 47,5 Hertz sinkt. Die dann auftre­tenden Resonanz­schwin­gungen führen zu einer Zerstö­rung. Deshalb soll im europäi­schen Verbund­netz die Netzfre­quenz nur wenig vom Sollwert abwei­chen. Die Netzre­ge­lung greift bereits bei einer Abwei­chung von 0,01 Hertz automa­tisch ein. Starten in den Fabrik­hallen morgens die Maschinen gleich­zeitig oder werden am Abend zu den Nachrichten die Fernseher im selben Moment einge­schaltet, so steigt die Belas­tung der Genera­toren und sie werden für einen kurzen Augen­blick etwas langsamer. Das Resultat: die Frequenz sinkt ab. Die automa­tisch einset­zende Leistungs-Frequenz-Regelung im Netz sorgt dafür, dass die Kraft­werke neue Leistungs­soll­werte erhalten und dadurch die Turbinen mehr Dampf bekommen und die Genera­toren wieder mit 50 Hertz (Hz) rotieren. An dieser Regelung sind kontra­hierte Kraft­werke im UCTE-Verbund betei­ligt, die dafür ein verein­bartes Leistungs­band ihrer Erzeu­gungs­leis­tung als Reserve bereit­halten.

Die Übertra­gungs­netz­be­treiber haben in einer Studie zur Ermitt­lung der Mindes­ter­zeu­gung des konven­tio­nellen Kraft­werk­parks folgende Ergeb­nisse veröf­fent­licht [7]:

Bei einer durch­schnitt­lich bereit­ge­stellten Regel­leis­tung für die Primär­re­ge­lung in Höhe von 3 % der Nennleis­tung ergibt sich eine instal­lierte Leistung von knapp 20 GW, die konti­nu­ier­lich am Netz sein muss. Auf Basis dieser Mindes­ter­zeu­gung wird im folgenden Abschnitt der dadurch gesicherte Beitrag zur Schwung­masse im Regel­block Deutsch­land bezif­fert und dessen Bedeu­tung für die Frequenz­sta­bi­lität abgeleitet. 

Die zuvor genannte Mindes­ter­zeu­gung von 20 GW stellt eine bestimmte mindes­tens am Netz befind­liche Schwung­masse für den Regel­block Deutsch­land sicher. Da die Regel­leis­tung haupt­säch­lich durch thermi­sche und hydrau­li­sche Erzeu­gungs­ein­heiten bereit­ge­stellt wird, kann als konser­va­tiver Wert eine mittlere Anlauf­zeit­kon­stante der Turbo­sätze angenommen werden. Somit ergibt sich abhängig von der Netzlast im Regel­block Deutsch­land die minimale Netzan­lauf­zeit. Für eine Netzlast zwischen Schwach­last von ca. 35 GW und Starklast von ca. 85 GW liegt die minimale Netzan­lauf­zeit­kon­stante für den Regel­block Deutsch­land zwischen 5,7 s und 2,4 s. Hierbei sind alle Kraft­werke vernach­läs­sigt, die nicht an der Primär­re­ge­lung teilnehmen. Selbst bei hoher Netzlast stellen die primär­ge­re­gelten Kraft­werke annähernd die minimal erfor­der­liche Schwung­masse bereit. Darüber hinaus sind u. a. Laufwas­ser­kraft­werke und KWK nahezu das ganze Jahr am Netz. Es ist davon auszu­gehen, dass bei mittlerer und hoher Netzlast weitere konven­tio­nelle Erzeu­gungs­ein­heiten am Netz sind, sodass die o.g. Empfeh­lung für die minimale Schwung­masse ohne zusätz­liche Maßnahmen erfüllt werden kann.

PV-Anlagen und Windkraft­an­lagen verfügen nicht über Schwung­massen. Diese müssen auch in Zeiten hoher Wind- und Sonnen­strom­aus­beute von konven­tio­nellen Kraft­werken bereit­ge­stellt werden.

Aus diesen Gründen darf die Residual­last nicht nennens­wert unter 20 GW sinken. Das hat zur Folge, dass auch und gerade in Schwach­last­zeiten bei hohem Aufkommen an Sonnen- und Windstrom konven­tio­nelle Kraft­werke zur Stabi­li­sie­rung der Netze in Betrieb gehalten werden müssen, will man die Netzsta­bi­lität nicht gefährden. Daraus ergibt sich, dass überschüs­siger EE-Strom expor­tiert oder abgere­gelt werden muss. Um teure Exporte zu vermeiden, müssen Windkraft- und Solar­an­lagen abgere­gelt werden. Es gibt also einen kausalen Zusam­men­hang zwischen der Überpro­duk­tion von EE-Strom und den Strom­ex­porten. Das deutsche Strom­netz ist also aus Gründen der System­sta­bi­lität schon heute nicht mehr in der Lage, die Erzeu­gungs­spitzen aus EE-Strom in vollem Umfang aufzu­nehmen.

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Abbil­dung 1 Strom­ex­porte zwischen 2010 und 2015 [8]

In der Tat haben sich die Export­mengen seit 2010 nahezu verdop­pelt. Bevor­zugte Export­länder sind Öster­reich, Nieder­lande und Belgien. Eine Reduzie­rung der Leistung unter 25 GW ist technisch und wirtschaft­lich nicht möglich. Der in der Folge entste­hende Überschuss­strom muss in auslän­di­sche Netze geleitet werden.  Ein typisches Beispiel ist die 45. Woche 2015.

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Abbil­dung 2: Last und Strom­erzeu­gung in KW 45 2015

Am Sonntag, den 8. November 2015 betrug die EE-Strom­pro­duk­tion um 00:00 Uhr knapp 26 GW, die nachge­fragte Last 42 GW. Die Residual­last wurde aber nicht auf die eigent­lich erfor­der­li­chen 16 GW gedros­selt, sondern nur auf 26 GW, um genügend Schwung­masse für die Netzsta­bi­lität zur Verfü­gung zu stellen und um die Regel­fä­hig­keit für den weiteren inter­es­santen Lastver­lauf des Tages zu sichern. Von 00:00 Uhr bis 02:00 Uhr gingen 10 GW in den Export. Mit steigender Nachfrage in Deutsch­land verrin­gerte sich der Export auf ca. 2 GW. In der Nacht gab es wieder mehr Windstrom und um Mitter­nacht gingen wieder 12 GW in den Export.

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Abbil­dung 3: Korre­la­tion der Strom­ex­porte mit Wind- und Solar­pro­duk­tion im Februar 2015 (Stunden­werte)

Wertet man die zugäng­li­chen Daten mittels Regres­si­ons­ana­lysen aus, kommt man zu vergleich­baren Ergeb­nissen:

Abbil­dung 3 zeigt einen eindeu­tigen Zusam­men­hang zwischen der stünd­li­chen EE-Strom­pro­duk­tion und den Strom­ex­porten: Je höher die EE-Leistung, desto höher sind die Strom­ex­porte. Dies gilt nicht nur für die Stunden­werte, sondern auch für die summa­ri­sche jährliche Strom­pro­duk­tion.

Die Regres­si­ons­ana­lyse der Jahres­daten zeigt einen signi­fi­kanten Zusam­men­hang zwischen EE-Strom­erzeu­gung und –export (Abbil­dung 4). Der Regres­si­ons­ko­ef­fi­zient liegt mit 0.92 nur unwesent­lich unter dem höchsten mögli­chen Wert 1. Zahlen­mäßig hat das Anwachsen der EE-Strom­erzeu­gung auf jährlich 120 TWh eine Erhöhung des Strom­ex­ports um rund 40 TWh zur Folge gehabt. Ein Drittel der EE-Strom­pro­duk­tion wurde nicht in Deutsch­land verbraucht, sondern ins Ausland expor­tiert. Die verbrei­tete Behaup­tung, erneu­er­bare Energien hätten einen Beitrag von 30% zur deutschen Strom­ver­sor­gung geleistet, hält daher einer kriti­schen Prüfung nicht Stand.

Daher ist die EE-Strom­erzeu­gung unter den gegebenen techni­schen und wirtschaft­li­chen Randbe­din­gungen die Ursache für den Export und für die Entsor­gungs­ge­bühren.

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Abbil­dung 4: Zusam­men­hang zwischen Strom­ex­port und Strom­pro­duk­tion aus Wind- und Solar­kraft­werken

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Tabelle 3: Entwick­lung von negativen Strom­preisen

In 2015 haben die abneh­menden Länder 44,2 Mio. € Entsor­gungs­ge­bühr erhalten, obwohl Windräder in zuneh­mendem Maße abgeschaltet wurden. Die sogenannte Ausfall­ar­beit [9] hat sich von 1,5 TWh in 2014 auf  3 TWh in 2015 fast verdop­pelt. Ohne diesen Anstieg wären die Export­mengen und damit die Entsor­gungs­ge­bühren entspre­chend höher gewesen.

Folgende Gesetz­mä­ßig­keit lässt sich ableiten: Sinkt die Residual­last unter die minimale Regel­leis­tung, dann muss Strom expor­tiert werden oder die Wind- oder PV-Anlagen müssen vom Netz genommen werden. Eine weitere Schluss­fol­ge­rung: wird der vorge­se­hene weitere Ausbau der Sonnen- und Windkraft nicht gestoppt, muss es zu noch höheren Exporten kommen mit der Folge noch höherer Entsor­gungs­kosten und / oder die neuen Anlagen müssen bei viel Sonne und Wind abgeschaltet werden mit der Folge noch höherer Kosten für die Ausfall­ar­beit.

Eine im Auftrag des BMWi durch­ge­führte Studie [10] geht davon aus, dass es für Deutsch­land mit seinen „elektri­schen Nachbarn“ bei weiterem Ausbau der Windkraft Ausgleichs­ef­fekte durch unter­schied­li­chen Lastgang und durch schwan­kende natio­nale Produk­tionen geben wird. Den Beweis für die Ausgleichs­ef­fekte erbringt die Studie nicht. Einen Ausgleich bei der Windkraft, und das ist hinrei­chend bewiesen, gibt es zwischen Deutsch­land und seinen „elektri­schen Nachbarn“ nicht. Ein Ausgleich beim Lastgang ist höchst unwahr­schein­lich: In allen europäi­schen Ländern beginnt der Indus­trietag am frühen Morgen, die Mittags­pause gegen Mittag und das Ende der Produk­tion gegen Abend. Die Lastgang­kurven sind in allen europäi­schen Ländern im Wesent­li­chen identisch.

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Tabelle 4: Gleich­zei­tig­keits­fak­toren der Netzlasten [12]

Die in Tabelle 4 darge­stellten Gleich­zei­tig­keits­fak­toren zeigen, dass große Netzlasten in ganz Westeu­ropa im Wesent­li­chen zum gleichen Zeitpunkt auftreten. Ein ausge­bautes westeu­ro­päi­sches Strom­netz kann daher keinen Ausgleich bewirken.

 
 

Schluss­fol­ge­rungen  

 
 
  1. Die Export­über­schüsse und die Stunden mit negativen Börsen­preisen sind, wie in der Fraun­hofer ISE Studie aus dem Jahr 2013 vorher­ge­sagt, tatsäch­lich weiter gestiegen und sie werden mit weiterem Ausbau von Wind- und Sonnen­strom notwen­di­ger­weise exponen­tiell weiter steigen, wenn dies nicht durch Abrege­lung begrenzt wird.
  2. Die System­kon­flikte zwischen konven­tio­nellem Erzeu­gungs­system und dem Wind- und Sonnen­strom-System sind bereits einge­treten. Deren Beherr­schung wird immer teurer.
  3. Bereits jetzt schalten energie­in­ten­sive Indus­trie­be­triebe die Produk­tion ab, wenn die konven­tio­nellen Kraft­werke den steilen Lastgra­di­enten nachmit­tags und abends nicht schnell genug folgen können. [11]
  4. Die durch das EEG geför­derte Energie­wende ist an den Grenzen der Physik geschei­tert.
  5. Nur INNEHALTEN UND NACHDENKEN kann die Kolli­sion verhin­dern. 
 
 

Litera­tur­ver­zeichnis

 
 

[1] Johannes N. Mayer, Niklas Kreifels, Bruno Burger: „Kohle­ver­stro­mung zu Zeiten niedriger Börsen­strom­preise“ Fraun­hofer ISE, August 2013 https://www.ise.fraunhofer.de/de/downloads/pdf-files/aktuelles/kohleverstromung-zu-zeiten-niedriger-boersenstrompreise.pdf

[2] Ahlborn, D.: „Korre­la­tion der Einspei­sung aus Windkraft­an­lagen macht Grund­last­fä­hig­keit in Deutsch­land unmög­lich“ in: Herbert Nieder­hausen, Andreas Burkert: Elektri­scher Strom: Geste­hung, Übertra­gung, Vertei­lung, Speiche­rung und Nutzung elektri­scher Energie im Kontext der Energie­wende Springer, Vieweg 2014

[3] Ahlborn, D.: „Glättung der Windeinspei­sung durch Ausbau der Windkraft?“ in Energie­wirt­schaft­liche Tages­fragen 65. Jg. (2015) Heft 12 S.37–39

[4] Ess, F. et al.: „Bedeu­tung der inter­na­tio­nalen  Wasser­kraft-Speiche­rung für  die Energie­wende“ www.worldenergy.ch/file/Publikationen/Aktuell/prognos_wec_20121009.pdf

[5] http://www.alt.fh-aachen.de/downloads/Vorlesung%20EV/Hilfsb%2060% 20Regelleistungsbereiche%20Lastgradienten%20Kraftwerke.pdf

[6] http://www.amprion.net/netzfrequenz

[7] „Auswir­kungen reduzierter Schwung­masse auf einen stabilen Netzbe­trieb“ Studie im Auftrag der deutschen Übertra­gungs­netz­be­treiber, Abschluss­be­richt, 20. Januar 2012

[8] Agora Energie­wende Denkfa­brik, BDEW Energie­bi­lanzen

[9] Bundes­netz­agentur, Monito­ring­be­richt 2015

[10] „Versor­gungs­si­cher­heit in Deutsch­land und seinen Nachbar­län­dern: länder­über­grei­fendes Monito­ring und Bewer­tung“ Consentec GmbH, r2b energy consul­ting GmbH 06.03.2015 Unter­su­chung im Auftrag des Bundes­mi­nis­te­riums für Wirtschaft und Energie

[11] Dipl.-Ing. Heribert Hauck: „Netzsta­bi­li­sie­rung durch flexible Produk­tion“ Vortrag auf dem Tag der Metall­urgie, Goslar, 04.03.2016

[12] Bericht der deutschen Übertra­gungs­netz­be­treiber zur Leistungs­bi­lanz 2015 nach EnWG § 12 Abs. 4 und 5, Stand 30.09.2015

 

 

Die “Fachpo­li­tiker” der Grünen und der Linken, die am 1. Juni 2016 im deutschen Bundestag anläss­lich der EEG-“Reform” den schnel­leren Ausbau der erneu­er­baren Energien forderten, sind im Lichte dieser Tatsa­chen als ahnungs­arme Agita­toren zu erkennen. Hier können Sie die Reden nachhören und sich ein Bild von der Kompe­tenz der Energie­fach­leute der jewei­ligen Parteien machen. Frau Bulling-Schröter, vehemente Kämpferin für die Windin­dus­trie, wäre ein Gespräch mit ihrem physi­ka­lisch gebil­deten Partei­kol­legen Lafon­taine zu empfehlen. Dem eingangs zitierten Herrn Krischer gibt die VERNUNFTKRAFT.–Physi­kern Dr. Julia Uwira einen Rat:

Lieber Herr Krischer,
besuchen Sie doch bitte eine Elektro­dy­namik-Vorle­sung der Physik. Dort lernen Sie: Beim Wechsel­strom “fließen” nicht die Elektronen (Drift­ge­schwin­dig­keit von Elektronen in Metallen: Zehntel mm/s), – damit  “verstopft” also so gut wie jedes Elektron den metal­li­schen Leiter/Draht, weil es verdammt langsam ist und nur um seinen Platz im Metall hin- und herschwingt – obwohl sich das Signal (z.B. Einschalten des Stromes durch Umlegen eines Schal­ters) mit Licht­ge­schwin­dig­keit fortpflanzt. Siehe z.B:
https://de.wikipedia.org/wiki/Driftgeschwindigkeit
http://www.schule-bw.de/unterricht/faecher/physik/online_material/e_lehre_2/teilchenfeld/geschwelektronen.htm

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