TGA Leitartikel

TGA Ausgabe 05-2017
Negative Strompreise

Viele Kraftwerke reagieren nicht

» Etwa ein Viertel der in Deutschland in der Spitze einspeisenden Kraftwerksleistung reagiert nicht oder nur eingeschränkt auf Preise am Strommarkt – obwohl nur ein geringer Teil dieser Erzeugung zur netztechnisch erforderlichen Mindesterzeugung zu zählen ist. «

Der letzte Sonntag im April wird einige Zeit in Erinnerung bleiben. Deutschlandweit war es nach einigen Durststrecken flächendeckend sonnig, sodass man zumindest zum Mittagessen oder am Nachmittag in geschützten Lagen gut in die Grillsaison starten konnte. Allerdings waren auch in der Sonne meistens Jacken angesagt, denn den ganzen Tag wehte eine frische Brise.

In der Kombination mit dem langen Wochen-ende führte das dazu, dass am 30. April 2017 erneuerbare Energien im Mittel fast zwei Drittel (64 %) des deutschen Stromverbrauchs lieferten. Nach Angaben von Agora Energiewende trugen sie in der Spitze 55,2 GW (12.00 Uhr) bei, von 13.00 bis 15.00 Uhr lag der Erneuerbaren-Anteil bei 85 % des Stromverbrauchs.

Gleichzeitig war in Deutschland so wenig Kohlekraft am Netz wie noch nie in der jüngeren Geschichte: Von 15.00 bis 16.00 Uhr arbeiteten die Kohlekraftwerke nur noch mit einer Leistung von knapp 8 GW, möglich sind rund 50 GW. Die Steinkohlekraftwerke waren auf 1,8 GW heruntergefahren worden, Braunkohlekraftwerke lieferten allerdings immer noch etwa 6,2 GW, die Kernkraftwerke reduzierten ihre Leistung von 7,9 auf 5 GW, sodass kontinuierlich Strom exportiert wurde. Damit einher gingen für mehrere Stunden negative Preise an der Strombörse, teilweise wurde Stromabnahme mit fast 80 Euro/MWh vergütet.

Das zeigt, dass immer noch zu viele Kraftwerke, die sich nicht weiter herunterfahren lassen, am Markt sind. Wenige Tage zuvor hatte die Bundesnetzagentur einen Bericht über die sogenannte Mindesterzeugung veröffentlicht. Dafür wurden Stunden mit negativen Strompreisen aus dem zweiten Halbjahr 2015 untersucht. Ergebnis: Etwa ein Viertel der in Deutschland in der Spitze einspeisenden Kraftwerksleistung reagiert nicht oder nur eingeschränkt auf Preise am Strommarkt. Nur ein geringer Teil dieser Erzeugung ist netztechnisch erforderliche Mindesterzeugung.

In den analysierten Stunden haben konventionelle Stromerzeuger 23 bis 28 GW eingespeist. Nur ein kleiner Teil davon ist für einen sicheren Netzbetrieb erforderlich (ca. 3 bis 4,5 GW), wie die Erbringung von Regelenergie oder Redispatch. Dieser Teil wird als „Mindesterzeugung“ bezeichnet.

Der überwiegende Anteil der konventionellen Stromerzeugung in den analysierten Stunden ist dem „konventionellen Erzeugungssockel“ zuzuordnen. Er beträgt zwischen etwa 19 und 24 GW (80 bis 86,5 % der Erzeugung aus konventionellen Anlagen). Grund für diese Erzeugung sind zunächst technische Inflexibilitäten der Kraftwerke. Die Kraftwerke können für die wenigen Stunden mit negativen Großhandelspreisen nicht schnell genug herunter und anschließend wieder heraufgefahren werden. Offensichtlich sind erst zunehmend negative Großhandelspreise ein Anreiz für weitere Investitionen in Flexibilität.

Als weitere Gründe für eine Stromproduktion bei negativen Großhandelspreisen dürften laut Bundesnetzagentur ökonomische Anreize eine Rolle spielen, die stärker als die Strommarktpreise wirken. Dazu gehören zum Beispiel Wärmelieferverpflichtungen von nach dem Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz geförderten Anlagen, Anreize aus den Regelungen zum Eigenverbrauch und ein Anspruch auf Auszahlung sogenannter vermiedener Netzentgelte. Die Zeche für die Fehlanreize zahlen die Stromverbraucher.

Jochen Vorländer, Chefredakteur TGA Fachplaner vorlaender@tga-fachplaner.de · www.tga-fachplaner.de

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