UBA-Studie sieht Kapazitätsmärkte zurzeit kritisch Der gegenwärtige Strommarkt als Energy-Only-Markt bildet einen geeigneten Rahmen für die Energiewende und gewährleistet eine sichere Stromversorgung. Das zeigt eine neue Studie für das Umweltbundesamt (UBA). Derzeit nicht notwendig ist dagegen die Einführung von Kapazitätsmärkten. Sie bergen ein großes Risiko für Ineffizienzen, unter anderem weil sie zu wenig Anreize für das Lastmanagement setzen. Damit der Strommarkt auch langfristig zuverlässig funktioniert und um Wind- und Solarstrom effizient zu nutzen, ist es aber wichtig, das Lastmanagement auszuweiten. „Der Umbau der Energieversorgung könnte zudem durch eine Strategische Reserve abgesichert werden. Diese könnte in absoluten Extremsituationen - etwa wenn bei extremer Kälte zugleich viele Kraftwerke ausfallen - sinnvoll sein. Sie wäre vergleichbar mit der strategischen Mineralöl-Reserve“, sagt UBA-Präsident Jochen Flasbarth. Diese ließe sich bei Bedarf mit einigen neuen Gasturbinenkraftwerken oder mit dem weiteren Betrieb einiger zur Stilllegung vorgesehener Gas- und Kohlekraftwerke sehr schnell aufbauen. Die Autoren der Studie, die vom Beratungsunternehmen Ecofys erstellt wurde, sehen die Einführung eines umfassenden Kapazitätsmarkts sehr kritisch. Bei diesem Ansatz wird neben dem bestehenden Strommarkt ein neuer Markt für Kraftwerkskapazitäten geschaffen, um die Erlöse für den Bau und Betrieb von Kraftwerken zu erhöhen. Auf dem gegenwärtigen Strommarkt, einem so genannten Energy-Only-Markt, wird den Kraftwerksbetreibern die bereitgestellte Energiemenge vergütet. Für die Vorhaltung von Erzeugungskapazitäten erfolgt hingegen keine direkte Entlohnung. Auf einem Kapazitätsmarkt würden Kraftwerksbetreiber - zusätzlich zum Strommarkt - Erlöse für die Bereitstellung einer gesicherten Leistung erhalten. Die Kosten des Kapazitätsmarktes würden an alle Verbraucher weitergegeben werden. Laut der Ecofys-Studie birgt dieser neue Markt für Kraftwerkskapazitäten große Risiken für Ineffizienzen und seine Einführung ist praktisch irreversibel. Auch könnte er die Integration der erneuerbaren Energien in das Stromerzeugungssystem mittel- und langfristig erschweren, da tendenziell geringere Anreize zur Nutzung von Lastmanagement - also der Anpassung der Stromnachfrage an das fluktuierende Stromangebot - gesetzt werden. Die Studie zeigt: Kapazitätsmärkte sind derzeit nicht nötig, weil der gegenwärtige Strommarkt als Energy-Only-Markt einen geeigneten Rahmen für die Energiewende darstellt und eine sichere Stromversorgung gewährleistet. Die Diskussion über zusätzliche Erlöse aus Kapazitätsmärkten kann dagegen die Investitionen in neue Kraftwerke verzögern. Damit der Strommarkt auch langfristig zuverlässig funktioniert und um Wind- und Solarstrom effizient zu nutzen, empfiehlt das UBA das Lastmanagement auszuweiten. Einerseits sollten mehr Stromverbraucher als bisher auf das schwankende Angebot flexibler reagieren und durch Preissignale bei Stromknappheit ihren Verbrauch senken können. Zurzeit können dies beispielsweise Unternehmen der Aluminium-, Stahl- und Zementproduktion oder Kühlhäuser. Andererseits verbilligen Einspeisespitzen durch Sonnen- und Windenergie den Strom und setzen so Anreize für Stromkunden, ihren Verbrauch in diese Zeiten zu verlagern. Der Umbau der Energieversorgung könnte zudem durch eine Strategische Reserve abgesichert werden. Sie wäre vergleichbar mit der strategischen Mineralöl-Reserve. Die Strategische Reserve weist im Vergleich zu Kapazitätsmärkten deutlich geringere Risiken auf. Sie ließe sich bei Bedarf mit einigen neuen Gasturbinenkraftwerken oder mit dem weiteren Betrieb einiger zur Stilllegung vorgesehener Gas- und Kohlekraftwerke sehr schnell aufbauen. Die Kraftwerke der Strategischen Reserve stehen ausschließlich als Absicherung für absolute Extremsituationen - etwa wenn bei extremer Kälte zugleich viele Kraftwerke ausfallen - zur Verfügung, würden jedoch nicht am Strommarkt teilnehmen. Deshalb bleibt der Strommarkt in seiner Effizienz unbeeinflusst und es können bessere Anreize für mehr Lastmanagement gesetzt werden als mit Kapazitätsmärkten. Dies ist wichtig für die Integration der erneuerbaren Energien. „Bei einer strategischen Reserveleistung von beispielsweise vier Gigawatt (GW) lägen die Gesamt-Kosten für das Bereithalten dieser Kraftwerksleistung zwischen 140 und 240 Mio. Euro jährlich. Auf die Endverbraucher kämen sehr moderate Kosten von unter 0,1 Cent pro Kilowattstunde zu“, so der UBA-Präsident Flasbarth. Die Strategische Reserve ist eine effiziente Lösung, die schnell Sicherheit schafft und - anders als Kapazitätsmärkte - alle Türen offen hält, um das Marktdesign optimal an neue zukünftige Anforderungen anpassen zu können. Die Strategische Reserve unterscheidet sich von den Reservekraftwerken der Bundesnetzagentur (BNetzA), die dazu dient, die zeitweise angespannte Situation in Süddeutschland, insbesondere in Bayern und Baden-Württemberg zu beherrschen. Diese resultiert nicht aus einem Mangel an Kraftwerken, sondern aus Engpässen im Übertragungsnetz, denn aktuell bestehen in Deutschland insgesamt genügend Kraftwerkskapazitäten. Diese Netz-Engpässe werden mittelfristig durch den im Energieleitungsausbaugesetz (EnLAG) vorgesehenen Netzausbau behoben. Bis dahin entlasten die auf Initiative der Bundesnetzagentur in Österreich und Süddeutschland vorgehaltenen Reservekraftwerke die Stromnetze. Dies ist bereits ein vergleichbarer Ansatz wie bei der Strategischen Reserve, jedoch für einen anderen Einsatzzweck - denn die Strategische Reserve wird vorrangig für eine langfristige Absicherung des Strommarktes vorgeschlagen. Die BNetzA-Kraftwerksreserve könnte zu einer Strategischen Reserve weiter entwickelt werden, die beides umfasst, mit der zum einen der Strommarkt langfristig abgesichert wird und zum anderen neue Reservekraftwerke gezielt in Süddeutschland errichtet werden, um bei Bedarf das Stromnetz zu entlasten. Energy-Only-Markt:Der gegenwärtige Strommarkt ist ein so genannter Energy-Only-Markt. Hier wird den Kraftwerksbetreibern nur die bereitgestellte Energiemenge (Stromproduktion) vergütet. Für die Vorhaltung von Erzeugungskapazitäten (Kraftwerken) erfolgt hingegen keine direkte Entlohnung. Auf einem Kapazitätsmarkt würden Kraftwerksbetreiber - zusätzlich zum Strommarkt - Erlöse für die Bereitstellung einer gesicherten Leistung (also der Vorhaltung von Erzeugungskapazitäten) erhalten.
Anzahl und Leistung der konventionellen Gaskraftwerke, Stromentstehungskosten, Planung, Bau, Baustopp wegen Unrentabilität, Anzahl der Reservekraftwerke, Anzahl und Leistung der Biogaskraftwerke und Power-to-Gas-Anlagen; Berichterstattung der Landesregierung im Ausschuss für Umwelt, Energie, Ernährung und Forsten
Betreiberinformation für die Öffentlichkeit: Spitzen- und Reservekraftwerk für die Fernwärmeabsicherung der Stadtwerke Hannover AG
Berichtsjahr: 2020
Adresse: Leinhäuser Weg 1a 30419 Hannover, Landeshauptstadt
Bundesland: Niedersachsen
Flusseinzugsgebiet: Weser
Betreiber: Stadtwerke Hannover AG
Haupttätigkeit: Verbrennungsanlagen > 50 MW
Statement of BASE President: A question of safety When assessing the pros and cons of a continued operation of nuclear power plants, safety concerns should be paramount. A lifetime extension would also mean another challenge for the search for a final repository in Germany. BASE President Wolfram König comments on the current debate. When assessing the pros and cons of a continued operation of nuclear power plants, safety concerns should be paramount. A lifetime extension would also mean another challenge for the search for a final repository in Germany. BASE President Wolfram König comments on the current debate. Russia's war against Ukraine, which violates international law, has changed the culture of debate in Germany. Heavy verbal artillery is increasingly being deployed in the current nuclear debate. After a decade of joint efforts regarding the safe handling of nuclear technology and its legacy, we are now seeing nuclear power proponents and opponents retreating to their respective trenches once again. The wording used to express a doubtful appreciation of the identified adversary increasingly recalls a confrontation which we long thought to have overcome, and which allowed for a clear friend-foe identification at least in this field. In the face of fears over insufficient gas supplies in the coming winter, calls for the continued operation of the three nuclear power plants that are still connected to the grid are growing louder at the same time. But the necessary discussion about the actually existing safety reserves of these power plants and the financial burden this will impose on society as a whole is often nipped in the bud by a general accusation of ideology. What falls by the wayside, at least, is a risk assessment based on scientific and technical knowledge. Periodic safety review indispensable for safety It is a fact that, for ten years or more, all parties involved have been gearing their strategies, investments, personnel development and planning towards the shutdown of the last nuclear power plants at the end of this year. This concerns not only the energy supply companies, but also expert organisations and supervisory and licensing authorities, and gives rise to the very specific question as to what safety compromises must be accepted for a continued operation. With a view to the shutdown date, the plants had been granted a special arrangement regarding one of the main pillars of the safety culture - the suspension of the periodic safety review (PSR). This should actually have been carried out in 2019, after 10 years. The importance of such a review for the safety of these high- risk plants becomes immediately obvious when we take a look at France. Within the framework of a PSR there, a previously undetected corrosion was discovered in a pipe system in a nuclear power plant, which could have led to a loss of coolant and thus to a core meltdown in the event of a rupture. This safety problem, which was discovered in the scope of the PSR, was then also detected in other reactors, and has contributed significantly to the current shutdown of more than half of the French reactors. The PSR constitutes an internationally binding procedure to ensure a continuous increase of safety levels. A safety requirement, by the way, that our neighbours also have towards us, as a protection against possible accidents in German plants. Safety inspection in state hands for good reasons Another point - such a serious PSR already takes about two years on the part of the operator before the supervisory authority can start examining the documents submitted by the operator . In any case, public guarantees of safety regarding the operating and even the already shut-down nuclear power plants by representatives of an expert organisation cannot replace this fundamental legal claim , confirmed by the highest courts, to a dynamic development of the safety level in the case of a lifetime extension. And such statements underline the accuracy of the German safety architecture: determining nuclear power plant operators’ compliance with safety requirements is the final task of state authorities, and not that of private companies with economic interests. In this context, it is worth recalling another internationally required division of tasks - the regulatory separation of the safeguarding of energy industry interests and the responsibility for nuclear safety. This is to prevent the subordination of safety aspects to other interests within an authority. Especially in view of the ongoing debate on security of supply, this is an important division of responsibility. It is well known that a so-called stretch operation of the remaining plants can only make a very limited contribution to gas substitution over the next winter. The legal, financial and organisational effort required for this would be difficult to justify, even ignoring the safety aspects. The stress test initiated by the Ministry of Economics is intended to provide a further basis for a renewed political assessment of supply security. A second aspect will be the evaluation of an actual lifetime extension that might, as some hope, open the door to a fundamental reversal of the decision to phase out. But what costs would this incur for society as a whole? Nuclear phase-out is the basis for the search for a final repository In a unique historical window of opportunity following the Fukushima disaster, a fresh start was made for the disposal of the highly hazardous radioactive waste from German nuclear power plants. Once the fundamental question on the use of nuclear energy had been solved and the decision to phase out nuclear power had been made in 2011, both opponents and supporters of nuclear power set out to jointly write this last chapter of the use of nuclear power in Germany. Today, ten years later, a safe final repository site is still a long way off. In recent years, my Federal Office has fulfilled its responsibility to repeatedly urge the company in charge of the site search for progress in the procedure, so that the timetable set by law - to have found a site by 2031 – will be met. It will then take another 20 years until a final repository is ready for operation. Today, unfortunately, I have to state that I no longer consider the target date of 2031 to be realistic. Nevertheless, it is of central importance for the long-term safety of future generations to persistently follow the path to a final repository. In this situation, extending the operating lives of nuclear power plants would not only be an additional burden on the disposal issue - the hard-won social consensus would be challenged fundamentally, too. The peaceful use of nuclear energy, which has lasted for more than 60 years, has accumulated high-level radioactive waste in both German states, which is stored in so-called Castor casks in 16 locations throughout the Federal Republic. They can guarantee storage safety for a limited period of time. They are not a permanent solution. This waste is stored in about 1900 casks. Renewable energies are the future-oriented alternative The great risk potential of these interim storage facilities becomes clear by comparison. The maximum total activity authorised for each CASTOR cask is about the same as the total activity released at Chernobyl. And there is something else that the live images from the war in Russia have made obvious - a warlike attack on nuclear facilities that had previously been excluded from safety considerations. In view of these major unsolved tasks, the high-risk potentials, and following decades of debates on sustainable management, social transformation and intergenerational justice, do we really want to open the door to the production of one of mankind's most dangerous waste materials once again? The alternatives are obvious: renewable energies and the potential for savings. An arduous but safe path to the future.
Das Projekt "Szenarien der Versorgungssicherheit in Deutschland und Süddeutschland" wird vom Umweltbundesamt gefördert und von Deutsches Zentrum für Luft- und Raumfahrt, Institut für Technische Thermodynamik, Abteilung Systemanalyse und Technikbewertung durchgeführt. Übergeordnetes Ziel der Studie war die modellgestützte Untersuchung der zukünftigen Stromversorgungssicherheit in Süddeutschland. Ausgehend vom heutigen Kraftwerksbestand und dessen zukünftiger Entwicklung untersucht die Studie für die Jahre 2020, 2023 und 2025, ob es zu Engpässen in der Stromversorgung kommt. Dies erfolgt durch die Anwendung des DLR-Energiesystemmodells REMix, das für jede Stunde des Jahres den Betrieb von Kraftwerken, Speichern und Stromnetzen simuliert.
Im ersten Teil der Studie erfolgte eine Simulation der stündlichen Kraftwerksverfügbarkeiten durch den Kooperationspartner IER (Universität Stuttgart, Institut für Energiewirtschaft und Rationelle Energieanwendung) basierend auf einem stochastischen Ansatz. Die Kalibrierung erfolgte auf Grundlage von historischen Kraftwerksausfällen anhand von Daten der Europäischen Strombörse EEX. Die Zeitreihen der Kraftwerksverfügbarkeiten gingen im zweiten Teil der Studie in die Simulation des Systembetriebs mit dem DLR-Energiesystemmodell REMix ein. Mit diesem wurde für 300 Variationen der Kraftwerksverfügbarkeit die Versorgungssituation im Europäischen Verbundnetz analysiert. Dabei ermittelt das Modell den kostenoptimalen Kraftwerkseinsatz zur Lastdeckung, das Auftreten von Versorgungsengpässen und die Auslastung von Netz- und Speicherkapazitäten. Dabei wurden verschiedene Szenarien bezüglich Kraftwerksrückbau und -zubau, verwendeten historischen Last- und Wetterjahren sowie Netzausbau betrachtet.
Die REMix-Analyse zeigt, dass es im ungünstigen Szenario eines zügigen Rückbaus von Kraftwerken im In- und Ausland bereits im Jahr 2020 zu massiven Ausfällen kommt. Im günstigeren Fall eines langsameren Rückbaus gibt es in Süddeutschland erst im Jahr 2025 Ausfälle, in Norddeutschland jedoch spätestens im Jahr 2023. Die maximale Höhe der Deckungslücke liegt in Deutschland im ungünstigen Szenario für 2020 bei 9 GW und im günstigen Szenario für 2025 bei 3,3 GW. Diese Leistung könnte z.B. durch die Vorhaltung von Reservekraftwerken bereitgestellt werden, zudem können Laufzeitverlängerungen oder Retrofit existierender Anlagen eine Entlastung bewirken.