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Full text: Atomausstieg 2015 / Rieseberg, Sarah

Atomausstieg 2015 Gehen ohne Atomkraftwerke die Lichter aus?

Kurzstudie im Auftrag von
.ausgestrahlt

Berlin, 22. Juni 2015
Arepo Consult
Zimmerstraße 11
D-10969 Berlin
Telefon +49 30 809 206 81
woerlen@arepo-consult.com

Sarah Rieseberg,
Dr. Christine Wörlen,
Ramona Lorenz

Atomausstieg 2015
Gehen ohne Atomkraftwerke die Lichter aus?
Inhalt
Abkürzungsverzeichnis ................................................................................................................................. 3
Atomausstieg 2015 - Gehen ohne Atomkraft die Lichter aus? .................................................................... 4
1

Factsheet 1: Die Leistungsbilanz ........................................................................................................ 10

2

Factsheet 2: Alternative Konzepte zur Messung der Versorgungssicherheit .................................... 14

3

Factsheet 3: Die nationale Leistungsbilanz bei einem sofortigen Atomausstieg in 2015 .................. 19

4

Factsheet 4: Verfügbare Kraftwerkskapazitäten in Süddeutschland ................................................. 20

5

Factsheet 5: Maßnahmen zur Verbesserung der Versorgungssicherheit .......................................... 26

6

Glossar ................................................................................................................................................ 30

7

Quellen ............................................................................................................................................... 31

2

Abkürzungsverzeichnis
ACER
AbLaV
ADAM
AKW
BHKW
BMWi
BNetzA
DIW
EE
EEG
(E)ENS
EEU
EnLAG
EnWG
EEX
ENTSO-E
EPEX SPOT
EUE
GW
GWh
KWK
LBP
LOLE
LOLP
MW
MWh
PV
ResKV
SAIDI
SAIFI
TWh
ÜNB

Agency for the Cooperation of Energy Regulators
Verordnung über Vereinbarungen zu abschaltbaren Lasten
Adequacy Assessment Methodologies
Atomkraftwerk
Blockheizkraftwerk
Bundeministerium für Wirtschaft und Energie
Bundesnetzagentur
Deutsches Institut für Wirtschaftsforschung
Erneuerbare Energien
Erneuerbare-Energien-Gesetz
(Expected) Energy Not Served
Expected Energy Unserved
Energieleitungsausbaugesetz
Energiewirtschaftsgesetz
European Energy Exchange AG
European Network of Transmission System Operators for Electricity
European Power Exchange: europäische Strombörse für kurzfristigen
Stromgroßhandel in Deutschland, Frankreich, Österreich und der Schweiz
Expected Unserved Energy
Gigawatt
Gigawattstunden
Kraft-Wärme-Kopplung
Load Balancing Probability
Loss of Load Expectation
Loss of Load Probability
Megawatt
Megawattstunden
Photovoltaik
Reservekraftwerksverordnung
System Average Interruption Duration Index
System Average Interruption Frequency Index
Terrawattstunden
Übertragungsnetzbetreiber

3

Atomausstieg 2015 - Gehen ohne Atomkraft die Lichter aus?
Mit der 13. Novelle des Atomgesetzes wurde ein Ausstiegsfahrplan für die verbleibenden neun
Atomkraftwerke in Deutschland in Kraft gesetzt. Zu Beginn des Jahres 2015 befanden sich noch 12,1 GW
atomare Erzeugungskapazitäten am Netz, davon 8 GW in Süddeutschland (siehe Abbildung 1). Am
27. Juni 2015 wird das Atomkraftwerk (AKW) Grafenrheinfeld mit 1,3 GW abgeschaltet – ein halbes Jahr
früher als gesetzlich vorgeschrieben. Die restlichen acht Atommeiler sollen laut Vorgabe des Plans im
Atomgesetz bis 2022 folgen. Bis 2021 sollen noch 8 GW atomarer Leistung am Netz sein und auch in
2022 werden nach diesem Plan noch 1/3 der heutigen AKW-Kapazität (4 GW) Strom produzieren, aber
im selben Jahr abgeschaltet werden.
Schon weit im Vorfeld der Abschaltung des AKW Grafenrheinfeld wurde die Befürchtung geäußert, der
Atommeiler sei für die Versorgungssicherheit notwendig. Arepo (2014) fasste die damalige Sichtweise
der Bundesnetzagentur dahingehend zusammen, dass die Versorgungssicherheit nicht durch eine
Abschaltung von Grafenrheinfeld beeinträchtigt wird. Um die Frage nach technischen Spielräumen bei
der beschleunigten Abschaltung von Atomkraftwerken weiter auszuloten geht die vorliegende
Kurzstudie auf der Basis des heutigen Kraftwerksparks der Frage nach, ob die AKW für die
Versorgungssicherheit in Deutschland nötig sind oder ob nicht auch ein sofortiges Abschalten aller AKW
in 2015 ohne Beeinträchtigung der Versorgungssicherheit möglich wäre.
Die Kurzstudie findet nach dem Studium der öffentlich verfügbaren Quellen – der Bundesnetzagentur,
der Übertragungsnetzbetreiber, des Bundeswirtschaftsministeriums sowie wissenschaftlicher und
technischer Beratungsinstitute – keine entscheidenden technischen Argumente dafür, dass die
Atomkraftwerke heute für die Strombereitstellung notwendig sind. Zwar besitzt Süddeutschland schon
heute – also mit AKW – nicht ausreichend Erzeugungskapazitäten, um die eigene Spitzenlast zu decken.
Aber die Übertragungskapazitäten im Höchstspannungsnetz für Strom aus Norddeutschland reichen
heute mit oder ohne AKW bereits aus, dieses Defizit rechnerisch abzudecken. Die möglicherweise auftretenden Probleme mit Blindleistungsbereitstellung und anderen Systemdienstleistungen können
einerseits mit technischen Maßnahmen adressiert werden (vgl. arepo, 2014) und werden andererseits
auch erleichtert, wenn man akzeptiert, dass auch Stromimport nach Süddeutschland aus anderen, näher
liegenden Ländern geschehen wird, denn Strom folgt nicht den administrativen Grenzen, sondern den
Netzengpässen. Allerdings macht die aktuelle Marktverfassung des europäischen Binnenmarktes
deutlich höhere Stromflüsse und Reservekapazitäten1 zum Redispatch2 notwendig, die den Blick auf die
technische Lage verstellen. Für eine Abschaltung aller AKW in Deutschland wäre vermutlich eine
Änderung der Marktordnung, insbesondere eine Marktteilung, sinnvoll bzw. notwendig. Auch andere
Maßnahmen können die Versorgungssicherheit im Falle einer schnellen AKW-Abschaltung unterstützen,
greifen aber tendenziell eher über Zeiträume von mehreren Jahren.
Die Leistungsbilanz
Seit 2012 wird die Versorgungssicherheit in Deutschland mit Hilfe der so genannten Leistungsbilanz
beurteilt. Dabei werden pessimistische Szenarien für den höchstmöglichen Stromverbrauch (geschätzt)
und mit der verfügbaren Leistung verglichen. Die Grundvorstellung dabei ist: Sind mehr Kraftwerke am
Netz als zur Deckung des maximalen gleichzeitigen Stromverbrauchs benötigt werden, gilt die
Versorgung als gesichert. Die der Leistungsbilanz zugrunde liegenden Abschätzungen werden bewusst

1

Reservekapazitäten werden nach der Reservekraftwerksverordnung ermittelt.
Unter Redispatch sind Eingriffe in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken zu verstehen. Droht an einer
bestimmten Stelle im Netz ein Engpass, so werden Kraftwerke diesseits des Engpasses angewiesen, ihre
Einspeisung zu drosseln, während Anlagen jenseits des Engpasses ihre Einspeiseleistung erhöhen müssen (BNetzA,
2015b).
2

4

sehr konservativ getroffen, damit Handlungsbedarfe frühzeitig erkannt werden können. Eine genauere
Betrachtung der Leistungsbilanzmethode und ihrer Annahmen liefert Factsheet 1.
Abbildung 1: Sterbelinie der Atomkraftwerke in Deutschland (Blautöne: Süddeutschland, Grüntöne:
Norddeutschland) gemäß Maximallaufzeit des 13. Atomgesetzes

ND: Norddeutschland, SD: Süddeutschland
Quelle: Eigene Darstellung

Die Übertragungsnetzbetreiber erstellen die Leistungsbilanz jährlich seit 2012. Jede Leistungsbilanz
seitdem wies deutliche Leistungsbilanzüberschüsse auf, also Kraftwerke, die auch bei der höchsten Last
nicht für die Versorgungssicherheit benötigt werden. Für 2015 beträgt der Überschuss nach der
aktuellsten Berechnung aus dem Herbst 2014 12,2 GW (Abbildung 2). Das heißt, auch falls die
Spitzenlast, wie für den Worst Case erwartet, eintritt und ohne einen nennenswerten Beitrag der
erneuerbaren Energien (EE), steht rein rechnerisch 12,2 GW einsatzbereite und regelbare
Kraftwerkskapazitgät bereit, wird aber für die nationale Versorgung im Szenario nicht genutzt.3 Da die
atomaren Kapazitäten (inklusive Grafenrheinfeld) 12,1 GW betragen, bedeutet dies, dass rein
rechnerisch und auf nationaler Ebene betrachtet – ohne Berücksichtigung von Fragen der Netzstabilität
– sofort auf alle atomaren Kapazitäten verzichtet werden könnte und die Leistungsbilanz dennoch
weiterhin positiv ausfiele (Abbildung 2).

3

Die Leistungsbilanz berücksichtigt bei den konventionellen Kraftwerkskapazitäten allerdings nur Anlagen
≥10 MW, inklusive der nationalen Netzreserve und Kraftwerken, die an die deutsche Regelzone angeschlossen
sind. Nähere Ausführungen siehe Factsheet 1.

5

Abbildung 2:

Leistungsbilanz der Übertragungsnetzbetreiber 2014

120

100
12,1

12,2

in GW

80
60
40

81

81

20
Verfügbare Leistung

Verbleibende Leistung

Verbleibende Last

Atomkraftwerke (inklusive Grafenrheinfeld)
Restliche gesicherte Leistung
Verbleibende Last: Last inklusive Last im Ausland nach Abzug verfügbarer Lastreduktion
Verbleibende Leistung

Quelle: Eigene Darstellung auf Basis ÜNB (2014)

Ein Ausstieg in 2015 würde vermutlich zu einem leichten Anstieg der Börsenstrompreise führen (vgl.
Factsheet 3). Das könnte die wirtschaftlich schwierige Situation anderer Kraftwerke, die aktuell von
Stilllegung bedroht sind, verbessern. Bei geeigneter Steuerung könnte dies moderne Erdgaskraftwerke
mit relativ niedrigen Emissionen am Netz halten. Ein sofortiger Atomausstieg kann also aufgrund seiner
wirtschaftlichen Auswirkungen am Strommarkt auch für die Energiewende vorteilhaft sein.
Wie aussagekräftig ist die Leistungsbilanz?
Die Leistungsbilanz ist stark abhängig von den bei ihrer Berechnung getroffenen Annahmen. Zum
Beispiel fassen die deutschen Übertragungsnetzbetreiber alle Kraftwerke in ihrem Einzugsbereich unter
ihre Leistungsbilanz. Dann fällt die Leistungsbilanz mit über 12 GW stark positiv aus. Auf europäischer
Ebene arbeiten sie aber in der Gruppe ENTSO-E mit einer Abgrenzung anhand administrativer Grenzen
und verwenden andere Jahreshöchstlasten und Kapazitätsangaben – unter diesen Annahmen weist die
deutsche Leistungsbilanz schon heute „nur“ noch 5,6 GW Überkapazitäten auf (ENTSO-E, 2014). Wie im
weiteren Verlauf gezeigt wird, fällt die regionale Leistungsbilanz für Süddeutschland negativ aus, die für
Gesamtdeutschland zeigt jedoch deutliche Überkapazitäten. Diese extreme Sensitivität der
Leistungsbilanz auf Annahmen und Abgrenzungen, die keinen Bezug zur physikalischen Systemstabilität
haben, stellt die Aussagekraft und weitere Nutzung der Leistungsbilanz als Indikator grundsätzlich in
Frage.
Tatsächlich wird die Kritik am Konzept der Leistungsbilanz in der Fachwelt auch aus anderen Gründen
ständig lauter. Insbesondere aufgrund ihrer statischen Natur wird zunehmend anerkannt, dass die
Leistungsbilanz nicht als Konzept für die Bewertung der Versorgungssicherheit unter den heutigen
technischen und marktlichen Bedingungen geeignet ist. Das heutige Stromsystem ist dafür zu dynamisch
und flexibel und mit ganz Europa vernetzt. Deshalb werden zunehmend neue Indikatoren für die
Messung der Versorgungssicherheit genutzt (siehe Ausführungen in Factsheet 2) (z.B. Transmission
System Operators (TSOs) des Pentalateralen Energieforums (TSOs, 2015) und Consentec & r2b, 2015). In
den Berechnungen von Consentec & r2b (2015) für Deutschland in 2025, also in einer Situation ohne
AKW und mit hoher Durchdringung von erneuerbaren Energien, deutet sich ein gleichbleibend hohes
Versorgungsniveau an. Auch andere Szenarioberechnungen weisen auf ein gleichbleibend hohes
Versorgungsniveau nach dem Atomausstieg, trotz negativer Leistungsbilanz, hin (ENTSO-E, 2014). Ein
mögliches Leistungsbilanzdefizit aufgrund eines Ausstiegs aus der Atomenergie oder durch ein
Abschalten von Braunkohlekraftwerken geht also nicht zwangsläufig mit der Bedrohung der
Versorgungssicherheit einher.

6

Das Nord-Süd-Gefälle
Bei der Bewertung der Versorgungssicherheit muss allerdings berücksichtigt werden, dass es in
Deutschland ein deutliches Nord-Süd-Gefälle gibt (Factsheet 4 führt diese Problematik ausführlich aus).
Zwischen Nord- und Süddeutschland besteht ein Übertragungskapazitätsengpass. Die
Bundesnetzagentur definiert die Regionen etwa entlang des 50,4°-Breitengrades (BNetzA, 2015). Die
Leitungskapazitäten von Nord nach Süd werden auf mindestens 12 GW geschätzt (50 Hertz, 2015). Nach
der Fertigstellung der Thüringer Strombrücke wird die Kapazität nochmals steigen. Im Rahmen der
Marktsimulation zur Feststellung des Reservekraftwerksbedarfs (basierend auf dem Szenario
Dunkelflaute4) wird angenommen, dass die Erneuerbaren mit 3,1 GW in Nord- und 4,0 GW in
Süddeutschland einspeisen (ÜNB, 2015). Abzüglich der erwarteten Kraftwerksausfälle und der Reserve
für Systemdienstleistungen sind in dem gewählten Szenario inklusive der AKW 64 GW im Norden und 27
GW im Süden verfügbar (BNetzA, 2015). Im Süden steht jedoch den 27 GW am Markt befindlicher
Kapazitäten5 eine Jahreshöchstlast inklusive Netzverlusten von 33 GW gegenüber. Bereits heute kann
sich also Süddeutschland rechnerisch zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast, falls sie gleichzeitig mit einer
dunklen Flaute eintritt, nicht „autark“ versorgen, sondern muss auf „Stromimporte“ (z.B. aus
Norddeutschland oder Österreich) zurückgreifen. Diese Situation zeigt, dass die Verwendung der
Leistungsbilanz ein äußerst pessimistisches Bild der Versorgungssicherheit zeichnet.
Bei einem sofortigen Abschalten der verbleibenden AKW in 2015 und ohne weitere Veränderungen
vergrößert sich dieses Leistungsbilanzdefizit in Süddeutschland von 6 GW auf 11 GW (Abbildung 3).
Diese 11 GW könnten aber durch Reservekraftwerke6 oder aus Norddeutschland zur Verfügung gestellt
werden. In 2015 stehen bereits 3,2 GW Reservekraftwerke in Süddeutschland zur Verfügung. In der
Vergangenheit wurden von den deutschen Übertragungsnetzbetreibern zudem zu unterschiedlichen
Zeiten 2,4 GW Kapazität bei Anbietern in Österreich, der Schweiz und Italien unter Vertrag genommen,
um Redispatchmaßnahmen durchzuführen.7 Es stehen damit insgesamt technisch genügend Kapazitäten
in Norddeutschland und Österreich zur Verfügung, um ein Defizit von 11 GW durch
Netzstabilisierungsmaßnahmen auszugleichen. Bevor die Netzbetreiber hier eingreifen, können aber
auch noch andere Kraftwerke im Rahmen des europäischen Binnenmarktes Strom als Stromimporte zur
Verfügung stellen. Falls die physischen Stromflüsse zum Knappheitszeitpunkt richtig gesteuert werden,
ggf. unter zu Hilfenahme der bestehenden Netzreserve, wird die Versorgung Süddeutschlands also auch
bei einem sofortigen Atomausstieg sichergestellt werden können.

4

Das Szenario beschreibt eine Situation ohne Wind- und Solarenergieeinspeisung, aber mit hoher Last, siehe hierzu
die Ausführungen in Factsheet 4.
5
Nach der Methodik der „Feststellung des Reservekraftwerksbedarfs“ berücksichtigt dies nicht die Netzreserve, da
diese nicht am Markt agiert. Die oben verwendete Berechnung der Leistungsbilanz beinhaltet jedoch die
deutsche Netzreserve, siehe hierzu Factsheet 1 und 4.
6
Seit 2011 analysiert die Bundesnetzagentur (BNetzA) jährlich den Bedarf an Reservekraftwerken, die von den
Übertragungsnetzbetreibern innerhalb wie außerhalb Deutschlands kontrahiert werden, dabei werden innerhalb
Deutschlands nur solche Kraftwerke kontrahiert, die von Stilllegung bedroht sind. Für den Winter 2015 sind
6,7 GW zu kontrahieren.
7
Diese Angabe ist die Summe der zu unterschiedlichen Zeitpunkten kontrahierten ausländischen Kraftwerke (vgl.
BNetzA, 2013, 2014 und 2015).

7

Abbildung 3:

Leistungsbilanz für Nord- und Süddeutschland ohne AKW
Norddeutschland

Süddeutschland

80
70

4
4

60

4
59

6

50

in GW

53

40

1

30

2

3

7

20

22

5

33

Differenz

Last

2

10
nicht
verfügbare
Leistung

AKW

verfügbare Differenz
Leistung

Last

nicht
verfügbare
Leistung

AKW

verfügbare NetzLeistung
reserve

Reserve für Systemdienstleistungen
Annahmen zu Kraftwerksnichtverfügbarkeiten
Atomkraftwerke (ohne Grafenrheinfeld)
Am Markt verfügbare Kapazitäten abzüglich Kraftwerksausfällen und AKWs
Differenz: Überkapazitäten / Zusätzlich zu kontrahierende Reservekraftwerke
Last im Szenario Dunkelflaute: Jahreshöchstlast von 86 GW zzgl. 1 GW Netzverluste und abzüglich abschaltbarer Lasten
Reservekraftwerke in Deutschland
In der Vergangenheit für Deutschland kontrahierte Reserve: Summe der seit 2012 im Rahmen der Netzreserve zu
unterschiedlichen Zeitpunkten kontrahierten Kraftwerke in Süddeutschland, Österreich, der Schweiz und Italien.

Quelle: Eigene Berechnungen auf Basis des Dunkelflaute-Szenarios 2015/2016“ der Bundesnetzagentur (BNetzA, 2015)

Kraftwerksreserve und Redispatch
Diese rein bilanzielle Betrachtung zeigt jedoch nicht das ganze Bild. Insbesondere kann die
Strommarktordnung dazu führen, dass ein höherer Bedarf an Übertragungskapazität als die oben
dargestellten 11 GW besteht. Strom aus dem Norden ist im Durchschnitt billiger als der in
Süddeutschland und Österreich8 produzierte, u.a. aufgrund hoher Wind- und Braunkohlestromanteile.
Im Rahmen der Marktregeln müssen die Übertragungsnetzbetreiber sicherstellen, dass der bei
Kraftwerken im Norden eingekaufte Strom nach Süddeutschland, Österreich aber auch noch Südeuropa
exportiert werden kann, und zwar über die Netzengpässe innerhalb Deutschlands hinweg. Im Gegensatz
zu Kuppelstellen an den Marktgrenzen, z.B. nach Frankreich oder Polen, werden diese innerdeutschen
Netzengpässe nicht am Strommarkt berücksichtigt. Sie müssen nach der geltenden Rechtslage dadurch
überbrückt werden, dass die Übertragungsnetzbetreiber in die Kraftwerksfahrpläne so eingreifen, dass
Kraftwerke im Norden, die Strom verkauft haben nicht produzieren, und dafür zusätzliche Kraftwerke
südlich des Netzengpasses eingesetzt werden. Dieser Prozess des so genannten „Redispatch“ wird heute
täglich genutzt um Netzengpässe auszugleichen. Somit wird die die Größe der o.g. Netzreserve aktuell
8

Deutschland und Österreich bilden einen gemeinsamen Strommarkt.

8

nicht von Versorgungssicherheitsüberlegungen, sondern von der Marktordnung bestimmt. Bei einem
sofortigen wie auch einem schrittweisen Atomausstieg verschärfen sich Erzeugungsgradient und
Redispatch-Problematik. Die notwendige Netzreserve und dementsprechende Kosten, die auf die
Netzentgelte umgelegt werden, wachsen – bei unveränderten Marktregeln – an.
Maßnahmen zur Erhöhung der Versorgungssicherheit
Der Netzausbau reduziert zwar die Übertragungsengpässe, aber auch nach der Fertigstellung von in der
Realisierung befindlichen Projekten wie der Thüringer Strombrücke ist eine Redispatchreserve im Winter
2019/20 von 6 GW notwendig (BNetzA, 2015). Unter bestimmten Umständen kann eine Änderung der
Marktgebiete vorgenommen werden (vgl. ACER, 2011), z.B. die Teilung in einen norddeutschen und
einen süddeutschen Markt. 9 Eine Marktteilung von Deutschland und Österreich wurde von der
Bundesnetzagentur bereits in zwei Berichten zur Netzreserve als Szenariovariante vorgestellt (BNetzA,
2013 und 2015). Dies führt in den Szenarioberechnungen der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) dazu,
dass sich der (gesamte) Reservebedarf für den Winter 2019/2020 von 6,1 auf 1,6 GW reduzieren würde.
Bei einem sofortigen Atomausstieg müsste eine Marktteilung ggf. früher durchgeführt werden, um die
Netzreserve „für Marktzwecke“ möglichst klein zu halten und für die Sicherung der
Versorgungssicherheit10 bereitzuhalten.
Jenseits von Netzausbau, Marktteilung und Absicherung durch eine Netzreserve bestehen weitere
Möglichkeiten, die zur Erhöhung der Versorgungssicherheit bzw. zum Redispatch in Süddeutschland
herangezogen werden können (siehe hierzu die Ausführungen in Factsheet 5). Dazu gehört es, weitere
Lastmanagementpotenziale zu aktivieren. R2b (2014) schätzt das bis 2020 erschließbare nationale
Potenzial auf ca. 4 GW. Außerdem erscheint bis 2020 ein nationales Potenzial von 4,5 GW an
Notstromaggregaten zur Sicherung der Versorgung aktivierbar. Auch andere nachhaltige Maßnahmen
zur Reduktion der Spitzenlast (z.B. Energieeffizienz) sind sinnvoll und möglich. Eine weitere
Flexibilisierung der Biogasanlagen hin zu einer strombedarfsgeführten Fahrweise sowie der Ausbau
dezentraler Kraft-Wärme-Kopplungsgesetz (KWK) und langfristig der Ausbau von Speichern und deren
gezielte Nutzung zur Deckung der Spitzenlast erhöhen ebenfalls die Versorgungssicherheit. Diese
Maßnahmen sind zusätzlich zur bereits genutzten Netzreserve, dem Netzausbau und einer über
nationale Grenzen hinweg integrierten Betrachtungsweise der Versorgungssicherheit mit Nutzung von
Importen zur Spitzenlastdeckung zu sehen.

9

Ausführungen zur Aufteilung des deutschen Strommarktes finden sich u.a. hier: Deutsches Institut für
Wirtschaftsforschung (DIW, 2015), 50Hertz (2015), Frontier Economics (2014), Consentec (2015b), Consentec &
Frontier Economics (2011).
10
Eine Netzreserve für die Sicherstellung der Versorgungssicherheit wird oft als strategische Reserve bezeichnet.

9

1 Factsheet 1: Die Leistungsbilanz
Für die Frage, ob ein sofortiger Atomausstieg die Versorgungssicherheit gefährdet, kann man auf das
Konzept der Leistungsbilanz zurückgreifen. Im Folgenden wird diese Methode zunächst dargestellt und
diskutiert, bevor in Factsheet 3 mithilfe des Konzeptes untersucht wird, ob die gesicherten
Kraftwerkskapazitäten ausreichen, um die Versorgung in Deutschland in 2015 auch ohne
Atomkraftwerke sicherzustellen.

1.1 Die nationale Leistungsbilanz
Die traditionelle Standardbetrachtungsweise zur Beurteilung der Versorgungssicherheit ist die nationale
Leistungsbilanz. Sie vergleicht die in einer politisch-administrativen Einheit (z.B. der Bundesrepublik
Deutschland) verfügbare Leistung mit dem höchsten gleichzeitigen Stromverbrauch in derselben
politisch-administrativen Einheit (der sogenannten Jahreshöchstlast abzüglich
Lastreduktionspotenzialen). Nach § 12 Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) ermitteln die ÜNB jährlich am
30. September eine aktualisierte Leistungsbilanz (z.B. ÜNB, 2014).
Ist die installierte Kapazität höher als die Last nach Abzug verfügbarer abschaltbarer Lasten, gilt die
Versorgung als gesichert. Die Leistungsbilanz trifft dabei möglichst pessimistische, also für die
Netzsicherheit kritische Annahmen, indem sie eine kritische Verbrauchssituation mit einer
konservativen Schätzung für die Kraftwerksverfügbarkeit in den Mittelpunkt der Betrachtung stellt
(ÜNB, 2013).
Abbildung 4:

Systematik der Leistungsbilanz

Quelle: ÜNB (2014)

10

Die Übertragungsnetzbetreiber (2012, 2013, 2014) berichteten stets von positiven Leistungsbilanzen.
Für 2015 wird hier ein Leistungsbilanzüberschuss in Höhe von 12,2 GW11 Kraftwerksleistung über der
Last angegeben (ÜNB, 2014), der selbst zum Zeitpunkt der allerhöchsten Last im Jahr rechnerisch zur
Sicherung der Versorgung nicht benötigt würde. Das ist mehr als die installierte AKW-Leistung in
Deutschland.
Die Betrachtungsweise der Leistungsbilanz basiert auf einer Vielzahl von Annahmen und einer
Betrachtung eines fiktiven Extremfalls, bei dem die Leitungen nach außen gekappt sind. Die
Unsicherheiten und Abschläge auf Seiten der Lasten und der Erzeugung werden im Weiteren einzeln
diskutiert.

1.2 Die Jahreshöchstlast
Die Übertragungsnetzbetreiber setzen im Rahmen der Ermittlung der Leistungsbilanz für die deutsche
Jahreshöchstlast-Viertelstunde12 in 2015 einen Wert von 81,8 GW zzgl. 0,6 GW angeschlossene Last im
Ausland an (ÜNB, 2014).13
Die Regelzonenhöchstlast findet in fast jedem Netzbereich an einem anderen Tag statt. Dadurch wird
bereits deutlich, wie wichtig die geographische Bezugsgröße ist: Je größer eine Region, desto mehr
Ausgleich gibt es zwischen den Jahreshöchstlasten.14 So war der Zeitpunkt der gesamtdeutschen
Jahreshöchstlast in 2013 bspw. am 05.12.2013, während die Regelzonenhöchstlast in der TransmissionsZone von 50Hertz am 04.11.2013 auftrat (ÜNB, 2014). Die gleichzeitige Jahreshöchstlast aller vier
Versorgungsgebiete ist daher geringer als die Summe der jeweiligen Höchstlasten der
Versorgungsgebiete.
Zwar ist die Höchstlast klar definiert als der maximale zeitgleiche Verbrauch aller Stromverbraucher in
Deutschland. Die Messtechnik ist in Deutschland aber in zumindest einem wesentlichen
Verbraucherbereich (Haushalte) nicht so weit entwickelt, dass man den Verbrauch zu diesem Zeitpunkt
tatsächlich messen könnte. Viele Verbraucher verfügen nur über Zähler, die die gesamte dem Netz
entnommene elektrische Arbeit messen (BNetzA, 2014b). Daher wird in der Leistungsbilanz der
Übertragungsnetzbetreiber auf die Stromerzeugung als Näherung für den Stromverbrauch
zurückgegriffen, was nach Bilanzierung mit Im- und Export eine Schätzung für den Verbrauch ergibt.
Auch für die Erzeugung handelt es sich hingegen um eine Näherung, denn die Erzeugung vieler
dezentraler Anlagen (bspw. Blockheizkraftwerke (BHKWs) und Photovoltaik (PV) -Anlagen) wird nicht in
viertelstündlicher Auflösung erfasst. Die vier Übertragungsnetzbetreiber erfassen lediglich zwischen
97 % bis 99 % der Erzeugung. Daher ist der Leistungsbilanzbericht eine Näherung (BNetzA, 2014b) und
die eigentliche Jahreshöchstlast ist nicht bekannt. Als Behelf wird der im Rückblick geschätzte Wert der
„Jahreshöchstlast“ des jeweiligen Jahres dann mit der historischen Höchstlast seit der erstmaligen
Veröffentlichung des Leistungsbilanzberichtes verglichen. Im Vorausblick auf die Zukunft stehen diese
beiden Werte als Orientierungspunkt nebeneinander.

11

Verbleibende Leistung bei Berücksichtigung von Kraftwerken im Ausland, die einer deutschen Regelzone
zuzuordnen sind.
12
Die Netzlast ergibt sich als Summe der in den vier Regelzonen verfügbaren Last-Zeitreihen (inkl. Netzverluste),
und liegt damit in einer viertelstündigen Auflösung vor.
13
Die Erfassung und Berechnung der Höchstlast ist je nach Verwendung unterschiedlich, im Rahmen der Ermittlung
des Reservekraftwerksbedarfs wird bspw. im Dunkelflaute-Szenario eine Last von 86 GW zzgl. Netzverlusten von
1 GW angenommen (BNetzA, 2015), der Netzentwicklungsplan 2015 geht hingegen von einer Jahreshöchstlast
von 84 GW aus(BNetzA, 2014b).
14
Siehe oben: R2b stellt für die Region Deutschland, Nachbarländer und Italien in 2014 einen Ausgleichseffekt der
Jahreshöchstlast von 11 GW fest (r2b, 2014).

11

1.2.1 Abschaltbare Lasten
Für die Berechnung der Leistungsbilanz werden von der historischen höchsten gleichzeitigen Erzeugung
dann die angemeldeten abschaltbaren Lasten15 abgezogen, da diese zum Zeitpunkt der Höchstlast
abgeschaltet werden sollen. Damit gehen bereits heute Überlegungen zur Flexibilisierung der Last in die
Ermittlung des Leistungsbilanzüberschusses ein. Bisher betragen die verfügbaren abschaltbaren Lasten
1,1 GW16 (ÜNB, 2014). Gemäß der Verordnung über Vereinbarungen zu abschaltbaren Lasten (AbLaV)
werden die Übertragungsnetzbetreiber zukünftig eine Gesamtabschaltleistung von 3 GW ausschreiben.
Von den abschaltbaren Lasten befanden sich Ende 2013 590 MW in der Regelzone von Amprion – mit
einer erwarteten Steigerung für 2014 auf 800 MW (ÜNB, 2014). Im einschlägigen Übertragungsgebiet
von Tennet waren nur 50 MW Last abschaltbar und im Übertragungsnetzgebiet von EnBW, das das
Gebiet Baden-Württembergs abdeckt, gab es 2014 noch keine abschaltbaren Lasten (Abbildung 5). Für
2015 gehen die ÜNB in der Leistungsbilanz 2014 von 1,1 GW aus.17
Abbildung 5: Präqualifizierte Leistung für abschaltbare Lasten in den Regelzonen der vier
Übertragungsnetzbetreiber in 2014 (in MW)

Quelle: Eigene Darstellung auf Basis von ÜNB (2014) und BPB (2013)

1.2.2 Ableitung der gesicherten, verfügbaren Kapazitäten
Auf der Seite der Kapazitäten wird bei der Erstellung der Leistungsbilanz von den ÜNB mit großzügigen
Abschlägen gerechnet. Diese beruhen auf konservativen Annahmen zur Verfügbarkeit von Kraftwerken.

15

Die ÜNB schließen im Rahmen der Verordnung über Vereinbarungen zu abschaltbaren Lasten (AbLaV) vom
28.12.2012 mit Großverbrauchern bspw. mit Industriekunden Verträge über die Absenkung ihres
Stromverbrauchs ab.
16
Siehe unter: https://www.regelleistung.net/ip/action/static/ausschreibungAbLa
17
Dieser Wert wurde bei allen folgenden Berechnungen durchgängig verwendet.

12

Für konventionelle Kraftwerke18 werden von der installierten Leistung Revisionen und Ausfälle
abgezogen. Ausfälle durch technische Probleme werden auf Basis statistischer Daten einbezogen, dabei
wird zwischen geplanten, ungeplanten, zeitlich verschiebbaren und nicht verschiebbaren Ausfällen
unterschieden.
Die gesicherte Leistung für Erneuerbare resultiert aus dem Kriterium, dass eine Einspeisung zu
mindestens 99 % der Zeit erfolgen muss. Dafür werden von den ÜNB historische Jahresdauerkurven als
Datengrundlage genutzt und auf die installierte Leistung der einzelnen Regelzonen bezogen. Auf dieser
Basis beziehen die ÜNB nur 1 % der installierten Kapazität von Wind und 0 % der PV auf der
Erzeugungsseite der Leistungsbilanz ein(ÜNB, 2014). Mit der gleichen Logik werden nur 65 % der
Biomassekapazitäten in die Bilanz einbezogen. Auch bei Laufwasserkraftwerken sind nur 25 % der
Kapazität mehr als 99 % der Zeit dabei, Strom zu produzieren.19 Andere AutorInnen kommen für die
Verfügbarkeiten durchaus auf andere Schätzungen, so geht bspw. die dena (2010) bei der gesicherten
Leistung von Kraftwerken auf der Basis regenerativer Energiequellen und Pumpspeicher von 88 % für
Biomasse, 90 % für Pumpspeicher, 40 % für Laufwasserkraftwerke und 5-10 % für Windenergie aus. Das
Aufsummieren der Ausfallraten der einzelnen Technologien unterstellt also ein Extremszenario, in dem
alle EE-Technologien gleichzeitig nicht verfügbar sind, in dem also Dunkelheit für PV, eine Flaute bei der
Windenergie, leere Biogasanlagen und niedrige Wasserstände gleichzeitig auftreten.

1.3 Fazit: Bewertung der nationalen Leistungsbilanz als Mittel zur Abschätzung
der Versorgungssicherheit
Bei der Berechnung der Leistungsbilanz wird ein Worst-Case-Szenario konstruiert, das statistisch extrem
unwahrscheinlich ist. Für die Erneuerbaren wird ein Szenario kreiert, das für jede Einzeltechnologie nur
die Verfügbarkeit, die historisch zu 99 % der Zeit gegeben war, unterstellt. Das Ausfallszenario der
fossilen Kapazitäten und die Summe der 99%-Verfügbarkeit der Erneuerbaren werden in der
Leistungsbilanz mit der Jahreshöchstlast in Deutschland zeitlich zusammengelegt.
Hinzu kommt, dass in dieser Betrachtung die Zuständigkeit der deutschen ÜNB wie eine physikalische
Netzgrenze eingesetzt wird. Eine fiktive Inselsituation wird betrachtet, in der kein Austausch mit den
Nachbarländern berücksichtigt wird. Das entspricht nicht den Realitäten im Stromnetz oder am
Strommarkt. Insgesamt führt die Berechnung der Leistungsbilanz zu einer „sicherheitsbewusst“
pessimistischen Einschätzung der Situation. Bei der Entscheidung über Kapazitätsmechanismen oder die
Größe einer strategischen Reserve führen solche Annahmen tendenziell zum Aufbau bzw. zum Erhalt
von Überkapazitäten mit entsprechenden Kosten.

18

Dies berücksichtigt alle installierten Kapazitäten ≥ 10 MW inklusive Eigenerzeugungsanlagen und 4,0 GW
Kraftwerken im Ausland, die in die deutsche Regelzone einspeisen (ÜNB, 2014). Im Gegensatz zur Betrachtung
„Feststellung des Reservekraftwerksbedarfs“ (BNetzA, 2015) berücksichtigt die Leistungsbilanz auch die
Netzreserve in Deutschland.
19
Nicht einsetzbare Leistung ist prinzipiell auch für fossile Kraftwerke von Bedeutung, bspw. bei
Primärträgerenergiemangel wie etwa Gasknappheit, die Rate nicht einsetzbarer fossiler Leistung wird allerdings
mit 0 % angesetzt (ÜNB, 2014).

13

2 Factsheet 2: Alternative Konzepte zur Messung der
Versorgungssicherheit

2.1 Kritik der nationalen Leistungsbilanz
Die im Energiewirtschaftsgesetz verankerte Methodik der nationalen Leistungsbilanz zur Feststellung
der Versorgungssicherheit gerät zunehmend unter Kritik.
Die nationale Leistungsbilanz nach EnWG überschätzt gegenüber einer länderübergreifenden
Betrachtung die vorzuhaltenden gesicherten Kraftwerkskapazitäten aus drei Gründen (Consentec & r2b,
2015):
1. Aufgrund von geographischen Ausgleichseffekten ist die tatsächliche Minimaleinspeisung der
erneuerbaren Energien höher als von der Leistungsbilanz berücksichtigt. Damit müssten
eigentlich nicht so viele konventionelle Kraftwerke vorgehalten werden.
2. Die zeitgleiche Höchstlast wird ebenfalls von geographischen Ausgleichseffekten erniedrigt. Die
nationale Leistungsbilanz ignoriert, dass dies auch über Staatengrenzen hinweg funktioniert, bei
Betrachtung von mehreren Ländern reduziert sich die zeitgleiche kollektive Höchstlast.20
3. Wenn die Vernetzung mit den Nachbarländern berücksichtigt wird, verringert sich durch die
höhere Anzahl von Kraftwerken auch die Gleichzeitigkeit von Kraftwerksausfällen und diese
statistischen Ausgleichseffekte führen ebenfalls dazu, dass weniger Kapazität insgesamt
vorgehalten werden müsste.
Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie (BMWi, 2015) formuliert dementsprechend auch:
„Die Auffassung, Versorgungssicherheit wäre nur dann ausreichend gewährleistet, wenn bei
einer nationalen Betrachtung zu jedem Zeitpunkt ausreichend konventionelle
Kraftwerksleistung zur Deckung einer von Preissignalen des Großhandelsmarktes vollständig
abgekoppelten Nachfrage zur Verfügung stehe, entspricht weder den heutigen und erst recht
nicht den zukünftigen Realitäten.“
Das Stromnetz in ganz Europa von Portugal bis Russland wird in wichtigen Aspekten gemeinsam
technisch gesteuert. In den moderneren Ansätzen zur Abschätzung der Versorgungssicherheit
werden daher nicht mehr administrative Einheiten sondern der europäische Kontext betrachtet.
Mit zunehmend transnational verknüpften Märkten (u.a. durch Marktkopplung21) wird Strom für
Deutschland auch aus dem Ausland bezogen, auch wenn Deutschland insgesamt einer der
größten Stromexporteure Europas ist. Die Stromaustauschkapazitäten betragen aktuell ca. 18 GW
für Importe und 17 GW für Exporte (ENTSO-E, 2014b) und werden bis 2025 voraussichtlich auf 28
respektive 26 GW ausgebaut. Erste Szenarienuntersuchungen zeigen, dass die Vernetzung mit den
Nachbarländern über Grenzkuppelleitungen tatsächlich für den Zeitpunkt der Jahreshöchstlast
zum Ausgleich von Kapazitätsengpässen beiträgt. Solche Szenarienuntersuchungen werden
beispielsweise von ENTSO-E (2014), dem Pentalateralen Energieforum (TSOs, 2015) oder zuletzt
im Auftrag des BMWi von Consentec & r2b (2015) durchgeführt.

20

R2b stellt für die Region Deutschland, Nachbarländer und Italien in 2014 einen Ausgleichseffekt der
Jahreshöchstlast von 11 GW fest (r2b, 2014).
21
Die Grenzkuppelstellen zwischen den Märkten werden bei Marktkopplung durch implizite Auktionen vergeben,
bei denen Marktteilnehmer nicht direkt grenzüberschreitende Kapazitäten zugeteilt bekommen, sondern indem
sie Gebote für Strom auf ihrer Börse abgeben (EPEX SPOT, 2015).

14

Die ENTSO-E Szenarien betrachten Deutschland bspw. als Teil des Länderblocks Dänemark-DeutschlandTschechische Republik-Schweiz (ENTSO-E, 2014: 86). Zwar entsteht in Szenario B22 in 2025 ein
Importbedarf von 10,3 GW für den (aus Sicht der Leistungsbilanz defizitären) Länderblock, dieser kann
aber von genügend Kapazitäten außerhalb dieser Gruppe gedeckt werden. Zu Versorgungsengpässen für
Deutschland kommt es unter den Annahmen der ENTSO-E nicht.

2.2 Probabilistische Betrachtung der Zuverlässigkeit von Stromsystemen
Um der zunehmenden Verknüpfung der europäischen Stromsysteme Rechnung zu tragen, entwickelt
sich aktuell eine neue, europäische Betrachtung der Versorgungssicherheit. ENTSO-E hat inzwischen
darauf mit der Task Force Adequacy Assessment Methodologies (ADAM) reagiert und schlägt die
Nutzung der Indikatoren Loss of Load Expectation (LOLE) und Expected Energy Not Served (EENS) vor,
um den probabilistischen Charakter von Versorgungssicherheit umfassend zu reflektieren. Auch das
Pentalaterale Forum (TSOs, 2015) bietet Bausteine, Versorgungssicherheit neu und länderübergreifend
zu betrachten. Eine Reihe von Indikatoren stehen hierbei zur Auswahl (siehe Tabelle 1). Im Folgenden
sollen zwei Nutzungen dieser Indikatoren kurz vorgestellt werden.
Tabelle 1:
Beispielhafte Indikatoren für Versorgungssicherheit
Bezeichnung
Abkürzung Untersuchungsgegenstand
Traditionelle Betrachtungen der Versorgungssicherheit
System Average
Durchschnittliche Dauer der
Interruption
SAIDI
Versorgungsunterbrechung eines Kunden
Duration Index
System Average
Durchschnittliche Häufigkeit der
Interruption
SAIFI
Versorgungsunterbrechung eines Kunden
Frequency Index
Vergleich von gesicherten, verfügbaren
Leistungsbilanz
Erzeugungskapazitäten mit der
Jahreshöchstlast abzüglich Lastreduktionen
Aktuell diskutierte Indikatoren zur Messung der Versorgungssicherheit
(Expected) Energy
EENS/ ENS
Not Served
Expected Energy
EEU
Volumen der nicht bedienbaren Last
Unserved
Expected Unserved
EUE
Energy
Loss of Load
Anzahl an Stunden, in denen die Last nicht
LOLE
Expectation
bedient werden kann
Loss of Load
Wahrscheinlichkeit, dass die Last die
LOLP
Probability
Erzeugungskapazitäten übersteigt
Load Balancing
Wahrscheinlichkeit, dass die Last vollständig
LBP
Probability
gedeckt werden kann

Einheit

Minuten/Jahr

Anzahl/Jahr

Gigawatt

Gigawattstunden/
Jahr

Stunden/Jahr
%
%

Quelle: BNetzA (2013), TSOs (2015), Consentec & r2b (2015)

22

Das Szenario B („best-estimate“) basiert auf den den Netzbetreibern am wahrscheinlichsten erscheinenden
Prognosen (ENTSO-E, 2014) und beinhaltet die Ausstiegspfade des Atomgesetzes.

15

2.2.1 Loss of Load Expectation und Expected Energy Not Served
Das Pentalaterale Forum (TSOs, 2015)23 nutzt zur Prognostizierung der Versorgungssicherheit die
Lastüberhangswahrscheinlichkeit bzw. Loss of Load Expectation. LOLE basiert auf einem
probabilistischen Ansatz und gibt die Stunden pro Jahr an, in denen die Last die Erzeugungskapazitäten
übersteigt. Dabei handelt sich lediglich um ein statistisch konstruiertes Szenariojahr.
Manche europäische Länder nutzen LOLE bereits als Indikator der Versorgungssicherheit und haben eine
gesetzliche Festlegung getroffen, bspw. um die Größe ihrer strategischen Reserve zu bestimmen
(Tabelle 2).
Tabelle 2:
Land

Verbindliche Versorgungssicherheitsstandards in verschiedenen europäischen Ländern
LOLE

Frankreich

3 h/a

Großbritannien

3 h/a

Belgien

3 h/a

Niederlande

4 h/a

Irland

8 h/a

Quelle: CEER (2014)

Der Nachteil des LOLE-Indikators ist, dass er zwar die Häufigkeit und Länge des Ausfalls (in Stunden)
angibt, nicht aber die Schwere des Ausfalls, also wie viel Leistung vom Ausfall betroffen ist. Der Indikator
Energy not Served (ENS) bzw. die Verbrauchsüberhangswahrscheinlichkeit drückt die Schwere des
Stromausfalls aus, gemessen am Stromverbrauch in GWh, der in einem Jahr möglicherweise aufgrund
von Kapazitätsengpässen nicht gedeckt werden könnte. Um die Vergleichbarkeit zwischen Ländern
herzustellen, kann der Indikator als Anteil des Jahresverbrauchs (in GWh) wiedergegeben werden.
Die Szenarien der europäischen Netzbetreiber ergeben für Deutschland sowohl für den Winter
2015/2016 als auch für 2020/21 einen LOLE-Wert von 0 (Tabelle 3). Da sich für Deutschland in den
Berechnungen eine LOLE von 0 ergibt, liegt die EENS ebenfalls bei 0 GWh; alle Stromnachfrage kann
bedient werden.
Tabelle 3:
Resultate der Versorgungssicherheitsanalyse für Loss of Load Expectation [LOLE] und
Energy not Served [ENS] (in GWh) für Deutschland für 2015/16 und 2020/21
LOLE in 2015-2016
LOLE in 2020-2021
ENS in 2015-2016
ENS in 2020-2021
In GWh
Ø Ergebnisse

P 95*

Ø Ergebnisse

P 95*

Ø Ergebnisse

P 95*

Ø Ergebnisse

P 95*

0

0

0

0

0

0

0

0

*P 95: Der 95-Prozent-Bereich bezeichnet Werte oberhalb 95 % der Ergebnisse, konkret die 11 höchsten LOLE/ENS-Werte der
220 TSOs-Simulationsergebnisse.
Quelle: TSOs (2015)

Um die verbleibende Sicherheitsmarge darzustellen, ist es zudem möglich, in den Szenarien die
„verbleibende Leistung zum Zeitpunkt der Höchstlast“, also die Überschusskapazität nachdem die
Höchstlast gedeckt wurde, zu erfassen. Für Deutschland beträgt die Überschusskapazität in den

23

An der Erstellung des Berichts (TSOs, 2015) waren Amprion, Tennet D, Tennet NL, APG, CREOS, RTE, Swissgrid
und Elia beteiligt.

16

Szenarien des Pentalateralen Forums (TSOs, 2015) z.B. in 70 % der simulierten Fälle über 6 GW für das
Jahr 2015/16 und 4 GW für das Jahr 2020/21.
Im Betrachtungsjahr 2020/21 wären allerdings noch 8 GW nuklearer Kraftwerkskapazitäten am Netz.
Der vollständige Atomausstieg wird von diesen Szenarien also leider nicht erfasst. Die Berechnungen des
Pentalateralen Forums zeigen jedoch, dass sich eine regionale Betrachtungsweise der
Versorgungssicherheit bereits entwickelt hat und dass die ersten Berechnungen nicht auf Risiken für die
Versorgungssicherheit hindeuten, obwohl der Anteil gesicherter Kapazitäten geringer und der Anteil
fluktuierender Erneuerbarer höher wird. Von diesen Ergebnissen lässt sich ableiten, dass erst recht 2015
mit einem höheren Anteil fossiler Kapazitäten die Versorgung ohne Atomkraftwerke als sicher
einzuschätzen ist.

2.2.2 Lastausgleichswahrscheinlichkeit
Es liegen auch erste Szenarienberechnungen für den Zeitraum nach 2022 (kompletter Atomausstieg
nach Atomgesetz) vor. Consentec & r2b (2015) haben im Auftrag des BMWi die
Lastausgleichswahrscheinlichkeit bzw. die Load Balancing Probability (LBP) berechnet. LBP beschreibt,
mit welcher Wahrscheinlichkeit die Last unter Berücksichtigung der verfügbaren Erzeugung und
nutzbarer Lastmanagementpotenziale ohne weitere Maßnahmen vollständig gedeckt werden kann
(Consentec & r2b, 2015). Im internationalen Raum wird sehr häufig auch die Loss of Load Probability
(LOLP) angegeben, also die Wahrscheinlichkeit, dass die Last nicht gedeckt werden kann.
Die Berechnungen der Lastausgleichswahrscheinlichkeit für Deutschland von Consentec & r2b (2015) für
die Stichjahre 2015, 2020 und 2025 kommen zum Ergebnis, dass ein Lastausgleich in 100 % der Fälle
möglich ist (Tabelle 4). Die probabilistischen Berechnungen basieren auf einer stochastischen, grenzüberschreitenden und zeitgekoppelten Simulation. Es wurden historische Wetterjahre und
entsprechende Einspeisungen erneuerbarer Energien mit einer Vielzahl möglicher Stromverbrauchsund Kraftwerksausfallvarianten zu 999 Last-/Erzeugungsszenarien kombiniert. Der Entwicklung des
Kraftwerksparks liegen die „best-guess“-Prognosen (Szenarien B) von ENTSO-E (2014) zu Grunde, bei
denen in 2015 noch 12 GW Atomkraftwerke, 2020 8 GW und 2025 0 GW am Netz sind. Bei Betrachtung
von Deutschland in einer Gruppe mit benachbarten Ländern wurde in nahezu allen Fällen für alle Länder
ein Lastausgleich realisiert.
Tabelle 4:
Lastausgleichswahrscheinlichkeit in drei Stichjahren je Land bei einer
länderübergreifenden Betrachtung nach Consentec & r2b (2015)
Land
Stichjahr 2015
Stichjahr 2020
Stichjahr 2025
Österreich
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
Belgien
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
99,99999 %
Schweiz
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
Tschechische
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
Republik
Deutschland
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
Dänemark
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
Frankreich
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
99,99994 %
Italien
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
Luxemburg
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
Niederlande
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
Norwegen
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
Polen
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
Schweden
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
Nahezu 100 %
Quelle: Eigene Darstellung auf der Basis von Consentec & r2b (2015)

17

Die Ergebnisse der Berechnungen von Consentec & r2b (2015) sind für die Fragestellung der
vorliegenden Studie, ob ein sofortiger Atomausstieg möglich wäre, insoweit aufschlussreich, als für das
Jahr 2025 ein Szenario ohne deutsche Atomkraftwerke vorliegt. Dieses Szenario kann zwar auf die
Situation in 2015 nicht direkt übertragen werden, da die in diesem Szenario in 2025 installierte EELeistung mit 137 GW um über 50 % höher liegt als in 2015 und die fossilen Kapazitäten um 15 %
reduziert sind. Es wird aber deutlich, dass sich aus einer negativen Leistungsbilanz nicht zwangsläufig
eine Bedrohung der Versorgungssicherheit ergibt und die Versorgung sich trotz Atomausstieg und einem
sehr hohen EE-Anteil sicherstellen lässt.

2.3 Fazit: Ablösung der Leistungsbilanz
Aus den zitierten Gründen ist die nationale Leistungsbilanz in einem vernetzten System nicht mehr
zeitgemäß. Das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie arbeitet bereits an einer Neudefinition
der Versorgungssicherheit. Erste Berechnungen dazu liegen in Form von Berechnungen des LOLE und
der LBP für Deutschland vor. Andere EU-Länder sind bereits zu neuen Konzepten übergegangen und
wenden z.B. LOLE als Indikator der Versorgungssicherheit an. Der Grund für diesen Übergang liegt darin,
dass anerkannt wird, dass die Leistungsbilanz wichtige Eigenschaften des heutigen Stromsystems, z.B.
den hohen Anteil erneuerbarer und dezentraler Erzeugung, Lastflexibilisierung und internationale
Vernetztheit, nicht angemessen berücksichtigen kann.
Den bisherigen Szenarioberechnungen (TSOs, 2015, Consentec & r2b, 2015) unterliegen die Vorgaben
des Atomgesetzes zum Atomausstieg. Für die Zeit nach 2022 wird in den Szenarien ein gleichbleibend
hohes Niveau an Versorgungssicherheit nachgewiesen. Im Vergleich zwischen den Indikatoren zeigen
die neuartigen, probabilistischen Parameter regelmäßig höhere Versorgungssicherheit an, als dies nach
der reinen Leistungsbilanzbetrachtung zu erwarten wäre. Das Umdenken auf neue Indikatoren erscheint
auf den ersten Blick zwar komplizierter als die Leistungsbilanz, da die Szenarienberechnungen stark
intransparent sind, tatsächlich sind Szenarien aber der einzig gangbare Weg für eine wetterabhängige,
regional engvermaschte Stromversorgung.

18

3 Factsheet 3: Die nationale Leistungsbilanz bei einem sofortigen
Atomausstieg in 2015
Die Leistungsbilanz, wie sie in Factsheet 1 in ihrer Funktionsweise dargestellt wurde, ist das im EnWG
vorgeschriebene Mittel, um Versorgungssicherheit zu beschreiben. Auf dieser Basis soll im Folgenden
geprüft werden, ob ein Atomausstieg im Jahr 2015 möglich wäre.
In der Bilanz von September 2014 belief sich der für 2015 prognostizierte Leistungsbilanzüberschuss
unter den oben beschriebenen Annahmen auf 12,2 GW (ÜNB, 2014).24 Darin enthalten sind alle 12,1 GW
AKW-Kapazitäten (Abbildung 6) inklusive Grafenrheinfeld. Bilanziell könnte also auf alle AKW verzichtet
werden, zumindest bei nationaler Betrachtung von Deutschland als Netzinsel mit vollständiger
Übertragbarkeit von Strom (sog. „Kupferplattenideal“) und ohne nähere Betrachtung der Netzstabilität.
Ein sofortiges Abschalten aller Atomkraftwerke in 2015 würde nämlich immer noch zu einer positiven
Leistungsbilanz von 0,1 GW25 führen. Unter den Annahmen der Leistungsbilanz wäre damit die
Stromerzeugung selbst bei einem extrem unwahrscheinlichen Worst-Case-Szenario zu jedem Zeitpunkt
gesichert.
Abbildung 6:

Leistungsbilanz der Übertragungsnetzbetreiber 2014

120

100
12,1

12,2

in GW

80
60
40

81

81

20
Verfügbare Leistung

Verbleibende Leistung

Verbleibende Last

Atomkraftwerke (inklusive Grafenrheinfeld)
Restliche gesicherte Leistung
Verbleibende Last: Last inklusive Last im Ausland nach Abzug verfügbarer Lastreduktion
Verbleibende Leistung

Quelle: Eigene Darstellung auf Basis ÜNB (ÜNB, 2014)

Als weiterer Nebeneffekt würde das sofortige Abschalten der Atomkraftwerke zu einer Erhöhung der
derzeit extrem niedrigen Börsenstrompreise führen und damit das Ausscheiden von fossilen Kapazitäten
wie etwa Gaskraftwerken aus wirtschaftlichen Gründen verzögern. Die Szenarien von Energy Brainpool
(2015) zum Teilausstieg aus der Kohleerzeugung errechnen für den Abgang von 15 GW eine
marktpreissteigernde Wirkung am Großhandelsmarkt von 9 Euro/MWh in 2015. Diese würde sich durch
die damit einhergehende Reduktion der EEG-Umlage in einer Strompreissteigerung für Privatkunden
von ca. 0,6 Ct/kWh auswirken (in 2015 lagen Strompreise für private Neukunden bei etwa 23 Ct/kWh).
Da der Abgang atomarer Kapazitäten mit 12 GW etwas niedriger liegt, dürfte auch der Preiseffekt etwas
niedriger liegen.

24

Die verbleibende Leistung fällt damit niedriger aus als noch in der Leistungsbilanz 2013 mit 13,9 GW für 2015
angenommen (ÜNB, 2013).
25
Durch die Abnahme der AKW-Kapazitäten sinkt auch die mögliche Ausfallmenge im Kraftwerkspark.

19

4 Factsheet 4: Verfügbare Kraftwerkskapazitäten in Süddeutschland
Bei nationaler und bilanzieller Betrachtung auf Basis der Leistungsbilanz (ÜNB, 2014) wäre auch ein
sofortiger Ausstieg aus der Atomkraft ohne erzeugungsseitige Einschränkung der Versorgungssicherheit
möglich. Sowohl die Betrachtung der Leistungsbilanz als auch modernere Formen der transnationalen
probabilistischen Untersuchung attestieren Deutschland ein konstant hohes Versorgungsniveau bis in
das Untersuchungsjahr 2025. Diese Abschätzungen gehen jedoch für die Betrachtung innerhalb eines
Staates vom Ideal der sogenannten Kupferplatte aus. Dies impliziert, dass Strom, der in Deutschland ins
Netz eingespeist wird, an jeder beliebigen anderen Stelle genutzt werden kann.
Diese Kupferplatte wird aber durch das deutsche Übertragungsnetz aktuell nicht gewährleistet. Wie
bereits in arepo (2014) diskutiert, ist das Erzeugungsungleichgewicht kombiniert mit den
Transportengpässen zwischen Nord- und Süddeutschland26 der Hauptanlass für die steuernden Eingriffe
der Netzbetreiber zum Zwecke der Netzsicherheit. Diese steuernden Eingriffe werden oft als Indiz dafür
verwandt, dass der Netzausbau dringend vorangetrieben werden müsse und ohne ihn sowie ohne
Atomkraft der Blackout in Süddeutschland drohe.

4.1 In 2015 verfügbare Kraftwerkskapazitäten in Süddeutschland
Bei einer Betrachtung als „Stromnetzinsel“ verfügt Süddeutschland bereits seit einigen Jahren nicht
mehr über genügend am Markt befindliche Erzeugungskapazitäten, um sich auch zum Zeitpunkt der
angenommenen Jahreshöchstlast „autark“ versorgen zu können.
Es besteht in Deutschland ein Kapazitätsgradient: 68 GW der 96 GW am Markt befindlichen
konventionellen Stromerzeugungskapazitäten, 27 die in die Feststellung des Reservekraftwerksbedarfs
(BNetzA, 2015) eingehen, befinden sich nördlich dieses Engpasses, 28 GW südlich. Die Jahreshöchstlast
in Süddeutschland beträgt 32 GW, zzgl. Netzverlusten sind es ca. 33 GW. Daher ist bereits heute die
Versorgungssicherheit in Süddeutschland von der Übertragungskapazität aus Norddeutschland
abhängig. Zur Einordnung dieser Angaben: Diese sind nicht direkt mit den Angaben der Leistungsbilanz
2014 (ÜNB, 2015) vergleichbar, da hier die Netzreserve erst anschließend berücksichtigt wird. Im
Gegensatz zur Leistungsbilanz 2014 ist darüber hinaus in den Reservekraftwerksberechnung für den
Winter 2015/2016 AKW Grafenrheinfeld mit 1,3 GW nicht länger enthalten. Reserve- und
Systemdienstleistungen wurden der Einfachheit halber konstant gehalten und prozentual auf die
Kapazitäten in Nord- und Süddeutschland verteilt (Abbildung 7).
Zudem besteht zwischen Nord- und Südregion ein Netzengpass. Im Rahmen ihrer Untersuchungen zum
Reservekraftwerksbedarf definiert die Bundesnetzagentur den Verlauf zwischen Nord- und
Süddeutschland entlang des 50,4°-Breitengrades,28 um den Engpassverlauf zu beschreiben. Das
Übertragungsnetz ermöglicht zwar einen sicheren Transport von mehr als 12 GW von Nord- nach
Süddeutschland (50Hertz, 2015), tatsächlich überschreiten aber die Stromeinkäufe in Norddeutschland
fast täglich die Netzkapazitäten, denn die Kraftwerke in Süddeutschland sind tendenziell teurer, da in
Norddeutschland mehr Braunkohle- wie auch mehr Windstrom verfügbar ist. Bereits heute existiert
regelmäßig ein noch größerer Stromfluss von Norddeutschland nach Süddeutschland, teilweise z.B. auch
als Ringfluss über die östlichen Nachbarstaaten. Dieser wird vom Strompreisgefälle und dem dadurch
attraktiven Export nach Südeuropa verursacht – die norddeutschen Kraftwerke verkaufen Strom nicht
26

Die regionale Unterscheidung in Nord- und Süddeutschland verläuft basierend auf der Definition der ÜNB
(BNetzA, 2015) entlang der geographischen Breite 50,4°.
27
Die konventionellen Kapazitäten umfassen hier fossile und atomare Kapazitäten sowie Abfall, Mineralöl,
Pumpspeicher und sonstige Erzeugungseinheiten.
28
Zur Orientierung: Dieser verläuft zwischen Frankfurt/Main und Gießen.

20

nur nach Süddeutschland, sondern auch nach Italien und Österreich. Dieser benutzt die gleichen
Transportwege, was regelmäßig zur Überlastung der Stromnetzengpässe führt.

4.2 Verfügbare Kraftwerkskapazitäten in Süddeutschland bei sofortigem
Atomausstieg
Würden in 2015 nicht nur das AKW Grafenrheinfeld, sondern auch die restlichen acht AKW bundesweit
vom Netz gehen, fielen in Süddeutschland weitere 7 GW Kraftwerkskapazitäten weg.
Abbildung 7 stellt die Entwicklung der verfügbaren Kapazitäten auf Basis des Dunkelflaute-Szenarios der
BNetzA (siehe Textbox 1) vor und nach einem sofortigen Atomausstieg dar. Die verfügbaren Kapazitäten
reduzieren sich in Norddeutschland auf 59 GW und in Süddeutschland auf 22 GW (in Abbildung 7 jeweils
grau hinterlegt).
Abbildung 7: Installierte Kapazitäten in Nord- und Süddeutschland jeweils im Szenario mit (in Weiß)
und ohne AKW (alle ohne Grafenrheinfeld)
80,0
70,0

7,6

4,1

60,0

59,7

7,8

4,1

59,5

50,0
40,0

4,7

20,0

20,5

3,2

SDL & Ausfälle

1,4
5,3

restliche Kapazitäten

in GW

1,4
30,0

5,3
22,0

10,0

Norddeutschland mit AKWs
Systemdienstleistungen und Ausfälle*

ohne AKWs
Atomkraftwerk

Süddeutschland mit AKWs
AKW-Ausfälle

restliche Kapazitäten

restliche Kapazitäten

AKW

AKW

SDL & Ausfälle

restliche Kapazitäten

AKW

SDL & Ausfälle

restliche Kapazitäten

AKW

SDL & Ausfälle

-

ohne AKWs
abgeschaltete Atomkraftwerke

*Die Reserve für Systemdienstleistungen wurde konstant gehalten, aber prozentual zur Stromerzeugung
verteilt, daher differiert sie zwischen den Szenarien.

Quelle: Eigene Darstellung auf Basis des Szenarios Dunkelflaute 2015/2016 (BNetzA, 2015)

Die Annahmen zur Last belaufen sich im Dunkelflaute-Szenario auf eine angenommene Jahreshöchstlast
von 86 GW, davon 54 GW in Norddeutschland und 32 GW in Süddeutschland (ÜNB, 2015). Zu dieser
Höchstlast wurden anteilig 1 GW Netzverluste im Höchstspannungsnetz addiert (BNetzA, 2015) und
verfügbare abschaltbare Lasten in Höhe von 1,1 GW im Norden abgezogen. Für Süddeutschland wurden
keine abschaltbaren Lasten berücksichtigt (vgl. auch Abbildung 5).

21

Textbox 1: Netzreserveberechnung mit dem Szenario Dunkelflaute-Starklast-Fall
Für die Berechnung der Netzreserve (BNetzA, 2015) werden verschiedene Szenarien für die Erzeugung
und den Verbrauch berechnet. Das Betrachtungsszenario Dunkelflaute-Starklast-Fall bezeichnet ein
fiktives Szenario, in dem aufgrund der angenommenen Wetterlage weder Wind-Offshore, noch WindOnshore noch Photovoltaik Strom produzieren. Gleichzeitig führt eine Kälteperiode zu maximalem
Stromverbrauch (Höchstlast) nicht nur in Deutschland, sondern in ganz Europa. In einer solchen
Situation würde die Stromversorgung Deutschlands hauptsächlich auf fossilen Kraftwerken basieren,
unterstützt durch regelbare erneuerbare Energien. Das Dunkelflaute-Szenario kam in der Vergangenheit
zu dem Schluss, dass in Deutschland prinzipiell zwar genügend Kraftwerkskapazitäten zur Verfügung
stehen. Da die Kraftwerke aber ungünstig in Norddeutschland liegen, kann der Strom im theoretischen
Ernstfall aus Norddeutschland nicht in den Süden transportiert werden, also nach Süddeutschland, nach
Österreich und nach außerhalb des Marktgebietes. Um alle getätigten Einkäufe am Strommarkt
befriedigen zu können, wird seit 2011 eine sogenannte Netzreserve unter Vertrag genommen. Dies sind
Kraftwerke südlich des Übertragungsnetzengpasses, die soweit sie in Deutschland stehen nicht mehr am
Strommarkt Strom verkaufen dürfen, sondern unter Vertrag bei den Netzbetreibern stehen. Maßgeblich
für die Größe der Netzreserve ist allerdings nicht das Dunkelflaute-Szenario, sondern das Szenario
Starkwind-Starklast, das aber für die hier betrachtete Frage der Versorgungssicherheit nicht zentral ist.
Die Netzreserve belief sich in 2014/2015 auf 3,6 GW. Die Summe der seit 2012 im Rahmen der
Netzreserve zu unterschiedlichen Zeitpunkten in Süddeutschland, Österreich, der Schweiz und Italien
kontrahierten Kraftwerke, wie sie auch in Abbildung 8 dargestellt ist, belief sich auf 5,6 GW. Im Winter
2015/2016 soll mit 6,7 bis 7,8 GW die höchste jemals akquirierte Netzreserve unter Vertrag genommen
werden.
Aus der Betrachtung der regionalen Leistungsbilanz ergibt sich, dass bei Abschaltung aller
Atomkraftwerke in Norddeutschland selbst bei Höchstlast, Dunkelheit und Flaute in 2015 noch
Kraftwerksüberkapazitäten von 6 GW am Netz wären. Süddeutschland hingegen müsste ohne AKW in
dieser fiktiven (Ausnahme-)Situation rechnerisch 11 GW aus der Netzreserve, also außerhalb des
Marktes, aus Norddeutschland oder aus dem Ausland beziehen. Der Bezug von 11 GW Leistung stellt
dabei kein grundsätzliches Problem dar. Allein 6 GW der in diesem Szenario zur Deckung der
angenommenen Lastspitze kurzzeitig fehlenden 11 GW könnten durch Kraftwerke gedeckt werden, die
bereits in den vergangenen Jahren zu unterschiedlichen Zeitpunkten als Netzreserve unter Vertrag
genommen wurden. Darüber hinaus stehen in Norddeutschland 6 GW Überkapazitäten bereit, die über
die bereits bestehenden Stromleitungen nach Süddeutschland transportiert werden können (50Herz,
2015) – derlei Stromeinkauf in Norddeutschland und sein Transport nach Süddeutschland ist seit vielen
Jahren alltägliche Realität. Selbst unter so ungünstigen Bedingungen, wie sie die BNetzA in ihrem
Dunkelflaute-Szenario annimmt, stünde also auch ohne AKW sowohl in Nord- als auch in
Süddeutschland genügend Erzeugungs- und Übertragungskapazität zur Verfügung.

22

Abbildung 8:

Leistungsbilanz für Nord- und Süddeutschland ohne AKW
Norddeutschland

Süddeutschland

80
70

4
4

60

4
59

6

50

in GW

53

40

1

30

2

3

7

20

22

5

33

Differenz

Last

2

10
nicht
verfügbare
Leistung

AKW

verfügbare Differenz
Leistung

Last

nicht
verfügbare
Leistung

AKW

verfügbare NetzLeistung
reserve

Reserve für Systemdienstleistungen
Annahmen zu Kraftwerksnichtverfügbarkeiten
Atomkraftwerke (ohne Grafenrheinfeld)
Am Markt verfügbare Kapazitäten abzüglich Kraftwerksausfällen und AKWs
Differenz: Überkapazitäten / Zusätzlich zu kontrahierende Reservekraftwerke
Last im Szenario Dunkelflaute: Jahreshöchstlast von 86 GW zzgl. 1 GW Netzverluste und abzüglich abschaltbarer Lasten
Reservekraftwerke in Deutschland
In der Vergangenheit für Deutschland kontrahierte Reserve: Summe der seit 2012 im Rahmen der Netzreserve zu
unterschiedlichen Zeitpunkten kontrahierten Kraftwerke in Süddeutschland, Österreich, der Schweiz und Italien.

Quelle: Eigene Berechnungen auf Basis des Szenarios Dunkelflaute 2015/2016“ (BNetzA, 2015)

Abbildung 9 stellt die gesicherten Kapazitäten in Deutschland und den Nachbarländern Luxemburg,
Österreich, Schweiz und Italien (auf Basis des Szenarios B von ENTSO-E, 2014) dar.29 Bei der Berechnung
sind alle AKW in Deutschland und in der Schweiz abgezogen worden. Um Doppelzählungen zu
vermeiden, wurde die für Deutschland im Ausland kontrahierte Netzreserve von der dort verfügbaren
Leistung abgezogen. Die Lastangaben folgen den Annahmen für zeitgleich in Deutschland und den
Nachbarländern auftretende Lasten des Szenario Dunkelflaute und stellen in den Nachbarländern zwar
hohe Lasten, aber nicht immer die Jahreshöchstlast dar (BNetzA, 2015). Abbildung 9 zeigt, dass auch in
den Nachbarländern genügend Kapazitäten zur Verfügung stehen, um Süddeutschland im Zweifelsfall
mit zu versorgen, dementsprechend besteht für die südlichen Industriezentren auch keine einseitige
Abhängigkeit von Norddeutschland.
Obwohl das Verhältnis von gesicherten Kapazitäten zur Last allein nicht ausreichend ist, um die
Versorgungssicherheit abschließend zu beurteilen – für eine umfassende Betrachtung müssten
29

Kraftwerksausfälle und Systemdienstleistungsreserve wurden den ENTSO-E Daten entnommen. Kraftwerke in
Luxemburg und Österreich, die ins deutsche Netz einspeisen, wurden abweichend von ENTSO-E der deutschen
Kraftwerkskapazität zugerechnet.

23

zusätzlich netzsichernde und -stabilisierende Fähigkeiten des Kraftwerksparks wie Reserveleistung und
Fähigkeit zum Netzwiederaufbau berücksichtigt werden – wird aus der vereinfachten, statischen
Betrachtung bereits deutlich, dass selbst bei einem sofortigen Atomausstieg genügend Kapazitäten in
der Gebotszone30 Deutschland-Österreich zur Verfügung stehen, um die Versorgung Süddeutschlands
auch zu Spitzenlastzeiten zu gewährleisten.

30

Gebotszonen bezeichnen ein Netzgebiet, in dem die Teilnehmer am Energiemarkt ihre Gebote bspw. am
Spotmarkt abgegeben können, sie müssen für ihre Käufe dabei keine Transportkapazitäten sichern.

24

Abbildung 9: Darstellung des Verhältnisses von Last und gesicherten Kapazitäten für 2015 in
regionaler Perspektive – ohne AKW in Deutschland und der Schweiz

Atomkraftwerke (ohne Grafenrheinfeld)
Am Markt verfügbare Kapazitäten abzüglich Kraftwerksausfällen und AKWs
In der Vergangenheit für Deutschland kontrahierte Reserve

Differenz
Last

3

Zeitgleiche Last im Szenario Dunkelflaute inklusive Netzverluste

Differenz: Überkapazitäten/ Zusätzlich zu kontrahierende Reservekraftwerke
Quelle: Eigene Berechnungen auf Basis von BNetzA (2015) und ENTSO-E (2014)

chweiz

25

5 Factsheet 5: Maßnahmen zur Verbesserung der
Versorgungssicherheit
Neben dem Netzausbau und der Marktteilung bestehen auch andere mögliche Maßnahmen, die kurzund mittelfristig die Versorgungssicherheit erhöhen und zum Redispatch herangezogen werden können.
Viele davon sind regulatorischer Art, manche können aber auch Investitionen bedingen, z.B. in
Netzsteuerung, oder bedürfen der Kompensation.

5.1 Kurzfristige Möglichkeiten zur Verbesserung der Leistungsbilanz
Wichtig wäre zunächst, die bestehenden rechtlichen Rahmenbedingungen in Süddeutschland aktiver zu
nutzen. Eine wichtige Möglichkeit bietet hier die Verordnung zu abschaltbaren Lasten, die erlaubt,
Industrieanlagen zu freiwilligen Lastreduktionen unter Vertrag zu nehmen. Diese bekommen eine
Entschädigung dafür, dass sie sich bereit erklären, im Notfall und nach Vorwarnung geplant ihren
Stromverbrauch in Engpasszeiten zu reduzieren. Das Potenzial beläuft sich nach r2b (2014) in ganz
Deutschland auf ca. 5,4 GW allein im Produzierenden Gewerbe, die innerhalb der technischen
Preisobergrenze des „intraday“-Marktes nutzbar und bis 2020 erschließbar sind. Davon werden bisher
gerade einmal 1,1 GW in die Versorgungssicherung einbezogen (Stand Mai 2015), obwohl im Rahmen
der AbLaV für die beteiligten Unternehmen Kompensationen für 3 GW vorgesehen wären. Momentan
scheint der Schwerpunkt der kontrahierten abschaltbaren Lasten in Nordrhein-Westfalen zu liegen.
Lastmanagementpotenziale bestehen jedoch auch in Süddeutschland in beträchtlichem Umfang – und
hier würden sie deutlich stärker zur Systemstabilisierung beitragen. Auf der anderen Seite ist es sehr
schwierig, genau zu beziffern, in welcher Höhe die abschaltbaren Lasten zur Systemsicherheit beitragen
können. Eine Studie der Agora Energiewende (FfE & Fraunhofer ISI, 2013) stellte zum Beispiel für Bayern
und Baden-Württemberg ein Potenzial von 1 GW an Lasten fest, die für die Dauer von einer Stunde
verschiebbar sind. Dazu gehören Anwendungen in der energieintensiven Industrie, aber auch schaltbare
Anwendungen wie elektrische Speicherheizungen und Wärmepumpen. Manche dieser Lasten kommen
zwar nicht für die Reduktion der Spitzenlast in Frage, da sie in Spitzenlast-Zeiten nicht unbedingt am
Netz sind. Für andere Maßnahmen zur Erhöhung der Systemsicherheit, z.B. dem Redispatch, können sie
jedoch zur Verfügung stehen.
Netzersatzanlagen, die bisher zur Notstromversorgung bei (lokalen) Versorgungsunterbrechungen
genutzt werden, kommen in vielen unterschiedlichen Anwendungsbereichen zum Einsatz (BMWi, 2014).
Diese Netzersatzanlagen können, neben ihrem bisherigen Verwendungszweck, auch am
Regelleistungsmarkt sowie zur Deckung von Lastspitzen am Strommarkt eingesetzt werden. Dies steht
nicht in Konkurrenz zur eigentlichen Bestimmung der Anlagen. Teilweise werden Netzersatzanlagen
schon heute zur Reduktion individueller Netzentgelte eingesetzt oder über einen Dienstleister „gepoolt“
und zur Vermarktung auf Regelleistungsmärkten eingesetzt. R2b ermittelte ein kurzfristig verfügbares
Potenzial in Höhe von 3 GW und ein bis 2020 verfügbares Potenzial von 4,5 GW (r2b, 2014).
Die Verfügbarkeit der verschiedenen Optionen ist stark abhängig von der politischen Ausgestaltung,
bspw. der Möglichkeit zur Nutzung von Lastmanagement und der Koordinierung mit den
Nachbarländern. Weder die gesamte Grenzkuppelleistung noch das gesamte Lastreduktionspotenzial
sind zwangsläufig zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast voll erschließbar, weil in Höchstlastfenstern viele
Lasten bereits abgeschaltet sind und in europäischen Nachbarländern zeitgleich die Nachfrage auch
hoch ist.

26

Abbildung 10: Nationale Leistungsbilanz 2015 ohne Atomkraftwerke mit zusätzlichen Optionen zur
Verbesserung der Leistungsbilanz
200

200

180

180

120

200

160

100

140

160

180
nicht
einsetzbar

140
160

140
120

in GW

in GW

120
80

120

100

100

AKWs

60
80

Reserve i.A.

40
60
gesicherte
Leistung

20

Weitere Lastreduktion
abzüglich der bereits
kontrahierten
abschaltbaren Lasten

20
0

nicht
nicht

verfügbare
verfügbare
Leistung
Leistung

verfügbare
Leistung
verfügbare
Leistung

80

Grenzkuppelkapazität
NEA
Netzersatzanlagen
Lastreduktion

40

0

100
80
60

(NEA)

60
Grenzkuppelkapazität
Last
(Stromlieferung
abhängig von
verfügbaren
Erzeugungskapazitäten
im Ausland)

Weitere
Optionen
zur Sicherung
der Last
Weitere
Optionen
zur Sicherung
der
Versorgung
Versorgung

4040
2020
0

0

Last

nicht einsetzbare Leistung, Revisionen, Ausfälle, Systemdienstleistungen
Atomkraft
Restliche gesicherte Leistung
Netzreserve im Ausland
Weitere Lastreduktion abzüglich der bereits kontrahierten abschaltbaren Lasten

Grenzkuppelkapazität (Stromlieferung abhängig von verfügbaren Erzeugungskapazitäten im Ausland)
Netzersatzanlagen (NEA)
Last 2015 abzgl. bestehender Lastreduktion

Quelle: Eigene Darstellung auf Basis von Daten von ÜNB (2014), r2b (2014) und ENTSO-E (2014b)

Wie dargestellt, erlaubt der Leistungsbilanzüberschuss von 12,2 GW (ÜNB, 2014) zusammen mit den
weiteren Optionen zur Sicherung der Versorgung wie der Kontrahierung ausländischer Netzreserven,
marktbasierten Stromimporten, der verstärkten Nutzung von Lastmanagement und der Einbindung von
Notstromaggregaten kurzfristig die Erhöhung der Versorgungssicherheit, selbst bei Reduktion des
bestehenden Kraftwerksparks.

5.2 Mittelfristige Möglichkeiten zur Verbesserung der Leistungsbilanz
Weitere mittelfristige Möglichkeiten sind der Ausbau dezentraler KWK-Anlagen, um zukünftig mehr
fossile gesicherte Leistung vorzuhalten. Ein Erreichen der KWK-2020-Ziele ist allerdings fraglich, da, um
das 25 %-Ziel zu erreichen, die KWK-Stromerzeugung im Jahr 2020 gegenüber den Prognosen des Jahres
2014 von 98 auf 147 TWh gesteigert werden müsste (Prognos et al., 2014). Die Versorgungssituation
erhöhen auch wärmegeführte KWK-Anlagen, denn die Jahreshöchstlast tritt erfahrungsgemäß im Winter
auf.

27

Von den 2 GW installierter Biomasseanlagen in Baden-Württemberg und Bayern gehen nach der
Methodik der Leistungsbilanz (siehe oben) lediglich 65 %, d.h. 1,5 GW, in die Berechnung der
gesicherten Leistung ein. Die technische Flexibilität von Biomasse, Klär-, Deponie- und
Grubengasanlagen hängt von individuellen Faktoren ab, u. a. davon, ob die Anlagen wärmegeführt
laufen, über einen Wärmespeicher verfügen und ob zeitlich genügend Brennstoff bereitsteht, ob also
z.B. ein Gasspeicher besteht. Ca. 70 % des EEG-Biomassestroms reagiert auf Marktpreissignale, weil sich
die Anlagen in der Direktvermarktung befinden (IE, 2014: 49), hierfür wurde im Rahmen des EEG 2012 in
§ 33i die Flexibilitätsprämie31 eingeführt. Nach den Regelungen des EEG 2014 müssen alle neuen
größeren Anlagen32 verpflichtend in die Direktvermarktung. Da auch ein Gasspeicher allerdings nur eine
begrenzte zeitliche Verlagerung der Erzeugung erlaubt und die Verfügbarkeit nachhaltiger Biomasse
ohnehin stark begrenzt ist, wird z. B. diskutiert, ob nicht auch die Co-Feuerung mit Erdgas in
Biomasseanlagen zum Einsatz der Anlagen für die Versorgungssicherheit sinnvoll wäre (Stiftung
Umweltenergierecht, 2014). Prinzipiell sind Biogas-und Biomasseanlagen also in der Lage, regelbare
Kapazitäten in Süddeutschland zu ersetzen. Gegenwärtig deckelt das EEG, das bisher den Ausbau
maßgeblich unterstützt hat, den Brutto-Zubau von Biomasseanlagen33 auf 100 MW/Jahr (§ 28 EEG
2014), ohne Berücksichtigung der geographischen Lage in Bezug auf den Netzengpass. Eine Änderung
dieser Anreizstruktur wäre unter den Aspekten des Kapazitätsdefizites erwägenswert.
Speichertechnologien erleben aktuell eine enorme technische Weiterentwicklung. Der gepoolte Einsatz
auch von Kleinstspeichern ist daher prinzipiell vorstellbar. Der Einsatz von Speichertechnologien in
relevantem Ausmaß ist allerdings vor 2020 nicht zu erwarten. Ob die später vorhandenen Potenziale
dann tatsächlich vom Markt erschlossen werden und marktorientiert speichern und einspeisen, ist
darüber hinaus unklar.
Viele der noch zu entwickelnden Maßnahmen zielen darauf ab, die Flexibilität von Stromerzeugung und
-verbrauch zu erhöhen. Eine wichtige Ausgangsbasis für diese Flexibilisierung ist die bessere
informationstechnische Durchdringung des „Strom-Geschehens“ – dazu gehören neben
informationsrechtlich anspruchsvollen Themen wie der Echtzeiterfassung von Stromverbräuchen auch
eher unproblematische Aspekte wie die Ansteuerung von Erzeugungsanlagen (die z.B. in Spanien schon
deutlich weiter entwickelt ist), bessere und breiter verfügbare Prognoseinstrumente für das Aufkommen
von Wind- und Solarstrom und Anreize für Verbraucher, sich an der Flexibilisierung zu beteiligen.
Eine andere Art der Flexibilisierung macht eine regulatorische und in der Folge auch technische und
managementtechnische Änderung notwendig: Aktuell wird die Netzregelung vollständig von den
Übertragungsnetzbetreibern auf der höchsten Netzebene betrieben. Dies schafft zwar technische
Effizienzen – nur wenige Institutionen und Mitarbeiter sind mit dieser verantwortungsvollen Aufgabe
betraut – aber grenzt auf der anderen Seite viele Akteure auf niedrigeren Netzebenen aus. In der
Energiewende gibt es eine Umkehr des früheren Trends zur Zentralisierung der Beteiligung am
Energiesystem – vielleicht waren noch nie so viele Akteure als Energieerzeuger und -händler am Markt
beteiligt wie heute. Die zunehmende Digitalisierung und Miniaturisierung eröffnet vermutlich neue
Gelegenheiten, z.B. im Zusammenhang mit „Smart Systems“, auch kleinere Lasten und Erzeuger an der
Systemstabilisierung teilhaben zu lassen. Dazu bedarf es nicht nur der Investition in die Digitalisierung,
sondern auch einiger Veränderungen in der Regulierung z.B. der Verteilnetzbetreiber. Da diese
Veränderungen schwer beschrieben werden können, kann im Moment jedoch auch keine Angabe zu
ihrem quantitativen Potenzial gemacht werden.

31

Die Flexibilitätsprämie für bestehende Anlagen beträgt 130 Euro pro Kilowatt flexibel bereitgestellter zusätzlich
installierter Leistung und Jahr (§ 54 EEG 2014).
32
Die verpflichtende Direktvermarktung gilt bis Ende 2015 für Anlagen > 500 Kilowatt und ab 2016 für Anlagen
> 100 Kilowatt (§ 37 EEG 2014).
33
Energie aus Biomasse einschließlich Biogas, Biomethan, Deponiegas und Klärgas sowie aus dem biologisch
abbaubaren Anteil von Abfällen aus Haushalten und Industrie.

28

5.3 Maßnahmen zur Erhöhung der Versorgungssicherheit: die lokale HightechVersorgung
Wie die Diskussion zeigt, besteht bereits heute in Süddeutschland – egal ob mit einem Atomausstieg in
2015 oder nach dem aktuellen Fahrplan – ein Defizit an Kraftwerkskapazitäten für eine lokal autonome
Stromversorgung. Das Stromsystem wäre aktuell auch ohne Atomkraft beherrschbar. Zudem kann eine
frühzeitige Umstellung auf neue Wege bei der Sicherung der Versorgungweitere Innovationsimpulse
geben, um besser in ein System mit geringen Anteilen konventioneller Kapazitäten überzugehen. Die
hier vorgeschlagenen Maßnahmen können dabei helfen, unnötigen Kapazitätsausbau im Netz wie im
Energieerzeugungsbereich zu vermeiden und die Netzsicherheit zu erhöhen.
Wenn man die Maßnahmen in der Zusammenschau betrachtet, ergibt sich daraus die Möglichkeit,
Süddeutschland zu einem Hightech-Standort für Energiesystemmanagement auszubauen. Neben
Dänemark könnte damit international ein zweites Vorbild für ein Energiesystem der Zukunft in
Mitteleuropa entstehen, verbunden mit den entsprechenden positiven Innovations- und
Wirtschaftsimpulsen. Die Innovationskraft Bayerns, Baden-Württembergs und Hessens sowie die starke
Verankerung der erneuerbaren Energien Sonne und Biomasse in der Region bieten hierfür optimale
Voraussetzungen. Konform mit der ablehnenden Haltung gegenüber Großprojekten insbesondere
Bayerns kann sich hier ein Energiewendeökosystem von unten entwickeln – wenn die regulatorischen,
rechtlichen (z.B. informationsrechtlichen) und technischen Weichen entsprechend gestellt werden.
Auch ohne fortgeschrittene Digitalisierung sind jedoch Maßnahmen möglich, die einen wesentlichen
Beitrag zu leisten vermögen, dazu gehören bereits flexible Lasten, Notstromaggregate und der
internationale Stromaustausch. Mittelfristig können der Ausbau dezentraler KWK-Anlagen, eine den
Bedarfen des Netzes angepasste Fahrweise von Biogasanlagen, z.B. durch die Ausstattung mit
Biogasspeichern, sowie die langfristige Etablierung der Reservekraftwerke als strategische Reserve und
die Nutzung von Speichertechnologien einen weiteren Beitrag zur Versorgungssicherheit leisten. Diese
Elemente sind hilfreich, um sowohl den Übergang in ein EE-System als auch den Atomausstieg zu
flankieren. Dabei sind diese Maßnahmen, wie in Abschnitt 2 dargestellt, keine Voraussetzung für die
sofortige Abschaltung der Atomkraftwerke, sondern sinnvolle Ergänzungen.

29

6 Glossar
Verordnung über Vereinbarungen zu abschaltbaren Lasten
Die Verordnung über Vereinbarungen zu abschaltbaren Lasten (AbLaV) ist eine Rechtsverordnung, die
Übertragungsnetzbetreiber zur Durchführung von Ausschreibungen im Sinne § 13 Absatz 4a Satz 1 des
Energiewirtschaftsgesetzes und zur Annahme eingegangener Angebote zum Erwerb von
Abschaltleistung aus abschaltbaren Lasten bis zu einer Gesamtabschaltleistung von 3 GW befähigt
(AbLaV § 1, Dezember 2012).
Grenzkuppelleitungen / -stellen
Die Grenzkuppelleitungen verbinden grenzüberschreitend eine Regelzone mit einer anderen Regelzone.
Über Lastflussrechnungen kann bestimmt werden, welche physikalische Übertragungsleistung zwischen
verschiedenen Ländern besteht.
Leistungsbilanz
Die Leistungsbilanz stellt eine Betrachtung der Einspeise- und Lastsituation in einem
Energieversorgungssystem zu dem Zeitpunkt dar, an dem die Reserven der Einspeisungen ihren
geringsten und die zu deckende Last ihren höchsten Wert annehmen (ÜNB, 2013).
Redispatch
Unter Redispatch sind Eingriffe in die Erzeugungsleistung von Kraftwerken zu verstehen, um
Leitungsabschnitte vor einer Überlastung zu schützen. Droht an einer bestimmten Stelle im Netz ein
Engpass, so werden Kraftwerke diesseits des Engpasses angewiesen, ihre Einspeisung zu drosseln,
während Anlagen jenseits des Engpasses ihre Einspeiseleistung erhöhen müssen. Auf diese Weise wird
ein Lastfluss erzeugt, der dem Engpass entgegenwirkt (BNetzA, 2015b).
Netzreserve
Sind gesicherte, marktbasierte Kraftwerkskapazitäten innerhalb Deutschlands zur Durchführung von
Redispatchmaßnahmen nicht in ausreichendem Maße vorhanden, so beschafft der Netzbetreiber zur
Sicherstellung der Sicherheit und Zuverlässigkeit des Elektrizitätsversorgungssystems eine Netzreserve.
Regelleistungsmarkt
Seit 2001 beschaffen die deutschen Übertragungsnetzbetreiber ihren Bedarf an Primär- und
Sekundärregelleistung sowie die Minutenreserve an einer Börse, um die Bereitstellung von Kapazitäten
zur Herstellung des Gleichgewichts zwischen Stromerzeugung und -abnahme in der Regelzone ständig
zu gewährleisten (Amprion, 2015).
Reservekraftwerksverordnung
Die Reservekraftwerksverordnung (ResKV) ist eine Rechtsverordnung, welche das Verfahren zur
Beschaffung der Netzreserve sowie den Umgang mit geplanten Stilllegungen von
Energieerzeugungsanlagen zur Gewährleistung der Sicherheit und Zuverlässigkeit der
Elektrizitätsversorgung regelt.

30

7

Quellen

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[ACER, 2011]: Agency for the Cooperation of Energy Regulators (2011) Framework guidelines on
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Bereich der leitungsgebundenen Versorgung mit Elektrizität, Stand: Juli 2014.
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_Institutionen/Versorgungssicherheit/Stromnetze/Versorgungsqualit%C3%A4t/Versorgungsqualit
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[BNetzA, 2015b]: Bundesnetzagentur (2015) Redispatch.
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31

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32

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http://www.bundesnetzagentur.de/SharedDocs/Downloads/DE/Sachgebiete/Energie/Unternehm
en_Institutionen/Versorgungssicherheit/Berichte_Fallanalysen/Systemanalyser_UeNB_1516_161
7_1920.pdf?__blob=publicationFile&v=1 (Besucht im Mai 2015).

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