Was bei einer Stromflaute trägt

Bei der Stromversorgung führen drei Fragen zu unterschiedlichen Befunden. Gab es Unterbrechungen an Anschlüssen? Können die Netzbetreiber die Leitungen, Spannung und Frequenz im Betrieb stabil halten? Ist in künftigen schwierigen Stunden ausreichend Leistung verfügbar? Die Bundesnetzagentur erhebt für die erste Frage Ausfalldaten und untersucht die anderen Fragen in eigenen Verfahren und Modellen. Bundesnetzagentur, Kennzahlen zur Zuverlässigkeit · Monitoring der Versorgungssicherheit

Der SAIDI nach EnWG lag 2024 bei 11,70 Minuten je angeschlossenem Letztverbraucher. Die Kennzahl mittelt ausgewählte ungeplante Unterbrechungen von mehr als drei Minuten. Geplante Abschaltungen und Ereignisse höherer Gewalt bleiben außen vor. Einzelne Orte können wesentlich stärker betroffen sein als das Land im Durchschnitt. Die Zahl beschreibt eine historische Erfahrung bei den erfassten Anschlüssen. Bundesnetzagentur, Kennzahlenentwicklung 2006–2024

Welche Stunden für die Zukunft kritisch werden

In einer Phase mit wenig Wind und Sonne stehen weiterhin andere Anlagen, Speicher, mögliche Importe und vertraglich flexible Nachfrage zur Verfügung. Auf die Summe der Typenschilder kann man sich dabei nicht verlassen. Manche Kraftwerke fallen aus, Speicher brauchen einen Füllstand und ein Nachbar kann zur gleichen Zeit wenig Angebot haben. Modelle untersuchen viele Kombinationen und erfassen unter anderem, wie viele Stunden im Mittel Angebot fehlt (LOLE) und wie groß die erwartete nicht gedeckte Energiemenge ist (EENS). Eine einzelne Beobachtungswoche aus Wind und Sonne illustriert den Betrieb. Die Modellrechnung beantwortet eine längerfristige Risiko-Frage. Bundesnetzagentur, Anhang 5, Kapitel II · ENTSO-E, ERAA 2025

Im Versorgungsbericht 2025 kommt das Zielszenario für die Gebotszone Deutschland/Luxemburg auf 0,01 erwartete Stunden mit Unterdeckung im Jahr 2030 und 0,28 im Jahr 2035. In der Variante mit weniger Nachfrageflexibilität sind es 7,70 und 11,60 Stunden. Diese Variante setzt die flexible Leistung auf ein Fünftel des Zielwerts und lässt den Kraftwerkspark gleich. Sie zeigt, wie stark das Ergebnis auf diese Annahme reagiert. Bundesnetzagentur, Anhang 5, S. 48, Tabellen 7 und 8

Im Szenario „Verzögerte Energiewende“ können sich dagegen auch die Investitionen ändern. Dort liegen die 4,60 Stunden für 2030 über dem Bewertungsmaßstab von 2,77 Stunden pro Jahr. Die 1,77 Stunden für 2035 liegen darunter: Im Modell entstehen ab 2031 zusätzliche Gaskraftwerke und der Effekt der Verzögerungen beim Ausbau und bei flexibler Nachfrage schwächt sich ab. Das Ergebnis verbessert sich also unter bestimmten Annahmen. Der Modellvergleich misst Stunden, in denen das Angebot am Markt die Nachfrage nicht deckt. Außerhalb des Marktes vorgehaltene Reserven gehen dabei nicht ein. Wie lange ein bestimmter Haushalt ohne Strom wäre, lässt sich daraus nicht ablesen. Bundesnetzagentur, Anhang 5, S. 49

Vorsorge kann ihre Form ändern

Höhere zugängliche Flexibilität, zusätzliche steuerbare Erzeugung und leistungsfähige Netze können dieselbe schwierige Stunde an verschiedenen Stellen entschärfen. Manche Maßnahmen helfen lokal, andere wirken in der gesamten Gebotszone. Zur Beurteilung einer konkreten Reserve braucht man Aufstellungsort, verfügbare Brennstoffe, Vorlauf, Leistung und die Dauer des möglichen Einsatzes. Wie viel Leistung nötig ist, hängt von den tatsächlich verfügbaren Ergänzungen ab. Der Entscheidungsvergleich stellt deshalb mehrere Annahmen nebeneinander. Bundesnetzagentur, Netzreserve