Netzlastproblematiken im europäischen ENTSO-E Netz in Hinblick auf den bestehenden „regenerative-Energien“-Kraftwerkspark

1 EINLEITUNG

In der EU-27 werden 2020 rund 500 GW an erneuerbarer Kraftwerkskapazitäten installiert sein, welche 1.200 TWh an teils stark volatilem Strom bereitstellen. Das bedeutet, dass die Netzbetreiber in Summe Netzkapazitäten für 4.400 TWh/a an erneuerbarem Strom bereitstellen müssen, diese jedoch nur zu 27 % tatsächlich produziert werden. Dies zudem zu Zeiten, welche von Witterungseinflüssen abhängig sind. Im Umkehrschluss könnte diese Energielieferung von nur 137 GW an konventionellen Base-Load Kraftwerken bereitgestellt werden. 2020 wird in der EU-27 die Spitzenlast der Verbraucher bereits zu 110 % von Erneuerbaren Kraftwerken gedeckt werden können (Brauner 2012).

Das erwähnte Missverhältnis zwischen installierten Leistungskapazitäten und tatsächlich gelieferter Energie muss zukünftig durch erhöhte Anstrengungen ausgeglichen werden. Dazu wird die Errichtung neuer Back-up Kraftwerke ebenso erforderlich sein wie umfangreiche Investitionen in die Netze.

2 Kraftwerkspark Erneuerbare

In diesem Kapitel werden insbesondere die Erneuerbaren Energien Photovoltaik sowie Windenergie in Europa betrachtet. Auf Österreich und Deutschland wird besonders eingegangen. Im Gegensatz zu Biogas-, Deponie/Klärgas-, Biomasse- oder Geothermie-Kraftwerke, welche in aller Regel planbare Baseload bereitstellen können, unterliegt die Angebotskurve von Photovoltaik und Windenergie ständigen Schwankungen. Aus diesem Grund stellen sich hier aus Sicht der Integration in das bestehende Stromnetz besondere Anforderungen. Die Entwicklung des Kraftwerksparks ist in der derzeitigen Phase vor der Netzparität der Erneuerbaren stark von äußeren vor allem politischen Begebenheiten getrieben. Dies spiegelt sich in der Entwicklung der Einspeisetarife und den zur Einspeisung bewilligten Anlagenzahlen wider.

2.1 Europa

Das ENTSO-E (European Network of Transmission System Operators for Electricity) Verbundnetz (vormals UCTE) ist das Europäische Strom-Verbundnetz, als Zusammenschluss der nationalen Übertragungsnetzbetreiber aus 35 europäischen Ländern. Es bildet in seinem Verbund einen gemeinsamen ausgeglichenen Regelzonenzusammenschluss für die Übertragung elektrischer Energie. In seiner Gesamtheit wurden im Netzverbund 2011 3.347 TWh Strom produziert. Der Anteil aller Erneuerbarer Energien (außer Wasserkraft) betrug dabei jedoch mit 314 TWh nur 9,4 %. Betrachtet man die Netto Erzeugungskapazitäten, haben diese einen Anteil von 16,4 % am gesamten Kraftwerkspark (ENTSO-E 2012a).

2.2 Deutschland

Im Gegensatz zum gesamten Netzverbund beträgt der Erneuerbare Energien Anteil in Deutschland 15,4 % (Produktion) und 37 % (Kapazität). Die Problematik der Netzbelastung durch die volatilen Erneuerbaren kann somit nicht als einheitliches europäisches Problem gesehen werden, sondern hat eine tendenziell sehr starke lokale Ausprägung, vor allem in Deutschland. In Deutschland gibt es in Summe 145 GW an installierter Kraftwerksleistung. Diese produzieren jährlich 558 TWh, was einer theoretischen Dauerleistung von 63 GW entspricht. Die tägliche Verbrauchsspitzenlast von rund 70 MW ist somit mit dem deutschen Kraftwerkspark mit über 200 % gedeckt. An wind- und sonnenstarken Tagen kann jedoch eine Windlast von rund 20 GW und eine PV-Last von über 15 GW das Netz belasten, welches dieses ausregeln muss (Synwoldt 2012).

2.3 Österreich

Im österreichischen Kraftwerkspark spielen die eingangs angesprochenen volatilen erneuerbaren Energieerzeugungseinheiten Wind und Photovoltaik eine eher untergeordnete Rolle. In Tabelle 1 sind dazu die Anteile der Erzeugungseinheiten in Megawatt (MW) Kraftwerksleistung ersichtlich. Photovoltaik hat mit 187 MW installierter Leistung einen Anteil von 0,78 % an der gesamten Kraftwerkskapazität. Sie trägt jedoch mit nur 0,07 % zu der Energieerzeugung bei (Energiebeitrag bezogen auf ÖMAG-Anlagen. Inklusive „KLIEN-Anlagen“ geschätzter verhältnismäßiger Anteil von rund 0,28 %) (Energie-Control Austria 2012a). Die Windkraftanlagen haben einen Anteil von 4,67 % an der Kraftwerkskapazität und liefern damit 2,94 % der Energieproduktion.

Aus der Gegenüberstellung der Kraftwerksleistungen und der erzeugten Energiemengen durch das Verhältnis der installierten Leistung und der im Jahresmittelwert dem Netz zugeführten Leistung (und deren Kehrwerte) können Rückschlüsse auf die Netzbelastung im Hinblick auf die Kapazitätsausnutzung gezogen werden. Aus diesem Gesichtspunkt können die Laufwasserkraftwerke die Engleistung am besten ausnutzen und liefern 53 % dieser als Jahresmittelleistung an das Netz (Siehe Tabelle 1). Die Windkraftanlagen können 21 % der Engpassleistung liefern und Photovoltaik-Anlagen lediglich 10 %. Dies verdeutlicht das Verhältnis der nötigen Anschlusskapazität an das Netz und der zugleich nur geringen Energielieferung von Wind und Photovoltaik. Weiters ist diese Charakteristik sehr gut in den Dauerlinien in Abbildung 5 ersichtlich.

Für die kommenden Jahre kann mit einem weiteren Ausbau der Windkraft gerechnet werden. Ursache dafür war einerseits die Novellierung der Ökostromverordnung 2010, mit der die Vergütung der Windenergie von 7,53 auf 9,7 €-Cent/kWh erhöht wurde (ÖSV 2010). Zusätzlich wurde mit der Neugestaltung des Ökostromgesetzes 2012 das Förderkontingent von 21 auf 50 Mio. € angehoben. Ebenso wurde damit der sofortige Abbau der Wartelisten der Antragsteller begonnen (ÖSG 2012). Aus diesen Gründen wird von einem Zuwachs von rund 700 MW Windkraft bis 2015 ausgegangen (Wolter M. & Rendel T. 2011).

Der Kraftwerkspark Österreichs ist mit einer gesamten installierten Leistung von 23 GW theoretisch im Stande die täglichen Lastspitzen von rund 8 GW mit knapp 300 % zu decken. Im Vergleich zu Deutschland sind dies 100 %-Pkt. mehr installierte Leistung bezogen auf die Tageslastspitzen um 08:00, 12:00 beziehungsweise 19:00 Uhr. Dies liegt unter anderem am hohen Anteil an Regelkraftwerken und ermöglicht es Österreich regelmäßig als Exporteur zur Netzstützung der umgebenden Länder zu agieren (ENTSO-E 2012a, APG 2013a).

Tabelle 1: Österreichischer Kraftwerkspark und deren Jahresenergieerzeugung (1 Energie-Control Austria 2012a, 3 2012b, 2 2012c und 4 BMVIT 2012)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

5,6 Die Verhältnisse stützen sich bezüglich Photovoltaik auf die Daten der Energie-Control. Hier werden jedoch nicht die Klien-Anlagen berücksichtigt.

3 Volatilität der regenerativen Kraftwerke

3.1 Windkraft

Das mitteleuropäische Windaufkommen in Windfronten kann jeweils mehrere Tage dauern. Diese sind bereits relativ gut vorhersehbar und bereiten den Netzbetreibern nur in geringem Maße unvorhergesehene Laständerungen. Die Prognoseabweichungen treten in Deutschland überwiegend in positiver Überlast auf. Im Mittel betragen die Prognoseabweichungen unter 10 % der maximalen tatsächlichen Einspeiseleistung im Netzgebiet der vier deutschen Netzbetreiber (EEG/KWK 2013c). Das virtuelle Windkraftwerk Deutschland in Form der vier Netzbetreiber charakterisiert sich aufgrund der Größe in sehr homogenem Verhalten. In seltenen Fällen kommt es jedoch zu gröberen Abweichungen der Prognose. In KW 1 und KW 2/2012 kam es im deutschen Netzgebiet durch drastische Unternominierung des Netzbetreibers Amprion zu einer Übereinspeisung von 18 % (EEG/KWK 2013a).

Das Aufkommen einer Windfront und der einhergehenden Windkraft-Erzeugung kann anhand der Abbildung 1 am Beispiel Deutschlands abgelesen werden. Dabei kann sich der Wind von einer Flaute in gemäßigtem Anstieg recht kontinuierlich aufbauen (22.-26.22.2011). Es kam aber im weiteren Verlauf zu einer abrupten Verdoppelung der Windlast innerhalb von eineinhalb Tagen (26.-27.11.2011). Der Abzug der Front verlief recht rasch etwa in der Dauer eines Tages.

Bei der Analyse der Änderungsszenarien des angesprochenen Zeitraums in Tabelle 2 kann die durchschnittliche Laständerung mit + 380 MW/Std. und – 440 MW/Std. ausgemacht werden. Im Fall des Abklingens der Windfront als stärkste Windlaständerung im Betrachtungszeitraum (Szenario F) kommt es zu einer Laständerung von -16.500 MW mit einer Änderungsgeschwindigkeit von -633 MW/Std. Diese Änderungscharakteristik stellt aus nationaler Sicht keine erhebliche Belastung dar. Im deutschen Netzregelverbund werden rund 500 MW Primärregelleistung, 3.000 MW Sekundärregelleistung und weiter 3.000 MW Minutenreserve vorgehalten (ENTSO-E 2009 und Roon 2007). Am Beispiel in Abbildung 1 wird mit rund 20 GW Windlast etwa 2/3 des gesamten Strombedarfs Deutschlands einer Sommernacht durch Wind geliefert. Das bedeutet im Umkehrschluss, dass in diesem Szenario nur noch rund 15 GW durch konventionelle Kraftwerke bereitgestellt werden musste (Synwoldt 2012). Die Sekundärachse der Abbildung bildet zur Windeinspeisung den gleichzeitigen Regellastbedarf ab. Hier sind eine positive Ausregelung in der windschwachen Zeit und eine negative Ausregelung in der windstarken Zeit ersichtlich.

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