Der Beitrag erneuerbarer Technologien zur Energieerzeugung am deutschen Strommarkt. Eine kritische Auseinandersetzung mit Windenergie und Photovoltaik

Inhalt

Abbildungsverzeichnis

Tabellenverzeichnis

1. Einführung

2. Einordnung von in das deutsche Energieversorgungssystem
2.1 Arten von Systemdienstleistungen
2.2 Der Regelenergiemarkt

3. Technische und Prozessuale Eignung im heutigen Marktdesign
3.1 Anforderungen der Netzbetreiber
3.2 Bereitstellungsmöglichkeiten

4. Auswertung der Ergebnisse

Literaturverzeichnis

Abbildungsverzeichnis

Abbildung 1: Frequenzrückführung nach einem Frequenzeinbruch (3)(1)

Abbildung 2: Regelleistungseinsatz nach UCTE09

Abbildung 3: Mehrdimensionale Auktion am Regelenergiemarkt (7)

Abbildung 4: Veränderungen in der SDL-Bereitstellung (9)

Abbildung 5: Frequenzregelung durch rotierende Massen (12)

Abbildung 6: MPP von PVA (13)

Abbildung 7: Leistungsprognosen bei verschiedenen Sicherheitsniveaus (17)

Abbildung 8: Regelleistungspotenziale von WEA und PVA nach IWES-Studie (2)

Tabellenverzeichnis

Tabelle 1: Systemdienstleistungsprodukte (23)

Tabelle 2: Merkmale des deutschen Regelenergiemarktes (4) (5)

Tabelle 3: Präqualifikationsanforderungen (1) (4)

Tabelle 4: Verpflichtung für Anlagenbetreiber von WEA und PVA

Tabelle 5: Technische Eignung zur SDL-Bereitstellung

Tabelle 6: Erfüllung der Präqualifikationsanforderungen

Tabelle 7: Ergebniszusammenfassung zu SDL-Bereitstellungsmöglichkeiten von WEA und PVA

1. Einführung

Das deutsche Energieversorgungssystem (EVS) befindet sich zurzeit in einem grundsätzlichen strukturellen Wandel. Unter dem Stichwort Energiewende wurde in den vergangenen Jahren die Ära der erneuerbaren Erzeugungstechnologien und somit die Abkehr von der fossilen und nuklearen Energieerzeugung eingeläutet. So sind im EEG §1 Abs. 2 konkrete Ausbauziele festgeschrieben. Bis zum Jahr 2020 strebt die Bundesregierung einen erneuerbaren Anteil von 25% an der Bruttostromerzeugung an und im Jahr 2050 soll dieser Anteil bis auf 80% ansteigen. Gleichzeitig ist eine Abnahme der konventionellen Kapazitäten in der Zukunft abzusehen. Der Ausstieg aus der nuklearen Energieerzeugung steht für 2022 endgültig fest und auch für die (Braun-) Kohle wird über ein Klimaschutzinstrument (sogenannter „Klimabeitrag“) nachgedacht, welches den fossilen Kohleausstieg indirekt beschleunigen könnte.

Trotz steigender fluktuierender Stromerzeugung darf jedoch die Sicherheit und Zuverlässigkeit des deutschen EVS nicht vernachlässigt werden. Dabei wird die Versorgungszuverlässigkeit nicht nur über die bilanzielle Versorgung definiert, sondern durch die tatsächliche Verfügbarkeit zu jedem Zeitpunkt (innerhalb kleiner Toleranzräume). Die komplexe Aufgabe, diese zu garantieren, obliegt den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB). Leistungen, die der Funktionstüchtigkeit des elektrischen EVS dienen, nennt man Systemdienstleistungen. Diese Produkte werden von Erzeugungsanlagen und anderen technischen Anlagen bereitgestellt, welche die Netzbetreiber nutzen.

Last- und Einspeiseschwankungen, Prognosefehler aber auch Kraftwerksausfälle können empfindliche Parameter im Netz stören. Konventionelle Kraftwerke, die heutzutage vorrangig SDL erbringen, werden zukünftig immer geringere Einsatzzeiten haben. Aufgrund des ansteigenden Anteils der erneuerbaren Energien am Netz, stellt sich daher die Frage, welchen Beitrag die (für den deutschen Markt) relevanten dargebotsabhängigen Erzeugungstechnologien - Windenergieanlagen (WEA) und Photovoltaikanlagen (PVA) zur SDL-Bereitstellung und somit zur Systemverantwortung übernehmen können. Mit diesem Hintergrund, ist es notwendig zu klären, inwiefern das heutige Marktdesign, vor allem im Hinblick auf Anforderung, Umfang und Art der SDL-Produkte, geeignet ist, sodass auch PVA und WEA ihren Beitrag dazu leisten können.

In dieser Arbeit soll dazu insbesondere die technische und prozessuale (Präqualifikationen seitens der ÜNB) Eignung näher analysiert und gegebenenfalls Hürden im Marktdesign, die den Umfang einer möglichen Regelleistungsbereitstellung erschweren, aufgezeigt werden. Allerdings soll im Anschluss auch eine kurze Ausarbeitung wichtiger Kernaspekte hinsichtlich des wirtschaftlichen Anreizes für Anlagenbetreiber zur Teilnahme am Regelenergiemarkt erfolgen.

2. Einordnung in das deutsche Energieversorgungssystem

2.1 Arten von Systemdienstleistungen

Die Regelzonenverantwortlichen (im Folgenden nur noch als ÜNB benannt) müssen die Erbringung von Systemdienstleistungen veranlassen. Diese sind notwendig, um eine sichere und zuverlässige Elektrizitätsversorgung zu garantieren. Die ÜNB vergüten und koordinieren die SDL. Dabei legen die ÜNB fest, wann welcher Anlagenbetreiber welche SDL erbringen muss. Laut dem Transmissioncode 2007 (TC07) des Verbands der Netzbetreiber (VDN) werden unter Systemdienstleistungen diejenigen Leistungen verstanden, welche für die Funktionstüchtigkeit des Systems unbedingt erforderlich und für welche die ÜNB neben der Übertragung und Verteilung elektrischer Energie, verantwortlich sind. Die SDL umfassen die System- und Betriebsführung, die Frequenzhaltung, die Spannungshaltung sowie den Versorgungswiederaufbau (1 S. 49) und sind somit bestimmend für die Qualität der Stromversorgung.

Die ÜNB sind dafür verantwortlich, die Spannung und die Frequenz im Übertragungsnetz innerhalb gewisser Toleranzbänder zu halten und nach Auftreten von Störungen die definierten Netzparameter möglichst zeitnah wieder herzustellen (2 S. 11). Nach §13 Abs.1 EnWG sind die ÜNB dazu verpflichtet die Sicherheit und Zuverlässigkeit des EVS zu gewährleisten. Hierfür stehen ihnen netz- und marktbezogene Maßnahmen (Absatz1) und Notmaßnahmen (Abs. 2) zur Verfügung. Neben Schalthandlungen und der Ausnutzung von Toleranzbändern gehören dazu auch der Einsatz von Redispatch und Regelenergie.

Im Rahmen dieser Arbeit liegt der Schwerpunkt auf den Einsatz von Regelenergie. Die Redispatchmaßnahmen werden nicht weiter betrachtet.

Im Folgenden soll die inhaltliche Bedeutung der einzelnen SDL-Typen kurz vorgestellt werden.

System- und Betriebsführung

Im Rahmen der System- und Betriebsführung sind die ÜNB für die sichere Netzführung/-betrieb, koordinierten Kraftwerkseinsatz sowie den nationalen und internationalen Verbundbetrieb verantwortlich. Weitere Aufgaben sind kontinuierliche Netzanalysen und Monitoring (Überwachung auf Grenzwertverletzungen), Errichtung und Betrieb von Zählertechnik und Abrechnung aller erbrachten Leistungen sowie das Einspeise- und Engpassmanagement (im Zusammenhang mit der Frequenz- und Spannungshaltung) (1 S. 72-73).

Frequenzhaltung

Im europäischen Stromnetz beträgt die Gleichgewichtsfrequenz 50 Hz. Dabei ist eine Abweichung von +/-200mHz zulässig. Eine zu starke Abweichung kann gravierende Auswirkungen haben, wie permanente Schäden an elektrischen Geräten oder sogar zu einem völligen Zusammenbruch der Stromversorgung führen. Eine Abweichung der Frequenz vom Sollwert kann durch ein Ungleichgewicht von Stromerzeugung und -verbrauch resultieren. Die Aufgabe der Frequenzhaltung ist daher die Ausregelung von Abweichungen. Dafür stehen dem ÜNB unterschiedliche Maßnahmen zur Verfügung.

Schnelle Frequenzabweichungen werden durch die Momentanreserve, die nicht zur Regelleistung gehört, gedämpft. Dies geschieht durch die rotierende Masse der Generatoren in konventionellen Erzeugungsanlagen.

Für längerfristige Abweichungen steht der Einsatz von Regelleistung zur Verfügung. Diese wird unterschieden in positive (bei Erzeugungsdefizit) und negative Regelleistung (bei Erzeugungsüberschuss). Die ÜNB schließen mit den Anlagenbetreibern Verträge ab, die dann bei Bedarf Regelleistung zur Verfügung stellen. Der durch die ÜNB ermittelte Bedarf wird öffentlich ausgeschrieben. Die Regelenergie wird in Primärregelung, Sekundärregelung und Minutenreserve unterteilt. Ziel ist es, die Frequenz schrittweise auf den Sollwert zurückzuführen. Dabei müssen die unterschiedlichen Regelleistungsarten als Gesamtwirkmechanismus betrachtet werden, die je nach vorherigem Erfolg aufeinander aufbauen.

Zuerst kommt die Primärregelung zum Einsatz. Die Anlagenbetreiber, die sich an der Primärregelung beteiligen müssen ihre Einspeisung in das ÜNB proportional zur Frequenzabweichung anpassen. Gemäß TC07 muss jede Erzeugungsanlage ab einer Nennleistung von 100 MW primärregelfähig sein. Da die Primärregelung (PRL) nur kurze Zeit zur Verfügung steht, muss sie bei bleibender Frequenzabweichung von der Sekundärregelung (SRL) gleichmäßig abgelöst werden. Im Gegensatz zur PRL erfolgt die Bereitstellung der SRL nicht selbstständig und muss von den ÜNB angefordert werden (Steuerung über Leistungs-Frequenzregler).

Herrscht das Ungleichgewicht länger als 15 Minuten vor, so kommt es zur Aktivierung der Minutenreserve (wird seit 2012 elektronisch aktiviert), die die SRL wiederum gleichmäßig ablöst. Wie bei der PRL und SRL können auch die ÜNB eine Teilnahme an der Minutenreserve anordnen, wenn der Bedarf nicht durch die Ausschreibung gedeckt werden kann. Die Aktivierungsreihenfolge zeigt die Abb.1 schematisch.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 1: Frequenzrückführung nach einem Frequenzeinbruch (3) (1)

Bei der Regelleistungsbereitstellung kommt es zu sich überschneidende Phasen, in denen mehrere Regelleistungsarten, aufgrund unterschiedlicher Reaktions- und Aktivierungsgeschwindigkeiten, aktiviert sind. Dies ist in Abb. 2 zu erkennen.

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Abbildung 2: Regelleistungseinsatz nach UCTE09

Weitere konkrete Details zu bspw. Aktivierungsgeschwindigkeiten, Verfügbarkeiten sollen hier nicht weiter ausgeführt werden.

Spannungshaltung

Eine weitere Aufgabe der ÜNB ist es ein bedarfsgerechtes Spannungsprofil im ÜNB aufrecht zu erhalten. Hierzu muss eine ausgeglichene Blindleistungsbilanz im Netz vorherrschen, welche abhängig vom Blindleistungsbedarf^[1] des Netzes und der Netzanschlusskunden ist (1 S. 84). Je nach Blindleistungsbedarf ist dieser entweder induktiv oder kapazitiv. Jede an das Netz angeschlossene Erzeugungseinheit muss die im TC07 definierte Mindestanforderung erfüllen und Blindleistung bereitstellen können. Auf tiefergehende elektrotechnische Erläuterungen soll hier verzichtet werden.

Versorgungswiederaufbau

Der Versorgungswiederaufbau umfasst technische und organisatorische Maßnahmen, die zur Störungseingrenzung und zur Aufrechterhaltung bzw. Wiederherstellung der Versorgungsqualität durchgeführt werden. Die Wiederherstellung erfolgt nach festgelegten Prozessen. Schwarzstartfähige Großkraftwerke werden nach und nach hochgefahren und Verbraucher kontrolliert zugeschalten. Zu Beginn des Wiederaufbaukonzepts bilden die schwarzstartfähigen Kraftwerke einzelne Inselnetze, die dann von den ÜNB synchronisiert und verbunden werden. Die Schwarzstartfähigkeit ist gemäß TCO7 keine Mindestanforderung für Erzeugungsanlagen, jedoch müssen Anlagen größer 100 MW zum Inselnetzbetrieb fähig sein.

Tabelle 1: Systemdienstleistungsprodukte (23 S. 4)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Die oben beschriebenen SDL-Produkte sind unten in der von der dena erstellten Tabelle noch einmal zusammengefasst dargestellt.

2.2 Der Regelenergiemarkt

Im Folgenden soll kurz die Funktionsweise des Regelenergiemarktes vorgestellt werden. Dabei wird auf eine ausführliche schriftliche Erläuterung der Merkmale der einzelnen SDL-Produkte verzichtet. Sie sind stattdessen aus Gründen der Übersichtlichkeit in der Tabelle 2 aufgeführt.

Tabelle 2: Merkmale des deutschen Regelenergiemarktes (4) (5)

Abbildung in dieser Leseprobe nicht enthalten

Gemäß §6 Abs. 1 der Stromnetzzugangsverordnung (StromNZV) müssen die ÜNB die im Rahmen der Frequenzhaltung erforderliche Regelenergie öffentlich und anonymisiert ausschreiben. Die Ausschreibung erfolgt dabei gemeinschaftlich im deutschen Netzregelverbund über die Internetplattform www.regelleistung.net. Dabei ist jeder ÜNB berechtigt einen technisch notwendigen Anteil an Regelenergie innerhalb seiner Regelzone auszuschreiben (§6 Abs.2 StromNZV). Die gemeinschaftliche Ausschreibung dient dazu das Gegeneinanderregeln der einzelnen Regelzonen zu verhindern. Anstatt die Leistungsungleichgewichte der jeweiligen Regelzone einzeln durch die Regelenergiebeschaffung zu beheben, wird so lediglich der verbleibende Leistungssaldo ausgeregelt. So könne die Kosten für die Regelenergiebeschaffung sowie die Höhe der benötigten Regelenergie reduziert werden (6 S. 258).

Bei der Ausschreibung von Regelenergie wird dabei, wie bereits im Kapitel zuvor beschrieben, in die Produkte PRL, SRL, MRL unterschieden. Für jede Regelenergieart finden also einzelne Ausschreibungen statt. Um an diesen teilnehmen zu können, müssen die Erzeugungsanlagen gewisse Präqualifikationsanforderungen (PQA) erfüllen, welche im TC07 beschrieben sind (6 S. 6). Für die Bereitstellung von Regelenergie wird zwischen dem ÜNB und dem Anlagenbetreiber ein Rahmenvertrag je Regelenergieart geschlossen, welcher alle Einzelheiten regelt und die

[...]

^[1] Blindleistung trägt nicht zur nutzbaren Arbeit bei. Sie ist zum Aufbau von elektrischen und magnetischen Feldern notwendig. Sie wird bspw. für den Betrieb von Motoren, Transformatoren und Kondensatoren benötigt, verringert jedoch die effektiv nutzbare Kapazität und verursacht Netzverluste. Bereitgestellt wird sie durch installierte Kompensationselemente, mögliche Schalthandlungen oder vertraglich zugsicherten Vorleistungen.