Donnerstag, 17. Januar 2019
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Sicherheit und Zuverlässigkeit der Stromversorgung von morgen

Annegret-Cl. Agricola und Hannes Seidl

Die Energiewende verändert die Stromversorgung in Deutschland grundlegend. Mit dem Ziel, hohe Anteile fluktuierender Stromerzeugung aus erneuerbaren Energien zu integrieren, ist ein hoher Ausbau- und Innovationsbedarf zur Weiterentwicklung der Stromnetze verbunden. Es ändern sich aber auch die Anforderungen an die Erbringung von Systemdienstleistungen, die durch die Netzbetreiber für einen stabilen Betrieb des Stromversorgungssystems erbracht werden. Durch den Ausbau der erneuerbaren Energien stehen konventionelle Kraftwerke, die bisher weitgehend die notwendigen Systemdienstleistungsprodukte bereitstellen, zukünftig in geringerem Maße zur Verfügung. Daher werden Alternativen benötigt. Die dena-Studie „Systemdienstleistungen 2030“ hat vor diesem Hintergrund untersucht, welche Anforderungen der Ausbau der Erneuerbaren an den Umfang und die Möglichkeiten zur Erbringung der vier Systemdienstleistungen Frequenzhaltung, Spannungshaltung, Versorgungswiederaufbau und Betriebsführung stellt.

Die Systemdienstleistungsstudie wurde durch die Deutsche Energie-Agentur (dena) in enger Zusammenarbeit mit Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern, Herstellern und Projektentwicklern erneuerbarer Energien sowie Herstellern von Netz- bzw. Anlagentechnik durchgeführt. Als Forschungspartner war die ef.Ruhr GmbH eingebunden.

In Bezug auf Erzeugungsleistung und Netzausbaumaßnahmen wurde für die Studie das Szenario B für das Betrachtungsjahr 2033 des von der Bundesnetzagentur genehmigten Netzentwicklungsplans (NEP) Strom 2013 zugrundegelegt. In dem Szenario setzt sich die installierte konventionelle Erzeugungsleistung von 87 GW im Schwerpunkt aus 41 GW Gaskraftwerken und 32 GW Stein- und Braunkohlekraftwerken zusammen. Es sind keine Kernkraftwerke mehr in Betrieb. Die Kapazität von Pumpspeicherkraftwerken wird mit 11 GW angenommen. Bei den erneuerbaren Energien sind im betrachteten Szenario Wind (installierte Leistung onshore: 66 GW; installierte Leistung offshore: 25 GW) und Photovoltaik (installierte Leistung: 65 GW) die dominierenden Erzeugungstechnologien. Im Folgenden werden die zentralen Ergebnisse der Studie, unterteilt in die einzelnen Systemdienstleistungen, erläutert.

Frequenzhaltung

Für einen stabilen Betrieb des Stromversorgungssystems muss die eingespeiste Leistung zu jedem Zeitpunkt dem Stromverbrauch entsprechen. Dies wird grundsätzlich durch die jeweils ausgeglichene Bewirtschaftung der einzelnen Bilanzkreise erreicht. Bei Abweichungen in der Gesamtbilanz z. B. durch Prognoseabweichungen kommt es zu einer Veränderung der Frequenz. Die Übertragungsnetzbetreiber müssen dann unverzüglich dafür sorgen, dass die Sollfrequenz von 50 Hz wieder eingehalten wird. Dabei kommen insbesondere die Systemdienstleistungsprodukte Momentanreserve und Regelleistung zum Tragen.

Schnelle Frequenzänderungen werden heute kurzfristig durch die Trägheit der rotierenden Massen von Generatoren konventioneller Kraftwerke gedämpft. Dies wird als Momentanreserve bezeichnet. Zukünftig werden in Deutschland immer weniger konventionelle Kraftwerke in Betrieb sein, dafür steigt der Anteil erneuerbarer Energien, die über Umrichter einspeisen. Dadurch wird Deutschlands Beitrag zur Momentanreserve im europäischen Verbundnetz bis 2030 in bestimmten Stunden deutlich sinken. Damit Deutschland auch zukünftig seine Verantwortung im europäischen Verbundnetz ausreichend wahrnehmen kann, werden alternative Erbringer von Momentanreserve benötigt (siehe Abb. 1).

Anlagen erneuerbarer Energien speisen ihren Strom über Wechselrichter ins Netz ein und leisten derzeit – ohne zusätzliche technische Maßnahmen – keinen Beitrag zur Momentanreserve. Die Studienergebnisse zeigen jedoch, dass sich insbesondere Windkraftanlagen, größere Solarkraftwerke und Batteriespeicher technisch so ausrüsten lassen, dass sie zur Momentanreserve beitragen können. Dafür muss die Leistungselektronik der Einspeisewechselrichter der Anlagen in die Lage versetzt werden, das träge Verhalten eines elektromechanischen Synchrongenerators nachzubilden. Darüber hinaus benötigt der Einspeisewechselrichter dann Möglichkeiten zur Energieaufnahme und -abgabe.

Als technische Lösung kommen dafür eine Drosselung von Windenergie- oder Photovoltaikanlagen, der Einsatz von Stromspeichern oder die Nutzung der Trägheit der Windenergierotoren in Betracht. Letzteres stellt eine effiziente Alternative dar, da es bei einer Drosselung erneuerbarer Energien zu einem dauerhaften Wirkleistungsverlust käme und für die gezielte Errichtung von Batteriespeichern zusätzlicher Investitionsbedarf erforderlich wäre, sofern die Batteriespeicher nicht bereits aus anderen Gründen – z. B. zur Erbringung von Primärregelleistung – zur Verfügung stehen. International gibt es bereits Beispiele für die Bereitstellung von Momentanreserve durch Windenergieanlagen: So ist bspw. ein Beitrag zur Momentanreserve für Windenergieanlagen seit 2009 in der kanadischen Provinz Quebec vorgeschrieben.

Die Untersuchung zeigt, dass in 2030 eine über die Trägheit der Windenergieanlagen bereitgestellte Momentanreserve ausreichen würde, um – zusammen mit den jeweils am Netz befindlichen konventionellen Kraftwerken – den Beitrag Deutschlands im europäischen Verbundsystem in allen Stunden auf heutigem Niveau zu halten. Um Stromerzeugungs- oder Lastüberschüsse auszugleichen, setzen die Übertragungsnetzbetreiber Regelleistung ein, die sie in den Produktqualitäten Primär- und Sekundärregelleistung sowie Minutenreserve über ein marktbasiertes Auktionsverfahren beschaffen.

Die Berechnungen der Studie weisen bis in das Jahr 2030 eine deutliche Zunahme des Bedarfs an Sekundärregelleistung und Minutenreserve aus. Insbesondere der durch den Zubau erneuerbarer Energien wachsende Effekt von Fehlern in der Prognose für die Erzeugung bewirkt einen steigenden Bedarf an Regelleistung. Das heute eingesetzte Dimensionierungsverfahren bemisst den Bedarf an Regelleistung quartalsweise. Wenn er zukünftig nach einem adaptiven Dimensionierungsverfahren – z. B. vortäglich und entsprechend den tatsächlichen Prognosen für Last und für die Einspeisung erneuerbarer Energie – bemessen wird, kann die Steigerung des durchschnittlichen Regelleistungsbedarfs begrenzt werden (siehe Abb. 2).

Allerdings ist zu berücksichtigen, dass auch bei Verwendung des adaptiven Verfahrens an einzelnen Tagen mit hoher Stromeinspeisung aus erneuerbaren Energien ein fast doppelt so hoher Bedarf an Minutenreserve als heute besteht. Dieser muss durch eine ausreichende Anzahl an präqualifizierten und zu dem Zeitpunkt verfügbaren Erbringern bereitgestellt werden können.

Regelleistung wird bisher hauptsächlich durch konventionelle Kraftwerke und Pumpspeicher erbracht. Die Studienergebnisse zeigen jedoch, dass konventionelle Kraftwerke in 2030 – bei einem strommarktgesteuerten Einsatz – zu bestimmten Stunden nicht mehr ausreichend im Einsatz sind, um genügend Regelleistung bereitzustellen. Die Anzahl dieser Stunden lässt sich reduzieren, wenn das Zeitintervall, für das Regelleistungsprodukte angeboten werden müssen, auf eine Stunde verkürzt wird (siehe Abb. 3). Heute beträgt es bspw. für Primäregelleistung eine Woche.

Gleichzeitig belegt die Studie aber auch, dass technische Alternativen mit ausreichendem Potenzial zur Verfügung stehen. So kann der Bedarf an Regelleistung zukünftig auch durch Stromspeicher, Anlagen erneuerbarer Energien und flexible Stromlasten bereitgestellt werden. Die Studie zeigt, dass dies 2030 sogar wirtschaftlicher sein wird, als zur Regelleistungserbringung ausschließlich eine Mindesterzeugung konventioneller Kraftwerke (Must-run-Kapazität) kontinuierlich am Netz zu halten. In welchem Umfang die verschiedenen technischen Alternativen tatsächlich zum Einsatz kommen, muss sich über Angebot und Nachfrage am Regelleistungsmarkt ergeben. Damit die Alternativen auch rechtzeitig in ausreichendem Maße zur Verfügung stehen, sollte geprüft werden, ob durch eine Anpassung von Ausschreibungszeiträumen und Produkteigenschaften geeignetere Rahmenbedingungen für alternative Systemdienstleistungsprodukte geschaffen werden können.

Spannungshaltung

Für die Sicherheit und Zuverlässigkeit des Stromsystems ist die Netzspannung jederzeit – sowohl im Normalbetrieb als auch im Fehlerfall – zu wahren. Dafür muss lokal Blindleistung bereitgestellt werden. Damit sich ein Spannungseinbruch bei größeren Störungen beherrschen lässt, ist unter anderem eine ausreichende Bereitstellung von Kurzschlussleistung notwendig.

Für den stabilen Netzbetrieb und zum Schutz von Personen, Betriebsmitteln und Strom verbrauchenden Geräten wird die Spannung im Stromnetz in einem Spannungsband von +/–10 % der Nennspannung gehalten. Dies geschieht heute zu einem großen Teil durch die Auslegung der Netze, die Blindleistungsbereitstellung der konventionellen Kraftwerke und die gezielte Stufung von Transformatoren. Darüber hinaus werden Blindleistungskompensationsanlagen und Spannungsregler eingesetzt.

Die Studie zeigt, dass der Blindleistungsbedarf im Übertragungsnetz bis 2030 aufgrund zunehmender Transportentfernungen und Leistungstransite deutlich steigen wird. Auch in den Stromverteilnetzen wächst der Bedarf. Hier ist unter anderem die zunehmende Einspeisung erneuerbarer Energien sowie eine vermehrte Verkabelung im Stromnetz der Grund.

Durch eine gezielte und steuerbare Blindleistungsbereitstellung aus Umrichtern von Windkraft- und Photovoltaikanlagen ist ein blindleistungsneutraler Betrieb auf allen Verteilnetzebenen technisch möglich. Das Übertragungsnetz, das bisher für den Blindleistungsaustausch im Verteilnetz genutzt wurde, kann dadurch entlastet werden. Das verfügbare Potenzial der Blindleistungsbereitstellung durch erneuerbare Energien im Hochspannungsnetz (110-kV-Ebene) in 2030 kann darüber hinaus genutzt werden, um neben dem eigenen Bedarf auch den Blindleistungsbedarf unterer Netzebenen zu decken. Zusätzlich zeigen die in der Studie untersuchten Netzgebiete ein Potenzial zur Blindleistungsbereitstellung aus dem Hochspannungsnetz für das Höchstspannungsnetz.

Um die Blindleistungsbereitstellung aus Umrichtern dezentraler Energieanlagen für ein aktives Blindleistungsmanagement im Verteilnetz und zur Bereitstellung für über- oder unterlagerte Netzebenen nutzen zu können, müssen entsprechende Steuerungs- und Regelungskonzepte entwickelt werden und die technischen Anschlussbedingungen zur Blindleistungsbereitstellung hinsichtlich der Potenziale dezentraler Erbringer optimiert werden.

Aus wirtschaftlicher Sicht sollten daher für die Bereitstellung des bis 2030 entstehenden und nicht durch konventionelle Kraftwerke abgedeckten Bedarfs an Blindleistung im Übertragungsnetz zunächst die Konverterstationen der geplanten Hochspannungsgleichstromübertragungs(HGÜ)-Trassen eingesetzt werden. An Netzknoten mit verbleibendem Blindleistungsbedarf in nur einzelnen Stunden kann bei entsprechender Verfügbarkeit eine kurzfristige Änderung des Einsatzes konventioneller Kraftwerke (Redispatch) vorgenommen werden. Für darüber hinausgehenden Blindleistungsbedarf oder bei fehlender Möglichkeit für einen Redispatch wäre die Errichtung von Kompensationsanlagen die wirtschaftlichste Lösung.

Als Alternative zur Errichtung neuer Kompensationsanlagen kommt die Bereitstellung von Blindleistung für das Höchstspannungsnetz durch dezentrale Energieanlagen aus dem Verteilnetz infrage. Die in der Studie durchgeführte Potenzialanalyse für eine Blindleistungsbereitstellung aus dem Verteilnetz zeigt: Im Vergleich zu den Kosten einer Kompensationsanlage wären annuitätische Kosten von ca. 1 500 bis 2 000 € pro MW installierter Leistung von Windenergie- und Photovoltaikanlagen für eine dezentrale Bereitstellung von Blindleistung aus der Hochspannungsebene vertretbar. Davon müssten v. a. die entsprechende Dimensionierung der Umrichter und die Regelungstechnik finanziert werden. Bei der Netzplanung sollte im jeweiligen Einzelfall geprüft werden, ob anstelle einer neuen Kompensationsanlage eine Blindleistungsbereitstellung aus dem Hochspannungsnetz möglich und wirtschaftlich wäre.

Versorgungswiederaufbau

Im Falle eines vollständigen oder großräumigen Stromausfalls im europäischen Verbundnetz wird der Versorgungswiederaufbau heute auf Basis eines zentralen Konzepts durch das Hochfahren schwarzstartfähiger Großkraftwerke auf Übertragungsnetzebene realisiert. Beispiele für schwarzstartfähige Kraftwerke sind große Wasserkraftwerke und Gasturbinen, deren Anfahren mit Batterien oder Notstromaggregaten auch im Schwarzfall möglich ist. Diese Kraftwerke bilden zu Beginn des Prozesses jeweils einzelne Inselnetze. Parallel zur schrittweisen Zuschaltung weiterer Erzeugungsleistung werden dann auch Lasten hinzugenommen. Darauf aufbauend erfolgt sukzessive die Synchronisierung und Verbindung der zuvor gebildeten Inselnetze.

Gemäß der Annahmen des Szenariorahmens für den NEP Strom 2013 würden auch in 2030 unter anderem Pumpspeicher- und Gaskraftwerke in ausreichendem Maße zur Verfügung stehen, um das heute bestehende Konzept des zentralen Versorgungswiederaufbaus weiterhin realisieren zu können. Vor dem Hintergrund der sinkenden Wirtschaftlichkeit konventioneller Kraftwerke im heutigen Stromsystem und der derzeit bestehenden Unsicherheiten über die zukünftigen energierechtlichen Rahmenbedingungen, ist eine Prognose über die im Jahr 2030 tatsächlich verfügbaren konventionellen Kraftwerkskapazitäten nicht möglich. Für die Gewährleistung der Versorgungssicherheit in Deutschland zur Jahreshöchstlast wird aber auch weiterhin in ausreichendem Umfang gesicherte Kraftwerksleistung in Deutschland benötigt, die dann auch für den Versorgungswiederaufbau verwendet werden kann.

In der Studie wurden auch dezentrale Konzepte für einen Netzwiederaufbau untersucht. Diese sehen vor, dass im Falle eines großräumigen Ausfalls des europäischen Verbundnetzes einzelne Stromverteilnetze autark die Versorgung der Verbraucher auf der Basis lokaler Erzeugung ermöglichen. Nach Beseitigung der Fehlerursache würden die einzelnen Inselnetze wieder zum Verbundnetz zusammengeschlossen. Zur Realisierung dieses Konzepts ist ein sehr hoher technischer Aufwand zur Steuerung und Stabilisierung der dezentralen Inselnetze nötig. Da ein Netzwiederaufbau jedoch nur äußerst selten notwendig wird, ist ein teures dezentrales Netzwiederaufbaukonzept aus volkswirtschaftlicher Sicht ineffizient (siehe Abb. 4).

Betriebsführung

Im Rahmen der Betriebsführung fällt den Netzbetreibern die Aufgabe zu, das Stromnetz und alle angeschlossenen Erzeugungseinheiten und Lasten zu überwachen und bei Bedarf steuernd einzugreifen, um einen sicheren Betrieb des Gesamtsystems zu gewährleisten. Auch der Einsatz von Systemdienstleistungen wird von den Netzbetreibern im Rahmen der Betriebsführung koordiniert und gesteuert.

Die Anforderungen an die Betriebsführung steigen auf allen Spannungsebenen. Im Verteilnetz erhöhen sie sich insbesondere aufgrund des vermehrten Anschlusses dezentraler Energieanlagen. Im Übertragungsnetz sorgen die geplante Hybridstruktur aus Dreh- und Gleichstromtechnik sowie der zunehmende Energieaustausch im europäischen Strommarkt für steigende Anforderungen. Auch ist zu erwarten, dass zukünftig in zunehmendem Maße neuartige Netzbetriebsmittel (z. B. regelbare Ortsnetztransformatoren im Verteilnetz oder FACTS – Flexible AC Transmission Systems – zur Lastflusssteuerung im Übertragungsnetz) eingesetzt werden, um eine kosteneffiziente Weiterentwicklung und einen optimierten Betrieb der Stromnetze zu ermöglichen.

Aufgrund der zunehmenden Komplexität steigt der Informations- und Steuerungsbedarf im Netzbetrieb, um die Systemstabilität zu gewährleisten. Insbesondere in den unteren Netzebenen muss die Beobachtbarkeit des Netzes ausgeweitet werden und es ergeben sich neue Aufgaben im Rahmen der Datenerfassung, Auswertung, Simulation und Steuerung von Netzzuständen. Das operative Zusammenspiel und der Informationsaustausch zwischen Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern sowie den Betreibern dezentraler Energieanlagen muss weiterentwickelt werden, wenn zukünftig vermehrt Systemdienstleistungsprodukte aus dem Verteilnetz für das Übertragungsnetz nutzbar gemacht werden sollen. Geeignete Lösungen sind notwendig, die eine effiziente und sichere Erfassung, Speicherung und Weitergabe von Daten ermöglichen.

Die dena-Studie zeigt, dass die heute existierende konventionelle Leittechnik auch bis 2030 grundsätzlich für die Steuerung von Anlagen zur Erbringung von Systemdienstleistungen geeignet ist. Wenn längerfristig jedoch eine Vielzahl dezentraler Anlagen auch auf Mittel- und Niederspannungsebene eingebunden werden sollen, ist darüber hinaus eine standardisierte Informations- und Kommunikationsinfrastruktur in der Breite notwendig.

Systemsicherheit und -zuverlässigkeit 2030 gewährleistet

Die Ergebnisse der Studie Systemdienstleistungen 2030 machen deutlich: Trotz sinkender Beiträge konventioneller Kraftwerke können auch in 2030 alle vier Systemdienstleistungen in ausreichendem Maße bereitgestellt werden, um die Systemsicherheit und -zuverlässigkeit zu gewährleisten. Als alternative Erbringer können unter anderem Anlagen erneuerbarer Energien, Stromspeicher und flexible Lasten genutzt werden. Es müssen aber rechtzeitig die Voraussetzungen geschaffen werden, damit diese Alternativen 2030 auch bedarfsgerecht zur Verfügung stehen.

So muss z. B. der Markt- und Netzzugang von dezentralen Energieanlagen für die Erbringung von Systemdienstleistungen angepasst werden. Das bedeutet, dass die Netzanschlussbedingungen und die Technik der Anlagen weiterzuentwickeln sind, damit sie die benötigten Systemdienstleistungen flexibel erbringen können. Darüber hinaus ist der Zugang zum Regelleistungsmarkt für neue Anbieter von Regelleistung zu vereinfachen. Dafür ist zu prüfen, ob Präqualifikationsanforderungen, Produkteigenschaften, Ausschreibungszeiträume und Vorlaufzeiten zwischen Ausschreibung und Erbringungszeitraum angepasst werden können.

Damit dezentrale Energieanlagen Systemdienstleistungen erbringen können, sind weitaus mehr Mess- und Prognosedaten auch auf unteren Netzebenen zu verarbeiten als heute üblich. Daher ist insbesondere eine verstärkte Koordination zwischen den Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern notwendig. Darüber hinaus müssen neue Konzepte zur Überwachung und Steuerung des Stromnetzbetriebs entwickelt werden. Diese müssen auch sicherstellen, dass die vermehrte Erbringung von Regelleistung durch technische Einheiten in den Stromverteilnetzen unter Berücksichtigung lokaler Netzgegebenheiten erfolgen kann.

Entscheidend wird sein, dass die Bereitstellung von Systemdienstleistungen sowohl für die Netzbetreiber als auch für die Betreiber dezentraler Energieanlagen und flexibler Lasten wirtschaftlich ist. Grundsätzliche technische Eigenschaften von dezentralen Energieanlagen zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen sowie ihre Ansteuerbarkeit können über die Netzanschlussbedingungen eingefordert und sichergestellt werden. Darüber hinausgehende Aufwände müssen über ein Erlössystem und über die Netzregulierung vergütet werden.

Für die Konzeption und Pilotierung der neuen Systeme und Prozesse zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen müssen ausreichende Übergangszeiträume berücksichtigt werden. Um bis 2030 die Systemstabilität wirtschaftlich auf heutigem Niveau halten zu können und teure Nachrüstungen zu vermeiden, müssen daher bereits heute die Voraussetzungen geschaffen werden. Ein konkreter Zeitplan für die Umsetzung der Handlungsempfehlung wird derzeit von der dena in Form einer Roadmap erarbeitet.

A.-Cl. Agricola, Bereichsleiterin, H. Seidl, stellvertretender Bereichsleiter, Deutsche Energie-Agentur GmbH (dena), Geschäftsbereich Energiesysteme und Energiedienstleistungen, Berlin
agricola@dena.de

Weitere Informationen zum Thema unter:
www.dena.de/sdl

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