Donnerstag, 17. Januar 2019
-   ZUKUNFTSFRAGEN

Flexibilität von Kohle- und Gaskraftwerken zum Ausgleich von Nachfrage- und Einspeiseschwankungen

Johannes Lambertz, Hans-Wilhelm Schiffer, Ivan Serdarusic und Hendrik Voß

In der EU–27 ist Deutschland aufgrund seiner Größe und seiner Wirtschaftskraft der Mitgliedsstaat mit dem höchsten Stromverbrauch. Die Deckung des Bedarfs von rund 600 TWh pro Jahr erfolgt durch einen breit diversifizierten Erzeugungspark. Dazu gehören konventionelle Großkraftwerke auf Basis von Kernenergie, Braunkohle, Steinkohle und Erdgas sowie immer mehr Anlagen zur Stromerzeugung aus regenerativen Energien. Zudem ist Deutschland durch vorhandene Kuppelstellenkapazitäten zu insgesamt neun Nachbarstaaten im europäischen Binnenmarkt eng verknüpft. Eine genaue Betrachtung zeigt, dass die Flexibilität thermischer Kraftwerke weiter an Bedeutung gewinnen wird, um die Versorgung mit Strom zu jeder Zeit zu gewährleisten.

Überblick

Der Artikel untersucht die Auswirkungen der regenerativen Einspeisung sowie der schwankenden Stromnachfrage auf die Fahrweise des konventionellen Kraftwerksparks. Zunächst geht er dazu auf die Effekte von Einspeise- bzw. Nachfrageschwankungen auf den Kraftwerkspark ein. Sodann werden die Anforderungen an die Flexibilität des Kraftwerksparks spezifiziert und anhand zweier Fallbeispiele erläutert. Ein Fazit fasst die Ergebnisse der Analyse zusammen.

Im liberalisierten Strommarkt sorgt der Handel über die Börse dafür, dass kurzfristig jeweils die – gemessen an den variablen Erzeugungskosten – günstigsten Kapazitäten zum Einsatz kommen. Gemäß dem Merit-Order-Prinzip bestimmt Kosteneffizienz die Einsatzreihenfolge.

Stromerzeugung in Deutschland

Befreit von diesem Wettbewerbsmarkt ist die Erzeugung aus erneuerbaren Energien, der ein gesetzlich verankerter Einspeisevorrang gewährt wird. Für die in diesen Anlagen erzeugten Strommengen wird eine rechtsverbindlich garantierte Einspeisevergütung bezahlt, deren Höhe sich im Wesentlichen an den Vollkosten der jeweiligen Erzeugungsart orientiert [1].

Die Bundesregierung strebt eine Erhöhung des Anteils erneuerbarer Energien am Bruttostromverbrauch von 20 % im Jahr 2011 auf 35 % bis 2020, 50 % bis 2030, 65 % bis 2040 und 80 % bis 2050 an [2]. Dieser in Deutschland vorgezeichnete starke Ausbau der erneuerbaren Energien erhöht die Anforderungen an die Flexibilität des konventionellen Kraftwerkparks. Dies gilt insbesondere für die Anlagen auf Basis von Steinkohle, Braunkohle und Erdgas. Diese Anlagen stellen Anfang 2012 mit insgesamt 73 GW rund 44 % der installierten Netto-Erzeugungsleistung von 168 GW bereit. Sie trugen im Jahr 2011 mit 327 TWh zusammen 56 % zur gesamten Stromerzeugung von 579 TWh bei (vgl. Abb. 1).

Nachfrageschwankungen

Die Spitzennachfrage nach Strom (Höchstlast), die aus dem Netz der allgemeinen Versorgung zu decken ist, liegt in Deutschland bei rund 80 GW. Dieser Höchstwert wird in der Regel am frühen Abend eines Werktages im Winter erreicht. Gemäß den Veröffentlichungen der Übertragungsnetzbetreiber, die für den 3. Mittwoch eines jeden Monats erfolgen, belief sich die Höchstlast des vergangenen Winters am 15.11.2011 auf 80,6 GW [3].

Auf der Verbrauchsseite sind größere Lastschwankungen traditionell üblich. Diese erklären sich durch die unterschiedliche Nachfrage zwischen Tag und Nacht, zwischen Werk- und Wochentagen sowie zwischen Winter und Sommer. So war die Last am 3. Mittwoch im August 2011 zwischen drei und vier Uhr nur etwa halb so hoch wie am 3. Mittwoch im November 2011 zwischen 18 und 19 Uhr (vgl. Abb. 2). Innerhalb eines Tages beträgt die Verbrauchsleistungsschwankung im deutschen Strommarkt traditionell über 30 GW.

Der stärkste Nachfrageanstieg ist typischerweise montags früh zu verzeichnen, wenn die Verbrauchszunahme der privaten Haushalte nach der Nacht und der Nachfrageanstieg der Industrie nach dem Wochenende aufeinandertreffen. 2011 entfielen 47 % des gesamten Stromverbrauchs in Deutschland auf die Industrie. Private Haushalte machten 26 % der Nachfrage aus. Die verbleibenden 27 % verteilten sich auf Handel/Gewerbe/Dienstleistungen/Verkehr.

Die Lastschwankungen werden von dem bestehenden konventionellen Anlagenpark abgedeckt. Die Auslastung der Kraftwerkskapazitäten wird durch den Lastverlauf über das Jahr bestimmt (vgl. Abb. 3). Bedeutsame unterjährige Leistungsanpassungen sind entsprechend berücksichtigt.

Einspeiseschwankungen

Die seit dem Jahr 2000 verzeichnete Verzehnfachung der Wind- und Photovoltaik-Kapazität in Deutschland (von 6 auf 30 GW bei Wind und von 0,1 auf fast 30 GW bei Photovoltaik) hat dazu geführt, dass in Deutschland heute neben den traditionellen Lastschwankungen auf der Verbrauchsseite eine zweite Schwankung auf der Einspeiseseite besteht (vgl. Abb. 4).

Im Jahr 2011 betrug allein bei der Windeinspeiseleistung die Variation fast 23 GW. So stand einem minimalen Wert von 0,1 GW am 5.7.2011 eine maximale Einspeiseleistung von 22,7 GW am 4.2.2011 gegenüber. Bei der Photovoltaik belief sich die variation auf knapp 13 GW. Der minimale Wert wurde mit 0,6 GW am 1.1.2011 erreicht. Der maximale Wert betrug am 9.5.2011 zur gleichen Uhrzeit 13,1 GW.

Nach Auswertung der verfügbaren Daten für die Photovoltaik- und die Windeinspeisung im Zeitraum 1.1.2012 bis 31.5.2012 wurde der im „Bericht der Bundesnetzagentur zum Zustand der leitungsgebundenen Energieversorgung im Winter 2011/12“ ausgewiesene höchste Einspeiseleistung aus Wind und Photovoltaik – gemessen am 3.1.2012 mit 28 350 MW – noch nicht übertroffen [4]. Allerdings wurde am 25.5.2012 mit 22 275 MW ein neuer Rekordwert für die Einspeiseleistung von Strom aus Photovoltaik-Anlagen erreicht. Andererseits fällt die Einspeisung aus Wind und Photovoltaik vorübergehend auch nahezu vollständig aus. Zum Zeitpunkt der Höchstlast, die in der Regel gegen 18 Uhr an Werktagen im Winter auftritt, ist die Photovoltaik-Einspeisung sogar durchgängig mit Null zu veranschlagen.

Die Einspeisung der Wind- und Solarerzeugung in Deutschland erreicht in diesem Jahr in etwa die gleiche Größenordnung wie die tägliche Verbrauchsschwankung. Innerhalb von acht Stunden variiert die dargebotsabhängige Einspeiseleistung um bis zu 30 GW. In den kommenden Jahren wird die Angebotsvolatilität der erneuerbaren Energien zur dominanten Schwankung im deutschen Strommarkt.

Da zur Wahrung der Netzstabilität Einspeisungen und Verbrauch permanent ausgeglichen sein müssen, liegt eine hohe Last auf dem konventionellen Erzeugungsportfolio. Die Erzeugung der konventionellen Anlagen muss sich jederzeit schnell und flexibel an die Residuallast anpassen, also zur Kompensation der Differenz zwischen Verbrauch und fluktuierenden Einspeisungen aus Anlagen auf Basis erneuerbarer Energien, zur Verfügung stehen.

Der Bedarf nach Lastanpassungen durch flexible Erzeugungskapazitäten fällt dann besonders hoch aus, wenn während eines Anstiegs der Stromnachfrage zeitgleich die Einspeisung aus Windkraftanlagen stark abfällt.

Innerhalb einer Zeitspanne von acht bis zehn Stunden entsteht dann heute bereits ein positiver Lastanpassungsbedarf von >50 GW (d. h. >60 % der Spitzenlast). Dieser Bedarf tritt zufällig auf, kann aber durch die Windvorhersagen mit einem Vorlauf von etwa zwei Tagen prognostiziert werden.

Anforderungen an die Flexibilität der Kraftwerke

Das deutsche Stromübertragungsnetz ist über Kuppelstellen mit den Nachbarmärkten verbunden. Da jedoch auch in diesen Märkten Windkapazitäten ausgebaut werden und das Verhalten der Verbraucher in den Ländern große Ähnlichkeit aufweist, können Lastanpassungen in Deutschland nur eingeschränkt durch Im- und Exporte erfolgen.

Die benötigte Flexibilität zum permanenten Lastausgleich muss weitgehend von den im Inland vorhandenen Kraftwerken bedient werden. Die aktuell in Deutschland errichteten Neubau-Kraftwerke sind daher für einen besonders flexiblen Betrieb ausgelegt worden. Die Anforderungen werden von neuen Erdgas-GuD, neuen Steinkohle- und neuen Braunkohlekraftwerken gleichermaßen erfüllt.

Viele der bestehenden konventionellen Kraftwerke, die heute in Deutschland verfügbar sind, wurden vor der Verabschiedung der Ausbauziele für Wind- und Photovoltaikanlagen in den 1980er und 1990er Jahren errichtet. An vielen dieser Anlagen konnten inzwischen Maßnahmen zur Flexibilisierung mit beachtlichem Erfolg durchgeführt werden, so dass die Kraftwerke der gestiegenen Anforderung nach kurzfristiger Lastanpassung im Markt gerecht werden. Reine Grundlastkraftwerke, die keinen flexiblen Betrieb erlauben, sind heute im deutschen Markt kaum mehr vorhanden.

Fall 1: Hohe Einspeiseschwankungen der deutschen Windkraft Anfang Januar 2012 – Wie die Integration durch den flexiblen Einsatz von kohle- und Gaskraftwerken im Markt erfolgte

Am ersten Wochenende im Januar 2012 lag die Stromnachfrage in Deutschland, bedingt durch die geringe Industrienachfrage sowie aufgrund der milden Temperaturen von etwa acht Grad, relativ niedrig. Am Sonntag, dem 1.1.2012, wurde zur Abendspitze vorübergehend eine Tageshöchstlast von 56 GW im deutschen Stromverbund erreicht, danach fiel die Nachfrage bis in die Nacht auf einen Tiefstwert unterhalb von 41 GW zurück.

Gleichzeitig lag das Windaufkommen am Sonntagabend mit Einspeiseleistungen von zeitweilig über 16 GW hoch. Laufwasser- und Biomassekraftwerke leisteten an diesem Wochenende eine weitere Einspeiseleistung aus erneuerbaren Energien mit durchgängig etwa 5 GW. Die Erzeugung der deutschen Photovoltaik-Anlagen war aufgrund der Jahreszeit und des bedeckten Wetters insgesamt vernachlässigbar gering.

In der Nacht zum Montag musste nach Einspeisung der erneuerbaren Energien zwischenzeitlich nur noch eine Residuallast von insgesamt etwa 21 GW durch planmäßig verfügbare Kraftwerke gedeckt werden.

Ab vier Uhr früh stieg die Stromnachfrage zum Beginn der neuen Woche dann deutlich an und erreichte bis 12 Uhr über 73 GW. Das entspricht einem Anstieg von mehr als 32 GW innerhalb von acht Stunden.

Gleichzeitig fiel die Einspeiseleistung aus den Windkraftanlagen aufgrund abnehmender Windgeschwindigkeiten in den Morgenstunden zurück und betrug zwischenzeitlich nur noch rund 4 GW. Somit war parallel ein Leistungsrückgang von etwa 12 GW auf der Angebotsseite zu verzeichnen. Insgesamt musste damit eine zusätzliche Erzeugungsleistung von fast 45 GW aus dem thermischen Kraftwerkspark innerhalb dieser acht Stunden bereitgestellt werden.

Abb. 5 zeigt auf der linken Seite die parallele Entwicklung von Stromverbrauch und intermittierender Windeinspeisung. Es ist zu erkennen, wie der gegenläufige Verlauf zum Wochenbeginn einen hohen Anpassungsbedarf durch das konventionelle Erzeugungsportfolio erforderlich macht.

Die Erzeugungsleistung der deutschen Kernkraftwerke trug ein annähernd konstantes Angebot von etwa 12 GW bei. Die Einspeisung aus den deutschen Kernkraftwerken kann zwar ebenfalls flexibel gesteuert werden, aufgrund der sehr günstigen variablen Stromerzeugungskosten erfolgt die Rücksetzung der Kernkraftwerke im deutschen Markt aber erst nach ausgeschöpfter Lastanpassungsfähigkeit der fossil gefeuerten Kraftwerke. Die erforderliche Lastanpassung am Montagmorgen wurde fast vollständig von den Kohle- und Gaskraftwerken erbracht.

In der Nacht zum Montag waren etwa 40 % der Kohlekraftwerke in Betrieb, die Einspeisung der am Netz befindlichen Anlagen war aber zu dieser Zeit auf einen Anteil von 20 % bis 60 % ihrer installierten Leistung reduziert. Insgesamt betrug die Einspeiseleistung so lediglich etwa 10 GW. Die konventionellen Gaskraftwerke waren in der Nacht zum Montag nahezu vollständig vom Netz getrennt, da ein Teillastbetrieb der Gaskraftwerke im Vergleich zu den Kohlekraftwerken deutlich teurer ist.

Am frühen Montagmorgen wurde der Anstieg der Residuallast zunächst durch die Lastaufnahme der in Teillast am Netz befindlichen Braun- und Steinkohlekraftwerke gedeckt. Parallel erfolgte der Start weiterer bislang vom Netz getrennter Steinkohlekraftwerke. Die Netzsynchronisation der gestarteten Anlagen beginnt etwa eine bis vier Stunden nach dem ersten Kesselfeuer in Abhängigkeit der jeweiligen Kraftwerke und der vorherigen Stillstandszeit.

Nach der Netzsynchronisation erfolgte die Lastaufnahme der gestarteten Steinkohle-anlagen parallel zum Stromverbrauchsanstieg bis zum Mittag. Die verfügbaren Gaskraftwerke wurden zur Deckung der Lastspitzen am Montag aus dem Stand angefahren. Die ersten Einspeisungen der Gaskraftwerke wurden in den Morgenstunden ab fünf Uhr aufgebaut. Über den Tagesverlauf wurde der Lastausgleich dann hauptsächlich durch die Einspeisung der Gaskraftwerke geregelt, die in Betrieb befindlichen Braun- und Steinkohlekraftwerke speisten bis zum Abend mit Volllast ein.

Die Lastanpassung erfolgte an diesem Montag damit im Zusammenspiel der verfügbaren Kohle- und Gaskraftwerke. Dabei stellten die Braun- und Steinkohlekraftwerke insgesamt rund ¾ der benötigten flexiblen Leistung bereit (siehe Abb. 5).

Fall 2: Untertägige Einspeiseschwankungen der deutschen Photovoltaik – Flexibler Einsatz von Kohle- und Gaskraftwerken

Der mittlere Zyklus zwischen Stark- und Schwachwindphasen entspricht in Nordwest-Europa etwa drei bis fünf Tagen. Auch bei kurzfristigen Änderungen, wie im ersten Beispiel skizziert, stehen dem thermischen Kraftwerksportfolio noch mehrere Stunden für die Lastanpassung zur Verfügung.

Kurzfristigere Einspeiseschwankungen werden durch die in Deutschland ebenfalls weit ausgebaute Leistung von Photovoltaik-Anlagen ausgelöst. Die daraus resultierenden Effekte werden ab dem Frühling mit zunehmender Intensität der Sonneneinstrahlung maßgeblicher Treiber für die untertägige Einspeiseschwankung.

Die Zunahme der Sonneneinstrahlung am Tage fällt zeitlich nicht mit dem Anstieg des Stromverbrauchs zusammen. Während die Stromnachfrage von etwa 4 Uhr bis 8 Uhr stark zunimmt, ist der Anstieg der Photovoltaikeinspeisung verzögert etwa zwischen 8 Uhr bis 12 Uhr zu verzeichnen. Ähnlich nimmt die Einspeisung der Photovoltaik-Anlagen am Abend einige Stunden vor dem Rückgang des Stromverbrauchs wieder ab. Das hat zur Folge, dass die thermischen Kraftwerke an Tagen mit hoher Sonneneinstrahlung morgens und abends zweimal kurzfristig die Residuallastspitzen abdecken müssen.

Der 16. März war im Jahr 2012 ein Tag mit intensiver Sonneneinstrahlung. Die Einspeiseleistung der Photovoltaik-Anlagen stieg zwischen 8 und 13 Uhr um etwa 16 GW an. Zwischen 14 und 18 Uhr fiel sie anschließend wieder vollständig zurück. Das Windaufkommen lag an diesem Tag sehr niedrig (vgl. Abb. 6).

Zur Deckung der Verbrauchsspitze am Morgen wurden sowohl Kohle- als auch Gaskraftwerke angefahren. Um die temporär hohe Einspeisung der Photovoltaik-Anlagen während der Mittagsstunden im Netz aufnehmen zu können und anschließend zur Deckung der Verbrauchsspitze am Abend wieder mit Volllast einspeisen zu können, wurden am Netz befindliche Gas- und Steinkohlekraftwerke zwischenzeitlich in den Teillastbetrieb zurückgesetzt. Es mussten somit kaum Netztrennungen erfolgen.

Die bei Dampf-Kraftwerken technisch realisierbare Teillast variiert heute. Im Regelbetrieb von zwei Gasturbinen und einer Dampfturbine liegt der Mindestlastpunkt einer neuen GuD-Anlage der 800 MW-Klasse typischerweise bei ca. 60 % des Volllastpunktes. Eine niedrigere Mindestlast ist durch das Abschalten einer Gasturbine möglich, gleichzeitig aber auch mit Wirkungsgradverlusten verbunden, so dass diese Fahrweise aufgrund des wirtschaftlichen Nachteils nur selten erfolgt.

Demgegenüber besitzt ein neues Steinkohlekraftwerk der 800 MW-Klasse mit etwa 40 % des Volllastpunktes einen niedrigeren Mindestlastpunkt, der je nach Anpassung der Fahrweise auf bis zu ca. 25 % reduziert werden kann. Neue Braunkohlekraftwerke erreichen im Regelbetrieb ebenfalls einen Mindestlastpunkt von 40 %, der zukünftig weiter reduziert werden kann. Der wesentliche Grund für die niedrigere Teillastfähigkeit von Stein- und Braunkohlekraftwerken ist, dass die Leistung der Dampfkessel durch die direkte Verfeuerung der Brennstoffe gesteuert wird. Bei GuD-Kraftwerken kann die Leistung des Abhitze-Dampferzeugers dagegen nur indirekt über die vorgeschaltete Gasturbine adjustiert werden.

Durch Optimierungsmaßnahmen im Kessel-Turbinen-System und an der Leittechnik ist es gelungen, den Mindestlastpunkt bei bestehenden Kohlekraftwerken sukzessive weiter zu reduzieren. Entsprechend optimierte Kohlekraftwerke können heute einen Mindestlastpunkt bis unterhalb von 20 % ansteuern.

Der Wechsel zwischen Mindestlast und Volllast erfolgt bei den abgebildeten Kraftwerken mit einer auf die installierte Nennleistung bezogenen durchschnittlichen Laständerungsgeschwindigkeit von etwa drei Prozentpunkten pro Minute (vgl. Abb. 7). Der Wechsel zwischen Voll- und Mindestlast-Betrieb ist damit bei allen Anlagen innerhalb einer halben Stunde möglich.

Abb. 6 zeigt den Verlauf der intermittierenden Einspeisungen und die angepasste Fahrweise konventioneller Kraftwerke (eines neuen GuD-Kraftwerks, eines neuen Kohlekraftwerks sowie eines existierenden Kohlekraftwerks mit optimierten Flexibilitäts-Parametern), die sich nach der gesamten Stromnachfrage und dem Erzeugungsprofil der erneuerbaren Energien richtet.

Das Beispiel vom 16.3.2012 veranschaulicht, dass deutsche Kohle- und Gaskraftwerke durch ihren kurzfristig flexiblen Betrieb gemeinsam täglich zur Integration der Einspeisung aus erneuerbaren Energien beitragen und ein unverzichtbarer Partner für die Energieversorgung von morgen sind.

Breiter thermischer Kraftwerkspark unverzichtbar

Folgende zentrale Schlussfolgerungen können aus der vorgelegten Untersuchung gezogen werden:

  • Der steigende Flexibilitätsbedarf des Strommarktes in Deutschland wird schon heute von Kohlekraftwerken wie von Gaskraftwerken erfüllt.
  • Neue Kohlekraftwerke werden bereits bei der Errichtung auf die vergrößerten Flexibilitätsanforderungen ausgelegt. Reine Grundlastkraftwerke werden nicht mehr gebaut.
  • Vorhandene Kohlekapazitäten können optimiert und flexibilisiert werden, so dass sie den wachsenden Anforderungen nach kurzfristigen Lastanpassungen gerecht werden. Ein vorzeitiger Ersatz der bestehenden Anlagen ist nicht erforderlich.

Insbesondere vor dem Hintergrund der Ausbauziele für erneuerbare Energien ist auch künftig ein breiter und flexibler thermischer Kraftwerkspark unverzichtbar, um die Sicherheit der Versorgung mit Strom zu jeder Zeit zu gewährleisten.

Anmerkungen

  1. Kost, C.; Schlegl, T.; Thomson, J.; Nold, S.; Mayer, J.: Studie Stromgestehungskosten Erneuerbare Energien, Fraunhofer-Institut für Solare Energiesysteme ISE, Freiburg, Mai 2012.  ↩

  2. Energiekonzept für eine umweltschonende, zuverlässige und bezahlbare Energieversorgung, 28.9.2010  ↩

  3. entso-e, https://www.entsoe.eu/resources/data-portal/consumption/  ↩

  4. Bundesnetzagentur: Bericht zum Zustand der leitungsgebundenen Energieversorgung im Winter 2011/12, Bonn, 03.5.2012, S. 30.  ↩

Dr. J. Lambertz, Vorsitzender des Vorstands, RWE Power AG; Dr. H.-W. Schiffer, Allgemeine Wirtschaftspolitik/Wissenschaft, RWE AG; Dr. I. Serdarusic, Koordination Sparte Steinkohlen- und Gaskraftwerke, RWE Power AG; Dr. H. Voß, Steuerung Erzeugung Konzern, RWE AG, Essen
johannes.lambertz@rwe.com

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