Beiträge zur Systemstabilität und Versorgungssicherheit
Neben der Systemintegration steigender EE-Strom- mengen stellt sich angesichts des Rückgangs konventioneller Stromerzeugungskapazitäten, beispielsweise durch die Sicherheitsbereitschaft für Braunkohlekraftwerke, die Außerbetriebsetzung älterer Steinkohlekraftwerke sowie fehlender Neubauten die Frage, welchen aktiven Beitrag die EE-Stromerzeugung zur Versorgungssicherheit und Systemstabilität leisten kann.
Da elektrische Energie im Netz nicht ausreichend gespeichert werden kann, ist eine stets ausgeglichene Wirkleistungsbilanz innerhalb bestimmter Toleranzen sowohl im Normalbetrieb der Netze wie auch im Störungsfall durch die Netzbetreiber sicherzustellen. Das Maß für das Gleichgewicht zwischen Produktion und Bedarf ist die Einhaltung der Normfrequenz von 50 Hertz. Geringe Abweichungen werden durch die Momentanreserve, die sich aus den rotierenden Massen der Stromerzeugungsanlagen speist, ausgeglichen. Reicht dies nicht aus, kommt es zum Einsatz von Regelenergie. Während Primär- und Sekundärregelleistung automatisch durch Leistungs-Frequenz-Regler aktiviert werden, erfordert der Einsatz von Minutenreserve eine manuelle Aktivierung. Regelleistung wird heute vorrangig durch konventionelle Stromerzeugungsanlagen bereitgestellt, die direkt an die Übertragungsnetze angeschlossen sind. Der Anteil von Regel-energie aus dezentralen Anlagen, die über die untergelagerten Netze eingespeist wird, nimmt allerdings zu. Eine weitere wichtige Kenngröße für den Netzbetrieb ist die Betriebsspannung. Wesentlichen Einfluss auf die Einhaltung der Betriebsspannung hat die für den Netzbetrieb erforderliche Blindleistung. Für die Aufrechterhaltung einer hinreichenden Betriebsspannung sind zumeist die lokalen oder regionalen Netzbetreiber verantwortlich. Erkennbar wächst der Bedarf an Blindleistung bei steigender dezentraler oder volatiler Stromerzeugung.
In der Vergangenheit war die Bereitstellung der Systemdienstleistungen Momentanreserve, Regelenergie und Spannungshaltung Aufgabe der konventionellen Erzeugungsanlagen. Zunehmend stellt sich die Frage, inwiefern auch dezentrale Erneuerbare-Energien-Anlagen Systemverantwortung für die Netze übernehmen können oder sogar müssen. Derzeit leisten allein Biomasse-Stromerzeugungsanlagen einen signifikanten Beitrag zur Erbringung von Regelleistung. Für Photovoltaik-Anlagen bestehen keine regulatorischen Grundlagen, so dass diese keine System-dienstleistungen erbringen können. Seit Ende 2015 ist es den Betreibern von Windenergieanlagen jedoch möglich, im Rahmen einer Pilotphase negative Minutenreserveleistung zu erbringen. Aktuell haben sich dafür Anlagen mit einer Ge-samtleistung von 90 MW präqualifiziert. Die Bereitstellung von Momentanreserveleistung durch Windenergieanlagen ist derzeit nicht Stand der Technik, da deren Netzanbindung über leistungs-elektronische Umrichter erfolgt.
Dagegen können sich Wind- und PV-Anlagen bereits heute an der Spannungshaltung beteiligen. Allerdings wurde dies erst 2009 durch Änderung der technischen Anschlussbedingungen möglich und beschränkt sich damit auf neuere Anlagen. Außerdem ist bei den EE-Anlagen die Bereitstellung von Blindleistung an die zeitliche Verfügbarkeit ihrer Wirkleistungseinspeisung gebunden und somit entsprechend nicht dauernd verfügbar.
Unter den derzeitigen Rahmenbedingungen beteiligen sich Wind- und Photovoltaikanlagen nur in sehr begrenztem Maße an der Frequenz- und Spannungshaltung. Es ist eine spannende Aufgabe, zu ermitteln, wie sich die Beiträge zukünftig entwickeln werden. Hierzu liegt eine Abschätzung der BTU für 2023 vor.
Wenn bis 2030 insgesamt 65 % des Bruttostrom-verbrauchs aus erneuerbaren Energien stammen sollen, müssen die EE-Anlagen auch wesentliche Beiträge zur Frequenzhaltung leisten. Die BTU-Untersuchung für das Modelljahr 2023 zeigt, dass Windenergieanlagen grundsätzlich in der Lage sind, Regelleistung sowohl positiv wie negativ über einen längeren Zeitraum bereitzustellen, allerdings gibt es je nach Regelleistungs-art deutliche Einschränkungen bei der zeitlichen Verfügbarkeit. Nach Berechnungen der BTU ist beispielsweise eine vollständige Deckung des Bedarfs an Sekundärregelleistung nur für 40 % (positiv) und 14 % (negativ) der Stunden eines Jahres durch Windenergieanlagen wahrscheinlich. Insgesamt ergeben sich für 2023 große Defizite bei der Deckung des Regelleistungsbedarfs durch Windenergieanlagen. Somit kann hinsichtlich der Frequenzhaltung auf kurz- und mittelfristige Sicht nicht auf konventionelle Er-zeugungsanlagen, Pumpspeicherkraftwerke und Biomasseanlagen verzichtet werden. Anderseits müssen die konventionellen Anlagen durch eine erhöhte Flexibilität auf die veränderten Anforderungen vorbereitet werden.
Die Stromerzeugungsstruktur in Nordostdeutsch-land ist nicht nur geprägt durch einen hohen Anteil erneuerbarer Energien, sondern auch durch die Braunkohlenverstromung in Brandenburg, Sachsen und Sachsen-Anhalt. Damit sind auch die Braunkohlenkraftwerke Teil des Stromsystems und ihr netz- und systemdienlicher Betrieb ein wesentlicher Versorgungsaspekt.
Höhere Anforderungen an die Flexibilität und ein verbessertes Angebot an Systemdienstleistungen haben die Lausitz Energie AG dazu veranlasst, ihr flexGen-Programm umzusetzen. An den Standorten Jänschwalde, Schwarze Pumpe, Boxberg und Lippendorf werden zusätzlich zu den bisherigen Flexibilisierungsmaßnahmen weitere Programme zur Minderung der Block-mindestlast, Verbesserung der Anfahrzeiten, Optimierung der Leittechnik für verbesserte Systemdienstleistungserbringung sowie zahlreiche weitere Maßnahmen umgesetzt. In der Diskussion sind auch unkonventionelle technische Lösungen mittels Anlagen, die im Kraft-werkseigenbedarf angeschlossen sind und somit eine deutliche Absenkung der Mindestlast ermöglichen. Es ist nachvollziehbar, dass die technische Mindestlast konventioneller Kraftwerke nicht allein durch die Blockanlagen bedingt ist, sondern auch weitere interne und externe Aufgaben der Standorte einbezogen werden müssen.
Insgesamt lässt sich sagen, dass konventionelle Kraftwerke und insbesondere Braunkohlekraftwerke heute und in Zukunft einen wichtigen Beitrag zur Systemsicherheit im Stromnetz leisten und auf diese Anlagen zunächst nicht verzichtet werden kann. Selbst mittelfristig müssen erst äquivalente großtechnische Alternativen geschaffen werden.
Der Artikel basiert auf der schriftlichen Stellungnahme von Harald Schwarz in der öffentlichen Anhörung zur BT-Drs. 19 / 2108 im Ausschuss Wirtschaft und Energie am 25.6.2018 sowie der Studie „Betrachtungen zur Mindesterzeugung von Braunkohlekraftwerken im Kontext des Netzbetriebs – Systemmehrwert durch höhere Flexibilität“ im Auftrage des Ministeriums für Wirtschaft und Energie des Landes Brandenburg, erstellt durch die Brandenburgische Technische Universität Cottbus-Senftenberg, 2018.
Harald Schwarz und Klaus Pfeiffer