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Vorausschauend: Veränderung der Möglichkeiten zur Bereitstellung von Blindleistung Bild: Dena
Energieverteilung & -speicherung

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Neue Systeme und Prozesse für System­dienstleistungen

Text: Annegret-Cl. Agricola, Hannes Seidl, Dena
Der Ausbau erneuerbarer Energien stellt die Stromübertragung und -verteilung vor große Herausforderungen. Alternative Erbringer von Systemdienstleistungen können dabei durchaus genutzt werden – sofern die Voraussetzungen rechtzeitig geschaffen werden.

Der Ausbau der erneuerbaren Energien, insbesondere von wetterabhängigen Windenergie- und ­Photovoltaikanlagen, stellt hohe Herausforderungen an die Stromübertragung und -verteilung. Die Lastflüsse im Netz wechseln stärker, und der Strom muss tendenziell über weitere Entfernungen transportiert werden. Gleichzeitig sind konventionelle Kraftwerke immer seltener am Netz, um mit sogenannten Systemdienstleistungen die Spannung und die Frequenz zu stabilisieren. Um den sicheren Netzbetrieb auch in Zukunft gewährleisten zu können, müssen neue Wege zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen gefunden werden.

Die Studie der Deutschen Energieagentur (Dena) „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 Studie wurde durch die Dena in Zusammenarbeit mit Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern, Betreibern und Projektentwicklern erneuerbarer Energien sowie Herstellern von Netz- beziehungsweise Anlagentechnik erarbeitet. In Bezug auf Erzeugungsleistung und Netzausbaumaßnahmen wurden für die Studie Szenarien sowie der Netzentwicklungsplan (NEP) Strom 2013 für das Betrachtungsjahr 2033 zugrunde gelegt. Im Folgenden werden die zentralen Ergebnisse der Studie erläutert – unterteilt in die einzelnen Systemdienstleistungen.

Für den sicheren Netzbetrieb ist ein Gleichgewicht zwischen Energieeinspeisung und -abnahme zu jedem Zeitpunkt und damit eine konstant gleichbleibende Netzfrequenz notwendig. Schnelle Frequenzänderungen, die im Extremfall zu Stromausfällen führen, werden heute vor allem durch die Trägheit der Generatoren konventioneller Kraftwerke, die sogenannte Momentanreserve, gedämpft.

Momentanreserven gesucht

Da Anlagen erneuerbarer Energien derzeit noch keine Momentanreserve bereitstellen, würde durch den steigenden Anteil erneuerbarer Energien Deutschlands Beitrag zur Frequenzhaltung im europäischen Verbundnetz bis 2030 deutlich sinken – wenn keine alternativen Erbringer von Momentanreserven gefunden werden. Die Studie zeigt, dass auch dezentrale Energieanlagen einen Beitrag zur Bereitstellung von Momentanreserve leisten können – etwa durch die Nutzbarmachung der Trägheit großer Windenergieanlagen oder durch Energiespeicher, die sich dauerhaft am Netz befinden und unmittelbar mit Leistungsänderungen auf Bedarfsschwankungen reagieren können. Abweichungen zwischen Stromerzeugung und Last werden durch Regelleistung ausgeglichen. Durch den Ausbau erneuerbarer Energien erhöhen sich die Auswirkungen von Prognosefehlern bei der Stromerzeugung. Dadurch erhöht sich auch der Bedarf an Regelleistung zur Frequenzhaltung.

Die Analysen der Studie verdeutlichen, dass Stromspeicher, Anlagen erneuerbarer Energien sowie flexible Stromlasten zukünftig Regelleistung erzeugen und somit auch die Zeiten abdecken können, in denen konventionelle Kraftwerke nicht am Netz sind. Voraussetzung dafür ist, dass am Regelleistungsmarkt durch eine Anpassung von Ausschreibungszeiträumen und Produkteigenschaften geeignete Rahmenbedingungen für neue Anbieter von Regelleistung geschaffen werden.

Gezielte und steuerbare Blindleistung

Für den stabilen Netzbetrieb und zum Schutz von Perso­nen, Betriebsmitteln und Strom-verbrauchenden Geräten wird die Spannung im Stromnetz im Bereich von plus bis minus zehn Prozent der Nennspannung gehalten. Dies geschieht heute zu einem großen Teil im Zuge der Auslegung der Netze, durch die Blindleistungsbereitstellung der konventionellen Kraftwerke und die gezielte Stufung von Transformatoren. Zudem werden Blindleistungskompensationsanlagen und Spannungsregler eingesetzt.

Laut der Studie wird der Blindleistungsbedarf im Übertragungsnetz bis 2030 aufgrund zunehmender Transportentfernungen und Leistungstransite deutlich steigen. Auch in den Stromverteilnetzen wächst der Bedarf. Hier ist unter anderem die zunehmende Einspeisung Erneuerbarer sowie eine vermehrte Verkabelung im Stromnetz ursächlich. 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 Blindleistung für die Verteilnetze bereitstellt, kann dadurch entlastet werden.

Zentralität vor Dezentralität

Nach einem Ausfall erfolgt der Versorgungswiederaufbau derzeit zentral koordiniert mithilfe schwarzstartfähiger Kraftwerke und Pumpspeicher im Übertragungsnetz. Als künftige Alternativen werden dezentrale Konzepte auf Basis einzelner Versorgungsinseln im Verteilnetz diskutiert. Dezentrale Alternativen sind aufgrund der damit verbundenen hohen Investitions­kosten als übergreifende Lösung für 2030 nicht zu empfehlen. Stattdessen sollte das zentrale Konzept weiterentwickelt werden, um steigenden Anforderungen gerecht zu werden. So benötigen die Netzbetreiber künftig weitergehende technische Lösungen für eine gezielte Steuerung dezentraler Erzeugungsanlagen, um während eines Versorgungswiederaufbaus das Gleichgewicht von Erzeugung und Last gewährleisten zu können.

IKT-Standards unausweichlich

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. Der Einsatz von Systemdienstleistungen wird von den Übertragungsnetzbetreibern im Rahmen der Betriebsführung koordiniert und gesteuert. Die heute existierende konventionelle Leittechnik ist auch bis 2030 grundsätzlich für die Steuerung von Anlagen zur Erbringung von Systemdienstleistungen geeignet. Wenn längerfristig jedoch eine Vielzahl dezentraler Anlagen auch auf Mittel- und Nieder­spannungsebene eingebunden werden sollen, ist darüber hinaus eine flächendeckende standardisierte Informations- und Kommunikationsinfrastruktur in den Stromnetzen notwendig.

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 in Zukunft 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.

Fazit und Ausblick

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

So muss zum Beispiel 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 zu vereinfachen. Es ist zu prüfen, ob Präqualifikationsanforderungen, Produkteigenschaften, Ausschreibungszeiträume und Vorlaufzeiten zwischen Ausschreibung und Erbringungszeitraum angepasst werden können. Um die Blindleistungsbereitstellung aus dezentralen Energieanlagen für ein aktives Blindleistungsmanagement im Verteilnetz sowie für über- oder unterlagerte Netzebenen nutzen zu können, müssen entsprechende Steuerungs- und Regelungskonzepte entwickelt werden.

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. In einer Roadmap beschreibt die Dena für jede Systemdienstleistung detailliert, welche Akteure welche Anpassungen bis wann umsetzen müssen, um auch 2030 auf ausreichend Systemdienstleistungen zurückgreifen zu können. Damit schafft die Roadmap Planbarkeit in diesem wichtigen Handlungsfeld der Energiewende.

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