Netzstabilität und Industrie (Teil 2): Aus der Perspektive des Netzbetreibers

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Dr. Klaus Kleinekorte (Quelle: Amprion GmbH / Rüdiger Nehmzow)

Die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) tragen zusammen mit den Verteilnetzbetreibern die Verantwortung dafür, dass unser Stromnetz immer verfügbar bleibt. Eine Leistung, die vor allem im Verborgenen stattfindet. Denn die Stabilität ist ja gerade dann vorhanden, wenn man nichts davon mitbekommt. Dabei ist es grundsätzlich wichtig, zwischen der Systemsicherheit und der Versorgungsqualität zu unterscheiden. Die Übertragungsnetzbetreiber verantworten die Systemstabilität, wohingegen den Verteilnetzbetreibern die Verantwortung für die Versorgungsqualität gegenüber Ihren Verbrauchern zukommt. Im Jahr 2016 musste jeder Verbraucher in den Verteilnetzen eine durchschnittliche Unterbrechung der Stromversorgung von 12,8 Minuten hinnehmen. Das ist gerade mal etwas mehr als eine Minute im Monat. Man kann also sagen: Unsere Netze sind stabil. Schaut man sich die Prozesse an, die dahinterstecken, so ist das keineswegs eine Selbstverständlichkeit. Denn hinter den Kulissen der Netzstabilität stecken eine Vielzahl komplexer Vorgänge und Akteure, die interagieren. Um die Systemsicherheit zu gewährleisten, führten die Übertragungsnetzbetreiber Redispatchmaßnahmen, den Einsatz von Reservekraftwerken und Einspeisemanagement durch. Im Jahr 2016 mussten die deutschen ÜNB fast täglich netzstabilisierende Maßnahmen ergreifen.

Wie schon in unserem Auftaktblog zur Netzstabilitätsreihe erwähnt, leistet auch die Industrie mit der Flexibilität durch abschaltbare Lasten bzw. die Bereitstellung von Regelenergie einen unterstützenden Beitrag zur Netzstabilität. Wie das Zusammenspiel zwischen Industrie und Übertragungsnetzbetreiber im Detail aussieht, darüber haben wir mit Dr. Klaus Kleinekorte gesprochen. Er ist Geschäftsführer von Amprion, einem der vier Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland.

Energieblog: Sehr geehrter Herr. Dr. Kleinekorte, als Übertragungsnetzbetreiber hat Amprion die zentrale Aufgabe, die Systemsicherheit des Übertragungsnetzes zu gewährleisten. Neben Kraftwerken und Speichern können auch Lasten hierfür eine wichtige Rolle spielen. Können Sie uns über Ihre Erfahrungen berichten?

Kleinekorte: Die Übertragungsnetzbetreiber sind für die Energieübertragung verantwortlich und tragen hiermit zu einem sicheren und zuverlässigen Elektrizitätsversorgungssystem bei. Um diese Aufgabe wahrzunehmen, ist es erforderlich, verschiedene Systemdienstleistungen nach wettbewerblichen Grundsätzen am Markt zu beschaffen. Neben den Regelleistungsprodukten wurden durch die Einführung der Verordnung zu abschaltbaren Lasten (AbLaV) im Jahr 2013 bis heute rund 1.000 MW an Abschaltleistung bei Anbietern von abschaltbaren Lasten präqualifiziert. Mit der Einführung dieses Instruments haben wir Erfahrungen mit der Abschaltung und deren Eignung bei unterschiedlichen Netzsituationen gesammelt. Das zusätzliche Potenzial an Flexibilität im Übertragungsnetz wurde z.B. im Rahmen der Sonnenfinsternis im März 2015 genutzt.

Energieblog: In Ihrem Netzgebiet befinden sich besonders viele industrielle Großverbraucher. Was bedeutet das für Ihr Netzmanagement?

Kleinekorte: Neben den rund 30 Industriestandorten sind auch 17 Verteilnetze und 43 Kraftwerksstandorte an das Übertragungsnetz der Amprion angeschlossen. Wir bieten allen unseren direkt angeschlossenen Netzkunden einen fairen, sicheren und zuverlässigen Netzzugang und Netzanschluss. Obwohl sich unsere Netzkunden in diesem Bedürfnis sehr ähneln, unterscheiden sie sich in Bezug auf das Verbrauchsverhalten und bei industriellen Großverbrauchern in Bezug auf die nachgelagerten Produktionsprozesse sehr. Da sich das Elektrizitätsversorgungssystem u.a. durch den Erneuerbaren-Energien-Zubau und den schrittweisen Wegfall der konventionellen Kraftwerke weiter verändert, entwickeln wir mit unseren Geschäftspartnern Lösungen (z.B. Blindleistungsaustausch TSO/DSO), um auf künftige Netzsituationen reagieren zu können und eine gleichbleibend hohe Versorgungsqualität sicherzustellen. Gegenüber der Industrie, wie der Aluminium-, Chemie- und Stahlerzeugung, kommt Amprion hier eine besondere Verantwortung zu.

Energieblog: Wie groß ist aus Ihrer Sicht heute der Must-run-Sockel an konventionellen Kraftwerksanlagen zur Bereitstellung der für die Netzstabilität notwendigen Systemdienstleistungen?

Kleinekorte: Zunächst einmal muss der Begriff Must-run präzisiert werden. Hier geht es um das im Strommarkt beobachtbare Phänomen, dass thermische Kraftwerksanlagen in Stunden mit geringen oder gar negativen Börsenpreisen weiterhin in das Netz einspeisen, obwohl die variablen Erzeugungskosten über den Börsenpreisen liegen und somit ein Abstellen der Kraftwerke für diese Stunden wirtschaftlich naheliegt.

Tatsächlich gibt es jedoch eine Reihe von unterschiedlichen Randbedingungen, die dies nicht zu lassen: sogenannte Must-run-Bedingungen. Dies können einerseits technologische Gründe sein, z.B. unverzichtbare Wärmeauskopplungen für industrielle Prozesse, technische Mindestbetriebszeiten der Anlagen. Andererseits können kommerzielle Verpflichtungen zur Vorhaltung von schneller Reserveleistung ein Abstellen der Kraftwerke verhindern, z.B. durch Vorhaltung von Regelleistung für die ÜNB oder als Besicherungsleistung für Kraftwerksausfälle.

In Deutschland ist ein Must-Run-Sockel von etwa 20 bis 25 GW beobachtbar. Eine genaue Ausweisung des Anteils, der auf Systemdienstleistungen (im Wesentlichen Regelleistung) zurückzuführen ist, ist leider nicht eindeutig möglich. Dies zeigt auch der diesjährig veröffentlichte Bericht der Bundesnetzagentur zu diesem Thema.

Qualitativ betrachtet kann man aber sagen, dass der Anteil der Systemdienstleistungen am Must-Run-Sockel abnimmt. Als Beispiel möchte ich die Primärregelleistung nennen, welche die Frequenzstabilität bei ungeplanten Ausfällen von Erzeugern innerhalb von 30 Sekunden sicherstellt. Primärregelleistung wird heutzutage noch größtenteils aus konventionellen thermischen Kraftwerken bereitgestellt, allerdings sehen wir schon heute einen beachtlichen Anteil an Batteriespeichern von über 25 Prozent bei diesem Produkt. Die Batteriespeicher ersetzen konventionelle Erzeugung bei diesem Einsatzzweck zusehends. Bei der flexiblen Sekundärregelleistung sind vor allem die flexiblen Wasserkraftanlagen, insbesondere die Pumpspeicherkraftwerke beteiligt. Aber auch die vielen Biogasanlagen und andere Kleinanlagen haben in den letzten Jahren einen nennenswerten Anteil erreicht. Mit der Einführung der kalendertäglichen Ausschreibungen für die verschiedenen Regelenergiearten zum Juli 2018 wird der Regelenergiemarkt weiter flexibilisiert und Must-Run-Bedingungen aus diesen Systemdienstleistungen weiter reduziert.

Energieblog: Welchen Beitrag zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen leisten große (oder vielleicht perspektivisch gar kleinere?) Lasten heute und welche Beiträge könnten steuerbare Lasten in Zukunft erbringen, um perspektivisch den Bedarf an Must-Run- Erzeugung zu reduzieren?

Kleinekorte: Der Anteil der steuerbaren Lasten an den „klassischen“ Systemdienstleistungen wie der Regelleistung ist aktuell gering. Eine Ausnahme hiervon stellt das Instrument der Abschaltbaren Lasten dar. Die ÜNB können hiermit kurzfristig auf rund 1.000 MW zugreifen. Mit den heutigen Rahmenbedingungen stellen die abschaltbaren Lasten ein Zusatzinstrument für die ÜNB dar, sie garantieren aber keine ausreichende Verfügbarkeit um die Regelleistung als Absicherung für den Energiemarkt zu ersetzen.

Perspektivisch ist ein signifikanter Beitrag von Lasten im Bereich der Systemdienstleistungen vorstellbar, sowohl als ab- wie auch als zuschaltbare Lasten (Power-to-X). Wichtig ist in diesem Zusammenhang, dass die Lasten die notwendige Flexibilität jederzeit verlässlich liefern können.

Energieblog: Was würden Sie sich – bezüglich der Einbindung der Lasten in die Netzstabilität – vom Gesetzgeber wünschen?

Kleinekorte: Wir wollen das heutige hohe Niveau der Systemsicherheit erhalten, obwohl sich die technischen Randbedingungen für das System stetig ändern. Neue Produkte müssen daher systemdienlich sein und den Anforderungen der ÜNB auch in Zukunft genügen. Daher sollte der Gesetzgeber die physikalischen Erfordernisse in den Vordergrund stellen.

Energieblog: Sehr geehrter Herr Dr. Kleinekorte, herzlichen Dank für das Gespräch.