Editorial - VGB PowerTech Journal 4/2014

Erneuerbare und Systemstabilität

Das Elektrische Energieversorgungssystem ist ein geregeltes System, seine Stelleinrichtungen sind bislang im wesentlichen allein die konventionellen Kraftwerke. Die Regelgröße ist die Frequenz, die Stellgrößen die Momentanreserve und die Primärregelleistung. Die Regelstrecke für die Frequenz wird durch die Schwungmassen des Netzes gebildet. Die Regler selbst sind die Primärregler der Kraftwerke.

Windenergie- und Photovoltaikanlagen sind keine Kraftwerke. Sie sind Arbeitserntemaschinen, die die von Wind und Sonne dargebotenen Energien dann ernten und unmittelbar in das Elektrische Energieversorgungssystem einspeisen, wenn sie anfallen. Damit sind sie für das System eine Störgröße wie die Verbraucher auch und tragen bislang nicht zur Netzregelung bei. Und nicht nur das: Da sie die Volllaststundenzahl der Kraftwerke absenken, werfen sie diese auch noch aus dem Markt und verringern damit nicht nur die Anzahl der regelnden Stelleinrichtungen im Netz, sondern auch die der rotierenden Schwungmassen (Momentanreserve).

Das hat auch die dena in ihrer jüngsten Studie „Systemdienstleistungen 2030“ mit dem Titel „Sicherheit und Zuverlässigkeit einer Stromversorgung mit hohem Anteil erneuerbarer Energien“ erkannt. Als Lösung des Problems sollen hier die regulatorischen Rahmenbedingungen so angepasst werden, dass dezentrale Energieanlagen künftig zur Erbringung der Momentanreserve beitragen können. Insbesondere sollen die notwendigen Voraussetzungen für eine Bereitstellung von Momentanreserve durch große Windenergieanlagen geschaffen werden. Man erwartet hier einen Beitrag zur Netzanlaufzeitkonstanten von 3,5 s (heute 10 s). Für die Primärregelleistungserbringung heißt es weiter: Alternative Anbieter sind Regelleistungspools bestehend aus Biogasanlagen, Notstromaggregaten und Großbatterien sowie besonders energieintensive Industrieunternehmen mit flexiblen Lasten. Ob diese vorgeschlagenen Maßnahmen allerdings für alle möglichen auftretenden Systemzustände ausreichend sind und was sie kosten, wird die Zukunft zeigen.

Was passiert, wenn diese Maßnahmen nicht ausreichen, wird schon heute in Irland sichtbar: 10 GW installierter Leistung aus konventionellen Kraftwerken stehen bereits 2 GW aus Wind gegenüber. Die Sommer-Schwachlast kann 2,2 GW und die Wind-Starkeinspeisung 1,9 GW betragen. Das führt schon heute dazu, dass 50 % der erzeugten Leistung zu bestimmten Zeiten aus Windkraft stammen können. Höhere Windleistungen werden dabei sicherheitshalber abgeregelt. Bei Kraftwerksausfällen kann es daher bereits zu Frequenzgradienten von über –1 Hz/s kommen, was dann aus Schutzgründen zur Abschaltung weiterer Kraftwerke führt. Hier sind vor allem die Anlagenteile Kupplungen, Welle, Turbinenschaufeln, Dichtungen und Wickelköpfe der Generatoren gefährdet. Es liegt auf der Hand, dass derartige Frequenzgradienten mit einhergehenden Kraftwerksabschaltungen nicht nur die Gefahr von großflächigen Verbraucherabschaltungen in sich tragen, sondern das System auch näher an den Rand eines Blackouts führen.

Wie sieht es nun in Bezug auf diese Gegebenheiten auf dem europäischen Kontinent aus, haben wir ähnliche Entwicklungen wie in Irland zu erwarten? Dazu hat die Universität Rostock gemeinsam mit dem VGB PowerTech und den in ihm zusammengeschlossenen Unternehmen eine Untersuchung durchgeführt, welche perspektivisch bis zum Jahr 2023 herausfinden sollte, mit welchen Frequenzgradienten und -abweichungen sowohl in Deutschland als auch in Europa gerechnet werden muss, wenn der Zubau von Windenergie und Photovoltaik sich so wie in der Vergangenheit fortsetzt und Anteile von 70 % in Deutschland und 50 % in den anderen europäischen Ländern erreicht. Dabei wurde angenommen, dass Momentanreserve und Primärregelleistung allein von den noch laufenden konventionellen Kraftwerken bereitgestellt werden und die die Schwungmassen repräsentierende Netzanlaufzeitkonstante TN von 10 s in Deutschland auf 2 s und in Europa auf 5 s absinkt. Zusätzlich wurde noch angenommen, dass ein Großteil der Primärregelleistung von Hochdruck-Wasserkraftwerken in den Alpen bereitgestellt werden wird, welche in dieser Regelungsart aufgrund der sogenannten Leistungs-Gegenwirkung ein instabileres Verhalten aufweisen.

Dabei hat sich gezeigt, dass bei der 3-GW-Auslegungsstörung für die Primärregelung in Deutschland bereits ein Frequenzgradient von -1 Hz/s erreicht und die maximal zulässige dynamische Frequenzabweichung von -800 mHz unterschritten werden kann. Darüber hinaus wird die Schwingungsneigung der Primärreglerschwingung stark erhöht, weswegen die Frequenz nach der Störung noch etwa eine Minute lang schwingt. Außer den bereits in Irland sichtbar gewordenen Gefahren erhöht diese stärkere Frequenzbewegung generell auch den Verschleiß in den an der Primärregelung beteiligten Kraftwerken.

Ohne die stützenden Nachbarländer wäre in Deutschland dann ein sicherer Netzbetrieb schon gar nicht mehr möglich. Diese liefern über die Kuppelleitungen aus ihren fossilen und nuklearen Kraftwerken automatisch und kostenlos die fehlende Netzdienstleistung Momentanreserve in unser Netz und stabilisieren somit das System. Dass eine Energiewende auf Kosten unserer Nachbarn keinen Sinn macht, muss nicht weiter erläutert werden. Hier sind wir selbst gefordert, indem wir, neben den vagen dena-Vorschlägen, noch ausreichend viele reale Kraftwerke selbst im Netz halten, um diese Dienstleistungen zu erbringen. Kostenlos wie bisher wird das dann aber nicht mehr gehen.