Was ist eigentlich Regelleistung? - Teil 5

2.6 Damit die Uhren richtig gehen: Quartär-Regelung

Ist die Welt nun endlich wieder in Ordnung? Nicht unbedingt ganz, denn die „frequency restauration reserve“ hat lediglich die Frequenz nach ihrem Einbruch bzw. ihrem Überschwingen wieder hergestellt. Es bleibt die Delle bzw. der Buckel ihres Verlaufs aus der Vergangenheit, weswegen die Anzahl am betreffenden Tag gefahrener Perioden nicht ihrem Sollwert entspricht. So wird anschließend die Frequenz etwas höher bzw. niedriger gefahren, um die Anzahl Perioden zu korrigieren, so dass im Jahresmittel eine Netz-Synchronuhr am UCTE-Netz niemals mehr als 20 s abweicht. Andere Verbundnetze laufen weit weniger stabil, doch unterdessen weitet sich das UCTE-Netz ähnlich wie die EU immer weiter nach Osten aus und drängt das osteuropäische Verbundnetz zurück – das allerdings auch noch kein ENTSO-E-Mitglied ist. Einst verlief die Grenze entlang der innerdeutschen Demarkationslinie, wogegen sie sich heute schon sehr weit nach Osten zurückgezogen hat (Abb. 6), und West-Berlin war eine Strominsel. Westdeutschen Studenten der elektrischen Energietechnik wurde 1984 an der FH Dortmund noch geraten: „Schenken Sie Ihren Freunden in der DDR keine Netz-Synchronuhren! Die haben keine Freude daran.“ Ein Strom-Austausch zwischen den Netzen fand zwar auch damals schon statt, jedoch nur über HGÜ-Kurzkupplungen – obwohl die Nennfrequenzen gleich waren – denn die Netze liefen nicht synchron, da die Frequenzhaltung im Osten nach wie vor ziemlich schlecht war [1, 2].

Durch den Balkan-Krieg, in dessen Verlauf der Staat Jugoslawien zerbrach, zerbrach auch das UCTE-Netz in zwei Teile. 2004 wurden diese wieder vereint [3]. 14 Jahre später erlebte die Stromwelt ein Déjà-vu: Alle europäischen Nutzer von Netz-Synchronuhren bemerkten seit Mitte Januar 2018, dass ihre Uhren anfingen nachzugehen. Ende Februar bis Anfang März 2018 hatte sich die Abweichung auf 6 Minuten angehäuft [4]. Was war denn nun hier passiert? Letztlich war die Regelzone Serbien – Mazedonien – Montenegro aus politischen Gründen ihren Verpflichtungen nicht nachgekommen. 113 GWh sollen dort weniger ins Netz gespeist worden sein als entnommen worden waren. Dies ist um Größenordnungen mehr als an kinetischer Energie in den Kraftwerken des gesamten Verbundnetzes rotiert. Gäbe es keine Regelleistungs-Kraftwerke, hätte das Defizit innerhalb einiger Minuten ganz Europa dunkel gesetzt. Genau das passiert in einem Verbundnetz eben nicht! Doch funktioniert der Regel-Algorithmus, wie ausgeführt (Abschnitt 2.2), ziemlich genau so:

Wenn im Laufe von fast 8 Wochen 113 GWh fehlen, dann sind das ziemlich genau 2 GWh am Tag, entsprechend einer mittleren Leistung von knapp 100 MW. Dies macht ganz grob 0,5 ‰ der mittleren Leistung im gesamten UCTE-Netz aus. Damit würde es theoretisch 2000 s – also eine gute halbe Stunde – dauern, bis die Generatoren zum Stillstand kämen, gäbe es keine Regelleistung. Bis zur Ansprechschwelle der vollen Regelleistung bei 49,8 Hz vergingen also nur 8 s. Die um 6 min nachgehenden Uhren bedeuten, dass in den fraglichen 8 Wochen von 241,92 Millionen Perioden 18 000 Perioden fehlten, was eine mittlere Netzfrequenz von 49,996 Hz ergibt – und da haben wir den Salat: Dieser Wert fällt noch in das Totband, innerhalb dessen keine Regelleistung aktiviert wird! Entsprechen die Leistungs- und Energiebilanzen innerhalb der Regelzonen und die Leistungs- und Energieflüsse zwischen den Regelzonen stets den zuvor vereinbarten Sollwerten, so liegen die Abweichungen der Frequenz statistisch ebenso oft ebenso weit im Plus wie im Minus; bei Abweichungen vom Fahrplan jedoch kommt es zu Schief- lagen! Der vorliegende Fall hat also die gleiche Auswirkung, als sei der Sollwert der Frequenz auf 49,996 Hz gesetzt worden. Dies zeigt, wie wichtig beides ist, die Einhaltung der Vereinbarungen ebenso wie die Regelleistung für den Umgang mit unbeabsichtigten Abweichungen hiervon. Bei vorsätzlichen Verstößen verhindert die Regelleistung zwar Stromausfälle, schützt aber allein noch nicht vor allen Risiken und Nebenwirkungen

Entsprechend wurde nach den Vorfällen auf dem Balkan von Fachleuten vorhergesagt, dass die fehlende Energie nachgeliefert werden würde – und mit ihr die fehlenden Perioden. Tatsächlich gingen die Netz-Synchronuhren Anfang April 2018 wieder richtig – es sei denn, jemand hatte sie manuell korrigiert, als sie nachgingen. Das sollte man eben nicht tun, sondern einfach nur abwarten, sonst gehen sie anschließend vor. Schließlich ist ein solches Vorkommnis bislang einmalig – und dennoch traf es auf einen angemessenen Maßnahmenplan.

2.7 Zusammenfassung zur Regelleistung

Zum Zweck der Zusammenfassung wurde hier eine tabellarische Übersicht (Tab. 1) zusammengestellt. Hierzu ist noch Folgendes zu erläutern:

• Bei der Zeit von ≈ 5 s für die Reichweite der Sekunden-Reserve handelt es sich um einen ganz groben Richtwert gemäß vorstehend abgeschätzten Trägheitsmomenten (Abschnitt 2.1) und der Maßgabe, dass das UCTE-Netz einen plötzlichen, ungeplanten Wegfall von 3 GW Kraftwerksleistung überstehen können soll, ohne die Versorgung irgendeines Kunden unterbrechen zu müssen. Davon abhängig, wie viel Last gerade am Netz hängt und welchen Einbruch der Frequenz man als hinnehmbar erachtet, ergeben sich Werte von ≈ 1 s bis ≈ 25 s.
• Unter „Vergütung als Netzdienstleistung“ ist hier eine zusätzliche Vergütung als Regelleistung / Regelenergie zu verstehen, nicht der Börsenwert oder der reguläre normale Strompreis des Verbrauchers, der ohnehin zu zahlen ist. Dies schließt nicht aus, dass der eine Wert gerade positiv ist, während sich der andere im negativen Bereich aufhält.
• Unter „wirtschaftliche Optimierung“ ist hier zu verstehen, dass die FRR zunächst automatisch von jenen Anlagen aufgebracht wird, die am schnellsten dazu in der Lage sind, aber dann manuell auf Anlagen übertragen wird, die diese Aufgabe kostengünstiger fortsetzen können und möglicher Weise auch über eine längere Reichweite verfügen.

Die Betrachtung der in Deutschland im Jahr 2019 für Regelleistung und Regelenergie aufgewendeten Kosten (Tab. 2) erlaubt folgende Beobachtungen und Schlüsse:

• Für Primär-Regelleistung wurden etwa 49 Millionen Euro ausgegeben (die gelieferte Energie wird hier, wie zuvor erwähnt, nicht vergütet).
• Die abgerufene Sekundär-Regelleistung schlug mit etwa 1,7 Millionen zu Buche. Auffällig ist hier, dass für die Abregelung fast doppelt so viel aufgewendet werden musste wie für die Aufregelung. Dies steht vermutlich mit dem EEG (Erneuerbare-Energien-Gesetz) in Zusammenhang.
• Sekundär-Regelenergie musste mit 91 Millionen vergütet werden, davon 81 Millionen für gelieferte Energie und 10 Millionen für die Unterlassung vereinbarter Lieferungen (sozusagen „Entschädigungen“ für die Notwendigkeit, von Verträgen zurückzutreten).
• Die Spitze des Arbeitspreises von 6295,25 Euro/(MWh) am 31. Juli um 6:45 h liegt um den Faktor 153 höher als der mittlere EEX-Börsenpreis von 2019 und um den Faktor 52 höher als dessen Jahres-Spitzenwert. Auffälliger Weise setzt die Statistik der Börsenpreise der Bundesnetzagentur [5] am 30. Juli um 22 Uhr bei 38,66 Euro/(MWh) aus und erst am 31. Juli um 23 Uhr bei 39,00 Euro/(MWh) wieder ein! Vermutlich war eine Notsituation aufgetreten, die – völlig zu Recht – andere Dinge wichtiger erscheinen ließ als den Stromhandel. Letztlich ist ggf. der Verlust von 39 Euro/(MWh) über 24 h geringfügig im Vergleich zum o. g. Preis von 6295,25 Euro/(MWh), der etwa eine halbe Stunde lang für Regelenergie zu erzielen war.
• Der Kausalzusammenhang kann aber auch anders herum gewesen sein: Wenn die Börse ausgesetzt hat, kann dies daran gelegen haben, dass der Datenfluss zwischen den Regelzonen nicht funktionierte, also auch die Daten zu den aktuellen Leistungsflüssen fehlten. Dies stellt bereits eine Krisensituation an sich dar.
• Die Aufwendungen für Minuten-Regelleistung liegen bei etwa 20 Millionen Euro, die für die Minuten-Regel- energie unwesentlich höher – beide Male stark überwiegend positiv, also für Aufregelung, d. h. Erhöhung der Leistung bzw. Lieferung von mehr Energie eingesetzt.
• Die Preise für Minuten-Regelleistung reichen ungefähr um den Faktor 25 weiter ins Positive als ins Negative, diejenigen für Minuten-Regelenergie dagegen reichen merklich weiter in den negativen als in den positiven Bereich. Auch dies dürfte der Einhaltung des EEG geschuldet sein, das verlangt, alle regenerativ erzeugbare elektrische Energie auch wirklich zu erzeugen und in das Netz einzuspeisen. Tendenziell liegt dadurch eher zu viel als zu wenig Energie vor, während aber die Leistung oftmals unvorhergesehen steil einbricht. Dass sie Minuten später wieder vorhanden ist, ist kein Trost, sondern eine Aufgabe für die Minuten-Reserve.
• Die Stunden-Reserve betrifft eher die ganz normalen Kraftwerke und kaum die ausschließlich oder vorwiegend für Ausgleichsvorgänge vorgesehenen Anlagen. Deswegen ist eine Bereithaltung von Reserveleistung / Leistungsreserve hier auch nicht vorgesehen, sondern nur die Energie wird betrachtet und vergütet. Gut 180 Millionen Euro werden dabei für zusätzliche Erzeugung aufgewendet, und entfallene Erzeugung wird (mit knapp 24 Millionen) hiervon tatsächlich abgezogen.
• Der Preis für die Stunden-Reserve erreicht in der Spitze das 78-fache des Mittelwerts für zusätzlich gelieferte Energie! Der Preis für abgeregelte Energie reicht nicht ganz, aber ähnlich weit ins Negative. Der mittlere Preis liegt dagegen etwas niedriger als derjenige an der EEX.

Literatur

[1] G. Brauner: Hochspannungs-Gleichspannungsübertragung als Verbindung in Übertragungsnetzen, ETG-Journal 2(2018), 78
[2] Mengengewichteter Durchschnittspreis mit Steuern über alle Vertragskategorien für Haushaltskunden von 2500 kWh/a bis 5000 kWh/a, Monitoringbericht (2019) der Bundesnetzagentur (https://www.bundesnetzagentur.de/DE/Sachgebiete/ElektrizitaetundGas/Unternehmen_Institutionen/DatenaustauschundMonitoring/Monitoring/Monitoringberichte/Monitoring_Berichte_node.html)
[3] C. Carnal; P. Reinhardt: PSGuard trägt zur Wiederzusammenschaltung des UCTE-Netzes bei, https://library.e.abb.com/public/0b29ca3a582a1944c1257046002569f9/ABB_Technik_PSGMS_Petra.pdf 
[4] https://www.entsoe.eu/news-events/announcements/announcements-archive/Pages/News/2018-03-06-press-release-continuing-frequency-deviation-in-the-continental-european-power-system.aspx 
[5] R. Grebe: Von wachsender Bedeutung: Netzstabilität in großen Verbundnetzen, etz Elektrotechnik-Zeitschrift 6(1998), 35