Regelleistung (Energie)

Die Regelleistung, unpräzise auch als Regelenergie bezeichnet, gewährleistet die Versorgung der Stromkunden mit genau der benötigten elektrischer Leistung bei unvorhergesehenen Ereignissen im Stromnetz. Dazu können kurzfristig Leistungsanpassungen bei regelfähigen Kraftwerken durchgeführt werden, schnell anlaufende Kraftwerke (z. B. Gasturbinenkraftwerke) gestartet oder Pumpspeicherkraftwerke eingesetzt werden. Alternativ können bestimmte Stromkunden mit Laststeuerung kurzfristig vom Netz getrennt werden.

Regelleistung ist ein Teil der Ausgleichsleistungen, die im Rahmen der Bereitstellung von Energie zur Deckung von Verlusten und für den Ausgleich von Differenzen zwischen Ein- und Ausspeisung benötigt wird (§ 3 EnWG). Häufig wird der Begriff Regelenergie auch für die Energie verwendet, die die Übertragungsnetzbetreiber zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen einkaufen. In diesem Sinne ist dann Ausgleichsenergie ein Teil der Systemdienstleistungen, die die Übertragungsnetzbetreiber den unterlagerten Netzbetreibern zur Verfügung stellen.

Darüber hinaus kann der Übertragungsnetzbetreiber bei besonderen Betriebszuständen zur Aufrechterhaltung der Systemsicherheit automatisch oder per Schaltbefehl Lasten vom Netz trennen oder Kraftwerken Sollwerte zuweisen. So lässt sich das Versorgungsnetz stabilisieren und damit verhindern, dass es im Extremfall zu einem Lastabwurf und dadurch ausgelöste regional beschränkte kleinere Stromausfälle oder einem flächenmässig großen Stromausfall kommt.

Notwendigkeit der Regelung

Mittels Kraftwerksmanagement wird versucht, in Kraftwerken gewonnene Leistung und entnommene Leistung samt Transportverlusten im Gleichgewicht zu halten. Dies folgt aus der physikalischen Notwendigkeit, dass elektrische Stromnetze keine Energie speichern können und daher zu jedem Zeitpunkt die eingespeiste Leistung der Summe aus entnommener Leistung und der Verlustleistung infolge Transport entsprechen muss. Abweichungen daraus resultieren in Wechselspannungsnetzen in einer Änderung der Netzfrequenz, welche im gesamten Wechselspannungsnetz einheitlich (synchron) ist: Bei einem Überangebot von Leistung kommt es zu einer Abweichung der Netzfrequenz über der Nennfrequenz, bei einem Unterangebot zu einer so genannten Unterfrequenz.

Die zur Verfügung stehende Regelleistung für die Primärregelung ist von der Größe des Stromnetzes und der Netztopologie abhängig. Im Jahr 2010 wurden im Mittel im europäischen Verbundsystem (UCTE-Netz) ca. 3 GW Primärregelleistung vorgehalten. Im europäischen UCTE-Verbundnetz beträgt der Frequenzgradient der Regelleistung ca. 20 GW pro Hz Abweichung der Netzfrequenz.

Schwankungen in der Netzspannung und Abweichung zum Nennwert der Netzspannung sind hingegen stark durch den regionalen Verbrauch und Angebot bestimmt und werden beispielsweise durch technische Einrichtungen wie Stufenschalter für Leistungstransformatoren, welche in Umspannwerken untergebracht sind, in bestimmten Bereichen ausgeglichen. Dadurch wird gewährleistet, dass die am Netz angeschlossenen Verbraucher eine elektrische Spannung in einem Toleranzbereich um die Nennspannung nahezu unabhängig vom Lastfluss beziehen können.

Zur Regelung wird unter anderem der Leistungsbedarf aller Verbraucher prognostiziert, so dass ein passendes Leistungsangebot vorhanden ist. Regelleistung wird zur Kompensation dann benötigt, wenn der tatsächliche, momentane Leistungsbedarf nicht dem erwarteten Leistungsangebot entspricht. Abweichungen vom tatsächlichen Leistungsangebot zur Prognose treten beispielsweise bei Kraftwerksausfällen, nicht eingehaltenen Bezugsprofilen von Großverbrauchern, Prognosefehlern bei der Windenergieeinspeisung oder bei Stromnetzausfällen (Verlust von Verbrauchern) auf. Je größer eine Regelzone ist, desto kleiner ist der relative Bedarf an Regelenergie.

Regelenergie und Erneuerbare Energieträger

Mit verstärkter Nutzung der Windenergie erhöht sich prinzipiell die erforderliche Regelleistung; es steigt insbesondere der Bedarf an negativer Regelleistung (Absorption von Produktionsspitzen). Das Erneuerbare-Energien-Gesetz verbietet die technisch naheliegende Lösung, bei Windspitzen die Überproduktion an der Quelle, durch Herunterfahren der Leistungsabgabe der Windanlagen, wegzuregeln; vielmehr ist gesetzlich vorgeschrieben, dass der gesamte verfügbare Windstrom ins Netz eingespeist und vergütet wird. Das hat bei hoher Windstromproduktion und geringer Nachfrage teilweise zu negativen Preisen für den deutschen Markt im Spothandel der European Energy Exchange geführt, d.h. die Abnahme von elektrischer Energie und die thermische Umsetzung in Verlustwärme oder auch die Speicherung der überschüssigen Energie (z.B. in Pumpspeicherkraftwerken) wurde vergütet.

Die tatsächlich bereitgestellte Regelleistung ist in den letzten Jahren jedoch gleichgeblieben oder hat sogar leicht abgenommen.^[1] Der tatsächliche Mehrbedarf an Regelenergie ist durch Überlagerung mit dem normalen Regelenergiebedarf kaum exakt zu beziffern, da sich die Genauigkeit der Prognosesysteme u. a. für die Windenergieeinspeisung in den letzten Jahren verbessert hat.

Die Photovoltaik mit ihrer Leistungsspitze in der Mittagszeit kann sich je nach solarer Einstrahlung dämpfend auf den Bedarf an Energie aus Mittellast- und teurer Spitzenlastkraftwerke auswirken und damit auch sekundär auf die Regelleistung, die besonders in der Tagesmitte benötigt wird. Für die Einspeisung aus Photovoltaik werden aufgrund der zunehmenden installierten Gesamtleistung seit 2010/2011 ebenfalls Prognoseprogramme entwickelt. Zudem wurde die Mittelspannungsrichtlinie angepasst und im Juli 2011 mit Übergang bis Anfang 2012 die Richtlinie für Erzeugungsanlagen im Niederspannungsnetz, um das Potential der Photovoltaik-Anlagen für die Netzregelung allmählich nutzbar zu machen.

Beschaffung von Regelleistung

Die Beschaffung von Regelleistung erfolgt durch die Betreiber von Übertragungsnetzen. In Deutschland ist dazu wie in den meisten europäischen Ländern ein Ausschreibungsverfahren durchzuführen, welches diskriminierungsfrei und transparent sein muss (§ 22 Abs. 2 EnWG). Die deutschen Betreiber von Übertragungsnetzen haben für die Ausschreibung von Regelenergie eine Internetplattform eingerichtet, über die eine gemeinsame Ausschreibung der Regelleistungsarten abgewickelt wird.^[2] Seit dem 1. Dezember 2006 erfolgt die tägliche Ausschreibung der Minutenreserve (Tertiärregelung) auf einer gemeinsamen Internetplattform und seit dem 1. Dezember 2007 die gemeinsame monatliche Ausschreibung der Primär- sowie Sekundärregelung. Seit Mai 2010 sind die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber im Optimierten Netzregelverbund zusammengeschlossen.

Der Verbund regelt in allen Netzgebieten einheitlich die Dimensionierung und die eigentliche Beschaffung, sowie Einsatz und Abrechnung von Regelleistung. Für alle Regelzonen gilt seither der sogenannte „regelzonenübergreifende einheitliche Bilanzausgleichsenergiepreis“ (reBAP). Gleichzeitig werden Situationen vermieden, bei denen zuvor in benachbarten Regelzonen gleichzeitig positive (Energiezufuhr) und negative Regelleistung (Reduzierung der Kraftwerkseinspeisung) eingesetzt wurde.

Kosten für Regelleistung

Die Kosten für Regelleistung können erheblich sein, da sie durch (oft in weniger als einer Minute hochfahrbare) Spitzenlastkraftwerke abgedeckt wird, deren Produktionskosten vergleichsweise hoch sind. Je nach Versorgungslage im Stromnetz können für eine Kilowattstunde bis zu 1,50 Euro - sechsmal mehr als Endverbraucher zahlen - von den Energieversorgern berechnet werden.

Der durch den Ausbau von erneuerbaren Energien notwendige erhöhte Bedarf an Regelleistung kostete im Jahr 2006 etwa 300 bis 600 Mio. €.^[3]

Regelzone

Deutschland

Deutsches Übertragungsnetz von TenneT, Elia, RWE und EnBW

Der von RWE geführte Regelzonenblock der Bundesrepublik Deutschland ist in vier Regelzonen aufgeteilt, in denen jeweils ein Übertragungsnetzbetreiber die Verantwortung für das Gleichgewicht von Ein- und Ausspeisungen im Stromnetz hat. In Deutschland werden insgesamt 7000 Megawatt positiver Regelleistung (zusätzliche Leistung für den Engpassfall), und 5500 Megawatt negativer Regelleistung (Senkung der Produktion bzw. künstliche Erhöhung des Verbrauchs) vorgehalten. Die Kosten dafür betragen etwa 40 Prozent des gesamten Übertragungsnetzentgeltes.

Zum 1. Mai 2010 wurden auf Anordnung der Bundesnetzagentur in Deutschland der bis dato bestehende Netzregelverbund der drei Übertragungsnetzbetreiber (50Hertz Transmission GmbH (früher: Vattenfall Europe Transmission GmbH), EnBW Transportnetze AG (TNG), TenneT TSO GmbH (früher: E.ON Netz GmbH), für alle vier Regelzonen eingeführt.^[4] Dies soll ein sogenanntes Gegeneinanderregeln verhindern, bei dem in verschiedenen Regelzonen gleichzeitig sowohl positive als auch negative Regelenergie eingesetzt wird. Durch den Regelverbund muss weniger Regelleistung vorgehalten und weniger Regelenergie eingesetzt werden, weil sich Leistungsüberschüsse und -bedarfe der vier Regelzonen teilweise kompensieren. Dies soll laut Bundesnetzagentur Einsparungen in dreistelliger Millionenhöhe bewirken.

Die Bundesnetzagentur schließt eine künftig noch intensivere Zusammenarbeit der Übertragungsnetzbetreiber nicht aus. Auch könnte der Regelverbund in Richtung der europäischen Nachbarländer erweitert werden.^[5]

Schweiz und Österreich

Die Schweiz hat eine Regelzone. Österreich ist in zwei Zonen aufgeteilt: Vorarlberg gehört zur Regelzone "VKW-Netz AG", die restlichen Bundesländer gehören zur Regelzone "Austrian Power Grid AG" (APG). Die Vorarlberger Regelzone ist der aus Baden-Württemberg unterlagert. Bis zum 31. Dezember 2010 war Tirol Bestandteil der Regelzone "TIWAG Netz", diese wurde jedoch per 1. Jänner 2011 in die APG-Regelzone integriert ^[6].

Leistungsreserve

Wenn der erwartete Leistungsbedarf nicht dem erwarteten Leistungsangebot entspricht, muss die Abweichung kompensiert werden. Dies kann sowohl von der Seite der Leistungserbringer verursacht sein (z.B. durch Prognosefehler, also Abweichungen des Istwerts von der Ertragsprognose bei Windenergieanlagen oder durch Störfälle bei konventionellen Großkraftwerken) und auch bei den Leistungsnehmern (z.B. Lastrauschen, unerwartetes Abschalten großer Verbraucher, Abschaltung von Teilnetzen in Folge von Kurzschlüssen). Diese Leistungsdifferenzen zwischen Erzeugung und Verbrauch können also zu einer positiven oder zu einer negativen Abweichung führen, die durch eine entsprechende Leistungsreserve ausgeglichen werden muss.

Technischer Aufbau der Frequenzregelung im UCTE^[7]

Schema der Frequenzregelung im UCTE-Netz

Die UCTE ist für die Koordination des Betriebs sowie die Erweiterung des europäischen Netzverbundes zuständig. Mitglieder dieser Union sind Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) aus 24 Ländern (UCTE).

Ein sicherer und reibungsloser Netzbetrieb setzt die Wahrung des Gleichgewichts zwischen Energieeinspeisung und -abnahme voraus. Eine Störung dieses Gleichgewichts zieht unweigerlich Änderungen der Netzfrequenz nach sich. Da eine, in einem vorgegebenen Toleranzbereich, konstante Netzfrequenz die Grundlage einer gesicherten Energieversorgung darstellt, wird bei einer Störung der Einsatz von aufeinander abgestimmten Mechanismen zur Frequenzhaltung erforderlich.

Die Aufgabe der Frequenzhaltung wird in der UCTE in drei Regelstufen eingeteilt:

• Primärregelung (primary control)
• Sekundärregelung (secondary control)
• Minutenreserve (tertiary control)

Primärregelung

Die Primärregelung dient dazu, Ungleichgewichte zwischen physikalischem Leistungsangebot und -nachfrage im gesamten europäischen Verbundnetz, genauer im Synchrongebiet des UCTE, auszugleichen, mit Ziel der Wiederherstellung einer stabilen Netzfrequenz. Jeder Netzbetreiber innerhalb des Verbundnetzes muss innerhalb von 30 Sekunden zwei Prozent seiner momentanen Erzeugung als Primärregelreserve zur Verfügung stellen. Dabei beteiligt sich nicht jedes Kraftwerk an der Primärregelung (bspw. Windparks, Photovoltaikanlagen, etc.). Es ist unerheblich, in welchem Bereich des europäischen Verbundnetzes eine Schwankung auftritt, da die momentane Netzfrequenz sich im gesamten Netzbereich aufgrund von Lastschwankungen verändert. Diese wird für den proportionalen Primärregler der an der Primärregelung teilnehmenden Kraftwerke mit der Sollfrequenz von 50 Hz verglichen. Kommt es zu einer Abweichung, so wird Primärregelleistung in jedem beteiligten Kraftwerk (meist alle Kraftwerke über 100 MW Nennleistung) gemäß der Reglerkennlinie aktiviert und die Frequenz so gestützt (bei sprunghafter Lastzunahme) bzw. eine weitere Frequenzsteigerung (bei Lastabnahme) verhindert. Die Kraftwerke müssen innerhalb von 30 Sekunden die Leistungsabgabe erhöhen bzw. verringern und diese bis zu 15 Minuten halten können.
Vorteilhaft für die Primärregelung ist die teilweise Frequenzabhängigkeit von Lasten. Während diese bei Frequenzerhöhung über die Beziehung $P=2\pi \cdot f \cdot M$ eine höhere Leistung vom Netz abfordern, findet dieser Effekt bei Unterfrequenz mit umgekehrtem Vorzeichen statt.
Wenn die Abweichung kleiner als 10 mHz ist, erfolgt abhängig von der verwendeten Primärregelvorhaltung keine Aktivierung der Primärregelung.

Sekundärregelung

Auch die Sekundärregelung hat die Aufgabe, das Gleichgewicht zwischen physikalischem Stromangebot und -nachfrage nach dem Auftreten einer Differenz wieder herzustellen. Im Gegensatz zur Primärregelung wird hier nur die Situation in der jeweiligen Regelzone inklusive des Stromaustausches mit anderen Regelzonen betrachtet. Dafür werden die geplanten mit den tatsächlichen Leistungsflüssen zu anderen Regelzonen verglichen und ausgeregelt. Es muss sichergestellt sein, dass die Sekundär- und Primärregelung immer in die gleiche Richtung arbeiten, was durch eine Überwachung der Netzfrequenz sichergestellt wird.

Primär- und Sekundärregelung können zeitgleich starten, der sekundäre Regelvorgang sollte entsprechend den Vorgaben der UCTE nach spätestens 15 Minuten erfolgt sein. Die Höhe der sekundär zur Verfügung gestellten Leistung hängt zum einen von der Netzkennzahl und der Frequenzabweichung ab, zum anderen von der Differenz aus den tatsächlichen Austauschleistungen zu Nachbarnetzen und den als Fahrplan deklarierten Austauschleistungen.

Minutenreserve

Auch bei der Minutenreserve (Tertiärregelung) wird zwischen negativer und positiver Regelenergie unterschieden. Minutenreserve wird telefonisch vom Übertragungsnetzbetreiber beim Lieferanten angefordert. Dafür werden i.d.R. regelfähige Kraftwerke eingesetzt wie z.B. Pumpspeicherkraftwerke oder Steinkohlekraftwerke. Um die Lastschwankungen ausregeln zu können, müssen die Kraftwerke kurzzeitig ihre Leistung mit einem Gradienten von mindestens 2 % ihrer Nennleistung pro Minute verändern können. Bei einer Nennleistung von 800 MW wären dies beispielsweise ±16 MW/min, um die die Leistung angepasst werden kann.

Für die negative Minutenreserve stehen zwei Möglichkeiten zur Verfügung:
Bei Frequenzsteigerungen können zusätzliche Lasten in Form von Pumpspeicherkraftwerken, Nachtspeicherheizungen etc. im Netz aktiviert werden. Außerdem ist es möglich, die erzeugte elektrische Leistung in den Kraftwerken innerhalb kürzester Zeit durch Schließen der Dampfventile und Reduzierung der Brennstoffzufuhr bzw. Speisewasserzufuhr in thermischen Kraftwerken zu verringern. Eine weitere Möglichkeit, negative Regelenergie zur Verfügung zu stellen, ist das kollektive Abschalten von BHKW-Anlagen in Form eines virtuellen Kraftwerks. Besonders geeignet sind BHKW-Anlagen, deren Wärmelieferung nicht kontinuierlich gewährleistet sein muss. Jedoch darf deren eingespeister Strom nicht nach EEG vergütet werden, denn eine Parallelvermarktung steht derzeit dem EEG entgegen. Ideale Anlagen für diesen Zweck sind BHKW-Anlagen auf Klärwerken und Siedlungsabfalldeponien, denn das hier entstehende methanhaltige Gas kann in den vorhandenen Gaszwischenspeichern bis zu einem Tag bevorratet werden. Das Generator-Potential von BHKW auf Kläranlagen im Jahr 2004 beträgt nach einer Studie der Universität Stuttgart bundesweit ca. 180 MW.^[8]

Quellen

1. ↑ Verband der Deutschen Netzbetreiber (VDN), seit Herbst 2007 Bundesverband der Energie- und Wasserwirtschaft (BDEW): Leistungsbilanzen der allgemeinen Stromversorgung in Deutschland, jeweils Tabellen in der Anlage, Zeile „Systemdienstleistungen“
2. ↑ www.regelleistung.net
3. ↑ Bundesministerium für Umwelt, Naturschutz und Reaktorsicherheit (BMU): Hintergrundinformationen zum EEG-Erfahrungsbericht 2007
4. ↑ EnBW AG: „Gegeneinanderregeln“ gehört in Deutschland der Vergangenheit an – Netzregelverbund seit 1. Mai 2010 bundesweit realisiert, 1. Mai 2010, Zugriff am 1. Januar 2011
5. ↑ Bundesnetzagentur für Elektrizität, Gas, Telekommunikation, Post und Eisenbahnen: Netzregelverbund für deutsche Stromnetze. 4. April 2010, abgerufen am 14. Mai 2010 (Pressemitteilung). 
6. ↑ Ab 2011 betreibt Austrian Power Grid AG auch das Übertragungsnetz in Tirol und ist zuständiger Regelzonenführer
7. ↑ Technischer Aufbau der Frequenzregelung im UCTE
8. ↑ Dr. Markus Blesl, Michael Ohl: Bundesländerspezifische Potenziale von Blockheizkraftwerken und Brennstoffzellen auf Kläranlagen in Deutschland. In: Statistisches Monatsheft Baden-Württemberg. 3/2008, S. 48

Weblinks

• Definition von Primär-, Sekundär- und Minutenreserve (PDF-Datei; 339 kB)
• Internetplattform zur Ausschreibung von Regelleistung

• Dissertation (2009): Verbesserung des Kraftwerks- und Netzregelverhaltens bezüglich handelsseitiger Fahrplanänderungen
• Aktuelle Netzfrequenz mit Berechnung der Primärregelleistung