Was ist die 49,5-Hertz-Problematik?

Definition

Unterschritt die Stromfrequenz 49,5 Hertz (Hz), schalteten sich viele dezentrale Stromerzeugungsanlagen (DEA) gleichzeitig ab. Verantwortlich dafür waren und sind technische Sicherheitsinstallationen in den Anlagen selbst. Wegen des kontinuierlich größer werdenden Anteils Erneuerbarer Energien führte dies zu systemrelevanten Herausforderungen: Die kollektiven Abschaltungen gefährdeten die konstante Stromversorgung in Deutschland. Zudem sind sie weder wirtschaftlich noch umweltfreundlich – eine flexiblere Lösung musste daher gefunden werden. Diese wurde 2015 mit der Erweiterung der Systemstabilitätsverordnung (SysStabV) geschaffen. Nun werden Biomasse-, Bioenergie-, KWK-, Windkraft- sowie Wasserkraftanlagen gezielt stufenweise abgeregelt, wenn die Netzfrequenz rapide sinkt.

Ausgangslage

Die standardisierte Stromfrequenz liegt in Europa bei 50 Hz. Höhere Messwerte sind auf Überspeisung, niedrigere Messwerte auf Unterspeisung zurückzuführen. Geringfügige Schwankungen sind problemlos, treten aber permanent auf, so dass die Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) ständig die Frequenz normalisieren müssen.

Stromnetzfrequenz im Beispiel

Durch positive und negative Regelenergie (z.B. Primärregelleistung) gleichen sie Unter- oder Überspeisung aus. Wenn nun aber beispielsweise aufgrund eines unvorhersehbaren extrem hohen Strombedarfs die Regelenergie nicht vollends ausreicht, nehmen die Netzbetreiber mithilfe eines kontrollierten Brownouts gezielt Lasten vom Netz. Dies können Großverbraucher oder sogar ganze Stadtteile sein. So kann ein flächendeckender Stromausfall („Blackout“) verhindert werden, der weitreichende Folgen für das öffentliche und private Leben mit sich bringen würde.

Die meisten DEA sind an das Nieder- und Mittelspannungsnetz angebunden. Laut § 19 EnWG müssen die Betreiber dieser Spannungsebenen – in der Regel die Verteilnetzbetreiber (VNB) – den DEA technische Anschlussbedingungen (TAB) vorgeben. Diese TAB sollen eine erhöhte Versorgungssicherheit und eine verbesserte Netzintegration sicherstellen. In ihnen sind technische Mindestanforderungen enthalten, welche die Auslegung und den Betrieb der verschiedenen Anlagen in Abhängigkeit zum Netz gewährleisten.

Als die DEA noch nicht so zahlreich in Deutschland waren, galten andere Anforderungen als heute: Der Fokus lag auf einer sicheren Netztrennung bei Wartungsarbeiten und der Vermeidung von Inselbildungen (fortfahrende Stromeinspeisung bei Netz- bzw. Stromausfall). Hierzu war es vorteilhaft, die Netzabkopplung nahe der Nennfrequenz von 50 Hz zu realisieren. Somit etablierten sich die Frequenzobergrenze von 50,2 Hz und die Frequenzuntergrenze von 49,5 Hz bei allen DEA, die sich bei Erreichung der jeweiligen Marke prophylaktisch ausschalten und abrupt ihre Stromproduktion einstellten.

Mit der Energiewende tragen vermehrt DEA zur Gesamtstromversorgung bei. Seitens der Netzbetreiber war dieser Zustand nicht absehbar, so dass es in den alten TAB keine Berücksichtigung erhielt – ein Umstand, den es im Interesse der Versorgungssicherheit zu verbessern galt. Die ENTSO-E – der Verbund europäischer ÜNB – forderte daher eine zügige Klärung der Probleme.

Rückblick: 50,2-Hertz-Problematik

Mit einer Nennleistung von rund 40 GW ist die Photovoltaikbranche in Deutschland sehr bedeutend für das gesamtenergiewirtschaftliche System. Bis 2011 gingen ab einer Stromfrequenz von 50,2 Hz automatisch alle betroffenen Solaranlagen gleichzeitig vom Niederspannungsnetz, die mit der veralteten TAB ausgerüstet waren.

Eine Studie von Ecofys und dem IFK, die von den bundesdeutschen ÜNB in Auftrag gegeben wurde, zeigt das Risiko einer solchen kollektiven Abregelung: Im unwahrscheinlichen Fall, dass deutschlandweit eine ähnliche Sonneneinstrahlung auf die Solarmodule einwirkt, würde dem Stromsystem ab der 50,2-Hz-Grenze plötzlich ein Großteil der FEE (Fluktuierenden Erneuerbaren Energien) fehlen. Zwar existiert eine Reserve an Regelenergie von etwa 3 GW; diese reicht jedoch weder zeitlich noch hinsichtlich ihrer Menge – bei einem Ausfall von 9 GW – aus. Der Versorgungssicherheit wegen mussten also die veralteten Netzfrequenzsicherungen optimiert werden.

Um einem solchen Szenario vorzubeugen, erließ die Bundesregierung 2012 die Systemstabilitätsverordnung (SysStabV). Demgemäß sind die VNB für die erforderliche Nachrüstung der Solaranlagen verantwortlich, die unter Beteiligung der jeweiligen Anlagenbetreiber gemeinsam organisiert wird. Laut §10 SysStabV und §47 EEG kommen die Netzbetreiber für die anfallenden Kosten auf.

So stoppen heutzutage zwischen 50,2 Hz und 51,5 Hz nur noch die alten Solarmodule ihre Produktion, wohingegen neuere ihre Erzeugung nur schrittweise drosseln. Ab der neuen Frequenzobergrenze von 51,5 Hz schalten sich aber ausnahmslos alle Solaranlagen ab.

49,5-Hertz-Problematik

Weitere Studien ergaben, dass die Netzfrequenzsicherung der übrigen DEA ebenfalls eine systemrelevante Gefährdung darstellt. In diesem Fall könnte der Frequenzabfall auf 49,5 Hz zu Problemen führen. Die Biomasse-, Bioenergie-, KWK-, Windkraft- und Wasserkraftanlagen – insgesamt etwa 21.000 betroffene Anlagen mit einer Gesamtleistung von 27 GW in Deutschland – reagierten ab 49,5 Hz mit einem sofortigen Stromproduktionsstillstand. Bei ohnehin geringer Stromfrequenz würde dieses Szenario ziemlich wahrscheinlich einen Blackout herbeiführen.

Auch diesmal war eine Nachrüstung notwendig. So trat am 14. März 2015 die überarbeitete Fassung der SysStabV in Kraft. Ob und inwiefern es zu einer Nachrüstung der entsprechenden Anlagen kommt, ist von der jeweiligen Kilowattanzahl, vom Zeitpunkt der Inbetriebnahme und dem Anschluss der Spannungsnetzebene abhängig. 2018, drei Jahre nach Verabschiedung der Verordnung, sollen alle betroffenen Anlagen nachgerüstet sein.

Die Stromübertragung kappt sich dann nicht mehr ab einer Unterfrequenz von 49,5 Hz – und ab einer Überfrequenz von 50,2 Hz – automatisch. Die ÜNB sind in diesem Rahmen für die erforderlichen Frequenzmarken der entsprechenden Anlagen verantwortlich. Somit haben sie einen größeren Gestaltungsspielraum und können den Abwurf von Produktionskapazitäten flexibler steuern. Sollte allerdings die 47,5-Hz-Marke erreicht werden, werden nach wie vor Stromproduktionsanlagen vom Netz genommen, um das Netz neu zu koordinieren.

Nachrüstung

Anders als bei der 50,2-Hz-Problematik müssen die Betreiber der dezentralen Stromerzeugungsanlagen die Nachrüstung selber durchführen. Dies liegt – anders als im Fall der Solaranlagen – an der hohen Diversität der Anlagentypen und ihrer teils individuell programmierten Technik. Hinzu kommen haftungsrechtliche Gründe, die das Durchführen seitens der Netzbetreiber erschweren. Es handelt sich in diesem Rahmen um Anlagen, die mindestens 100 kW Leistung installiert haben. Somit werden keine Kleinstproduzenten zur Nachrüstung aufgefordert, sondern überwiegend größere Stromerzeuger.

Zunächst ermitteln die ÜNB die Frequenzuntergrenze der jeweiligen Anlagen. Diese werden daraufhin den VNB übermittelt. Die VNB müssen dann innerhalb von zehn Wochen die betroffenen Anlagenbetreiber über die erforderliche Nachrüstung informieren. Für die Nachrüstung hat der Betreiber zwölf Monate Zeit. Anhand von Stichproben behalten sich die ÜNB vor, etwaige Qualitätskontrollen bezüglich der Nachrüstung vorzunehmen.

Die Nachrüstungen sind anteilsmäßig von den Betreibern zu zahlen. Die Kosten dafür können anlagenbedingt sehr unterschiedlich ausfallen. In Ausnahmefällen kann es sogar dazu kommen, dass bestimmte Anlagen gar nicht erst nachgerüstet werden, weil die Kosten zu hoch sind. In der Regel bezahlen die Anlagenbetreiber aber 7,50 EUR pro installiertes Kilowatt. Alle darüber hinausgehenden Kosten werden zu 75 Prozent von den Netzbetreibern übernommen und auf die Netzentgelte der ÜNB umgelegt.