Was versteht man unter Systemdienstleistungen?

Definition

Systemdienstleistungen sichern den Systembetrieb der Stromversorgung. Die Netzbetreiber (Übertragungsnetzbetreiber und Verteilnetzbetreiber) sind für die Systemdienstleitungen verantwortlich. Damit eine sichere Stromversorgung gewährleistet ist, müssen Frequenz, Spannung und Leistungsbelastung innerhalb bestimmter Grenzwerte bleiben. Dies geschieht nicht automatisch, sondern durch kontinuierliche Korrekturen mittels der Systemdienstleistungen. Eine der bekanntesten Systemdienstleistungen ist beispielsweise die Regelenergie. Auch im Falle eines Blackouts helfen die Systemdienstleistungen dabei, das Stromnetz schnellstmöglich wieder hochzufahren. Die Systemdienstleistungen sind, für eine bessere Übersicht, in vier Teilbereiche gegliedert: Frequenzhaltung, Spannungshaltung, Versorgungswiederaufbau und die Betriebsführung. Bezahlt werden die Systemdienstleistungen über die Netzentgelte.

Systemdienstleistungen für Frequenzhaltung

Die Frequenz im deutschen Stromnetz sowie im europäischen Verbundnetz beträgt 50 Hertz. Um diese 50 Hertz innerhalb ihrer engen Grenzwerte von plusminus 0,2 Hertz zu halten, müssen Stromeinspeisung und Stromverbrauch sich zu jeder Zeit die Waage halten. Dies gilt auch für unvorhersehbare Ereignisse, wie beispielsweise einen Kraftwerksausfall, eine starke Windperiode und damit verbundenen hohen Einspeisungen der Windkraft oder auch für einen plötzlichen Anstieg des Stromverbrauchs. Die Verantwortung einer stabilen Frequenz liegt zum einen bei den Bilanzkreisverantwortlichen, die ihre Bilanzkreise im Gleichgewicht halten müssen, sowie bei den Übertragungsnetzbetreibern, die für eine Stabilisierung der Frequenz im Übertragungsnetz verantwortlich sind.

Momentanreserve

Im engeren Sinne kann die Momentanreserve nicht als Systemdienstleistung verstanden werden, da diese bereits aufgrund der physikalischen Eigenschaften von rotierenden Massen entsteht: Wird eine schwere Masse wie ein Schwungrad in Rotation versetzt, hält diese auch nach dem Stopp der Energiezufuhr eine Weile an. Der Vollständigkeit halber wird die Momentanreserve jedoch oft im Zusammenhang der Systemdienstleistungen genannt und ist eine Art Vorstufe zur Regelenergie.

Kraftwerksgeneratoren sind aufgrund der kinetischen Energie ihrer Rotoren dazu in der Lage, einen kurzfristigen Leistungsausfall auszugleichen. Die Erneuerbaren stellen bisher noch keine Momentanreserve bereit. Es wäre jedoch denkbar, dass die kinetische Energie großer Windenergieanlagen zu diesem Zweck genutzt werden könnte.

Regelenergie

Kann die Netzfrequenz durch die Wirkung der Momentanreserve nicht ausgeglichen werden, wird Regelenergie zur Wiederherstellung des Gleichgewichts eingesetzt.

Regelenergie wird über den Regelenergiemarkt bezogen. Die Vergabe läuft nach einem marktbasierten Auktionsverfahren. Es wird zwischen drei Produkten unterschieden: Primärregelleistung (PRL), Sekundärregelleistung (SRL) und Minutenreserve (MRL). Sie unterscheiden sich darin, wie schnell sie bereitgestellt werden müssen. Die PRL muss innerhalb von 30 Sekunden, SRL innerhalb von fünf Minuten und MRL nach fünfzehn Minuten vollständig erbracht werden.

Abschaltbare Lasten

Abschaltbare Lasten sind Lasten, die kurzfristig deaktiviert werden, um die Netzstabilität zu gewährleisten. Die ÜNBs ermitteln in Ausschreibungen die Zuschläge sowie die Vergütung der Arbeits- und Leistungspreise. Ähnlich wie bei der Regelenergie werden verschiedene Produkte nach der Schnelligkeit ihrer Bereitstellung unterteilt. Die rechtliche Grundlage ist die Abschaltverordnung (AbLaV). In der Regel stellen Verbraucher aus der verarbeitenden Industrie abschaltbare Lasten bereit.

Systemdienstleistungen für die Spannungshaltung

Neben der Frequenz muss auch die Spannung in einem bestimmten Bereich gehalten werden, um den Schutz von Personen, Betriebsmitteln und Letztverbrauchgeräten zu gewährleisten. Das zulässige Spannungsband beträgt plusminus zehn Prozent der Nennspannung beim Letztverbraucher. Aufgabe der Netzbetreiber ist es, im Falle eines Spannungseinbruchs durch Kurzschluss, eine Eindämmung der Spannungsinstabilität zu erreichen. Dies geschieht beispielsweise durch die Bereitstellung von Kurzschlussleistung.

Blindleistung

Erzeugungsanlagen erhöhen bei einer Einspeisung des Stroms die Spannung. Um die Spannungsgrenzen nicht zu überschreiten, müssen sie einen Teil davon als Blindleistung einspeisen. Blindleistung ist die Leistung, die keine nutzbare Arbeit verrichtet, jedoch für die Spannungshaltung im Netz benötigt wird. Aktiv muss die Blindleistungsbereitstellung vom Netzbetreiber koordiniert werden. Dabei können diese frei ihre Mittel zur Bereitstellung der benötigten Blindleistung wählen. Sie können die Blindleistung beispielsweise von anderen Netzbetreibern beziehen, sie selbst durch eigene Netzmittel bereitstellen oder von Anbietern (beispielsweise Speichern und/oder Erzeugern) einkaufen.

Zur Diskussion steht, ob in Zukunft in einem zunehmend dezentralisierten Stromsystem die Blindleistung auf andere Art und Weise beschafft werden kann. Den Vorschlag die Blindleistung per Ausschreibung zu beschaffen lehnte das Bundeswirtschaftsministerium ab. Im Herbst 2019 sollen aber Modellvorschläge für die Beschaffung der Blindleistung diskutiert werden.

Verlustenergie

Beim Transport von Energie entstehen Energieverluste. Die Netzbetreiber ab 100.000 angeschlossenen Kunden müssen diese Verlustleistung prognostizieren und dementsprechend zusätzliche Energiemengen am Strommarkt einkaufen. Die Höhe der Verlustleistung wird durch die Auslastung der Netze beeinflusst und stellt einen der größten Kostenpunkte der Systemdienstleistungen dar. Die Verlustenergie ist als ein Nebenprodukt beziehungsweise ein Systemeffizienzproblem zu sehen, dem die ÜNBs und VNBs entgegensteuern.

Kurzschlussstrombeitrag

Die Vorhaltung des Kurzschlussstrombeitrags greift im Falle von Kurzschlussstromereignissen. Durch die entsprechenden Schutzgeräte soll zum einen die Stabilität elektrischer Maschinen wiederhergestellt und zum anderen der Spannungseinbruch lokal begrenzt werden.

Systemdienstleistungen für den Versorgungswiederaufbau nach einem Stromausfall

Nach einem Stromausfall muss die Versorgung so schnell wie möglich wiederaufgebaut werden. Auch dies obliegt der Verantwortung der ÜNB. Eine zentrale Rolle bei dem Wiederaufbau der Versorgung spielen Kraftwerke, die ohne externe Stromversorgung anfahren können. Diese Kraftwerke werden schwarzstartfähige Kraftwerke genannt.

Schwarzstart

Viele der im deutschen Stromnetz integrierten Kraftwerke sind thermische Kraftwerke. Sie sind in der Lage große Mengen an Strom zu erzeugen, benötigen allerdings zum Anfahren ihrer Stromproduktion eine externe Stromquelle. Ohne diese können weder Atom- noch Kohlekraftwerke in Betrieb genommen werden, da für den Betrieb der Kühl- und Überwachungssysteme des Reaktors und der Kohleförderanlagen die Energiequelle fehlt.

Im Gegensatz zu diesen von externen Stromquellen abhängigen Kraftwerkstypen gibt es Kraftwerke, die einen Schwarzstart durchführen können. Sie können autonom und ohne externe Energiezufuhr anfahren und dadurch die Kraftwerke, die nicht schwarzstartfähig sind, mit Strom versorgen. Kraftwerkstypen, die sich für einen Schwarzstart eignen und in Deutschland genutzt werden, sind beispielsweise Wasserkraftwerke, Druckluftspeicherkraftwerke oder Gaskraftwerke. Auch Stromspeicher werden bereits im großen Stil zur Sicherstellung der Schwarzstartfähigkeit eingesetzt.

Systemdienstleistungen der Betriebsführung und des Netzengpassmanagements

Unter der Betriebsführung wird die Steuerung und Überwachung der Netzbetreiber über das Stromnetz verstanden. Dazu zählt die Koordination der Systemdienstleistungen. Durch den Zubau der Erneuerbaren erhöhen sich die Anforderungen an die Netzbetreiber. Über die Verteilnetze speisen über 90 Prozent der dezentralen Erneuerbaren ein, die Übertragungsnetzbetreiber sind im Rahmen der bestehenden und auszubauenden europäischen Marktkopplung über Grenzkuppelstellen gefordert.

Aufgrund der gestiegenen Anforderungen ist eine verbesserte Kommunikation zwischen ÜNB, VNB und Energieerzeugungsanlagen unumgänglich.

Redispatch

Der Redispatch ist ein Mittel des Netzengpassmanagements. Die ÜNBs betrachten hierzu die voraussichtliche gesamtdeutsche Ein- und Ausspeisung auf Netzebene am Vortag. Anschließend analysieren sie mit diesen Informationen die Auslastung des Stromnetzes. Diese Analyse , auch Lastflussberechnung genannt, nutzen die ÜNB dazu, die Kraftwerksbetreiber bereits am Vortag zur Verschiebung der geplanten Stromproduktion anzuleiten. Dadurch werden absehbare, potentielle Netzengpässe vermieden. Diese Anweisung zur Verschiebung der Stromproduktion wird Redispatch genannt.

Am Redispatch nehmen nur Anlagen mit einer installierten Leistung von mehr als 50 MW teil. Organisiert werden sie in Kraftwerkspärchen: eine Anlage vor und eine Anlage hinter dem erwarteten Netzengpass. Die Anlage vor dem erwarteten Netzengpass wird dazu angehalten, weniger zu produzieren, die dahinter mehr. Der Redispatch ändert nicht die Menge des eingespeisten Stroms, sondern dessen örtliche Verteilung. Mittlerweile gibt es auch Pilotprojekte zum Einsatz von Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien im Redispatch.

Einspeisemanagement (Eisman/Einsman)

Das Einspeisemanagement bezieht sich auf die Abregelung der Stromeinspeisung aus EE-Anlagen. Sind Abschnitte des Verteil- oder Übertragungsnetzes überlastet und die Stabilität des Netzes bedroht, kommt das Eisman ins Spiel. Im Gegensatz zu konventionellen Kraftwerken können bei den volatilen Erneuerbaren die Verluste aus dem nichterzeugten Strom aufgrund der Abregelung, Ausfallarbeit genannt, nicht einfach zu einem anderen Zeitpunkt nachgeholt werden. Daher bekommen Anlagenbetreiber, deren Anlagen durch Einspeisemanagement abgeregelt wurden, eine Entschädigung. Kosten und Umfang des Einspeisemanagements sind in den letzten Jahren kontinuierlich angestiegen. Während ein Großteil der Ausfallarbeit im Verteilnetz anfällt, in welches eine Vielzahl an EE-Anlagen angeschlossen sind, wird die Maßnahme tatsächlich überwiegend im Übertragungsnetz verursacht.

Vorgehaltene Kapazitäten und Kapazitätsmechanismen

Zusätzlich werden im Strommarktdesign weitere Kapazitäten vorgehalten. Unter Kapazität wird verstanden, dass zwar Leistung bezahlt, tatsächlich aber keine Energie geliefert wird. Dadurch bekommen die im folgenden vorgestellten Systemdienstleistungen einen Kapazitätsmarktcharakter. Mit dem wichtigen Unterschied, dass die Anlagen für die Kapazitätsmechanismen, formal gesehen, nicht mehr in den regulären Strommarkt wiedereintreten dürfen.

Netzreserve (Winterreserve)

Die Netzreserve, umgangssprachlich auch Winterreserve genannt, wird jedes Jahr im Winterhalbjahr gebildet, um genügend Kraftwerkskapazitäten für Redispatch-Eingriffe der ÜNB zurückzuhalten. Die Bundesnetzagentur ermittelt den Bedarf für jedes Jahr. Im Winter 2018/19 sowie 2020/21 beträgt der Bedarf an Erzeugungskapazitäten aus Netzreservekraftwerken nach BNetzA 6.600 MW. Im Winter 2019/2020 mit 5.126 MW etwas weniger und die Prognose für den Winter 2022/2023 gibt den Bedarf an Reservekraftwerksleistung mit 10.647 MW an. Diese Menge kann aus dem deutschen Netz gedeckt werden, sodass Beschaffungen aus ausländischen Kraftwerken nicht nötig sind. Nur Kraftwerke südlich der Main-Linie werden für die Netzreserve berücksichtigt und fahren ihre Leistung in den kalten Wintermonaten hoch. Gerade diese Kraftwerke werden genutzt, da im Süden Deutschlands, aufgrund der großen Verbrauchszentren und dem kleineren Anteil an Windenergie, weniger Strom vor Ort zur Verfügung steht und der Verbrauch im Winter hoch ist.

Sicherheitsbereitschaft von Braunkohlekraftwerken

Die Sicherheitsbereitschaft aus Braunkohlekraftwerken wird umgangssprachlich auch als Braunkohlereserve oder Klimareserve bezeichnet. Die zusätzliche Netzreserve aus Braunkohlekraftwerken ist in §13g des EnWG geregelt. Acht Kraftwerksblöcke mit 2,7 GW Gesamtleistung sollen schrittweise in die Sicherheitsbereitschaft überführt werden. Die Sicherheitsbereitschaft greift, wenn alle regulären Sicherheitsmaßnahmen (Redispatch, Regelenergie, abschaltbare Lasten, Netzreserve und Kapazitätsreserve) nicht ausreichend sind. Die Kraftwerke dürfen nicht mehr am Markt aktiv sein, müssen aber bei Anforderung des ÜNBs die Anlage innerhalb von zehn Tagen hochfahren können. In der Kritik steht die Sicherheitsbereitschaft, da unklar ist, ob alle Kraftwerke in der vorgegebenen Zeit überhaupt in die Lage versetzt werden können die vereinbarte Leistung zu erbringen, die umweltschädliche Braunkohle so weiter am Markt gehalten wird und die hohe Vergütung von mehreren Millionen Euro pro Jahr auf die Netzentgelte umgelegt wird, de facto also der Stromnutzer dafür aufkommen muss.

Regulatorische Rahmenbedingungen der Systemdienstleistungen

Im Energiewirtschaftsgesetz (EnWG) sind die Verantwortlichkeiten und die regulatorischen Rahmenbedingungen der Systemdienstleistungen geregelt. § 13 des EnWG legt fest, dass die Übertragungsnetzbetreiber die Verantwortung über die Systemdienstleistungen haben. § 14 EnWG nimmt die Verteilnetzbetreiber in die Verantwortung und verpflichtet diese, auf ihrer untergeordneten Ebene die Übertragungsnetzbetreiber bei ihren stabilisierenden Tätigkeiten in ihrem Verantwortungsbereich zu unterstützen und relevante Informationen bereitzustellen.

Um die Sicherung der Systemverantwortung zu gewährleisten, sind netzbezogene Maßnahmen marktbezogenen Maßnahmen vorzuziehen. Geregelt ist diese Reihenfolge in §13 EnWG. An die netz- und marktbezogenen Maßnahmen schließen sich die sogenannten Notfallmaßnahmen an, sollte die Störung noch nicht behoben worden sein. Netzbezogene Maßnahmen sind Netzschaltungen, während zu den marktbezogenen Maßnahmen die Regelenergie sowie Last- und Engpassmanagement zählen.

Genauer werden die Systemdienstleistungen im Transmission Code (früher: Grid Code) definiert. Der Transmission Code ist ein Regelwerk der Übertragungsnetzbetreiber und umfasst Anforderungen sowie Verfahrensweisen. Die Systemdienstleistungen werden in Abschnitt drei des Transmission Codes spezifiziert.

Kosten der Systemdienstleistungen

Die BNetzA veröffentlicht die Kosten der Systemdienstleistungen regelmäßig in ihren Monitoringberichten. Sie werden über die Netzentgelte bezahlt. Die Kosten der Systemdienstleistungen 2017 beliefen sich auf 1.983,1 Mio. Euro. Im Vergleich zum Vorjahr stiegen sie um 518,2 Mio. Euro an. Die größten Kostenpunkte waren Entschädigungszahlungen aus dem Einspeisemanagement, Redispatch-Maßnahmen, Kosten für die Verlustenergie sowie die Vorhaltung und der Einsatz von Netzreservekraftwerken.

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