Was versteht man unter Systemdienstleistungen?

Wann welche Systemdienstleistung zum Einsatz kommt, ist in dem Systemschutzplan der vier Übertragungsnetzbetreiber geregelt.

Update: 2020 genehmigte die BNetzA einen Antrag der ÜNBs als letztes Mittel den Markt auszusetzen. Eine sofortige und vollständige Marktaussetzung durch die ÜNBs darf beispielsweise dann vollzogen werden, wenn es in länger als 30 Minuten zu einer Frequenzabweichung von 0,8 Hz kommt, wenn große Teile des Netzes ausfallen oder Kommunikationsmittel zur Weiterführung des Marktes für mehr als eine halbe Stunde nicht zur Verfügung stehen. Der Beschluss der BNetzA sieht vor, dass die ÜNBs beim Einsatz dieser Maßnahme die Beteiligten Akteure sachgerechnet abrechnen.

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.

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. 

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 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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.

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.