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Deutsche erneuerbare Energien wirken stabilisierend auf das Verbundnetz

Frequenzverlauf im europäischen Stromnetz - September 2017

Das Stromnetz - ein komplexes Zusammenspiel aus Erzeugung, Verbrauch, Handel und erneuerbaren Energien

Das Stromnetz in Europa, als komplexes System mit einer Vielzahl von Verbrauchern und unterschiedlichsten Kraftwerken unterliegt kurzfristigen, systematischen Schwankungen. Starke systematische Frequenzschwankungen fallen häufig mit dem Übergang aufeinander folgender standardisierter Handelsprodukte zusammen.

Jedoch kann man folgendes beobachten:

Der Einspeisevorrang von Wind und PV wirkt dämpfend auf die Frequenzabweichung und stabilisiert das Gesamtsystem in Zeiten besonders starker Frequenzabweichungen bedingt durch Handelsgeschäfte.

Aber im Detail - für die Stabilität des europäischen UCTE Verbundnetzes ist die Frequenzhaltung unabdingbar. Die Netzfrequenz ist das zentrale Maß für das Gleichgewicht aus Erzeugung und Verbrauch von elektrischer Energie im Stromnetz. Kommt es zu einem Ungleichgewicht, würde z.B. die Netzfrequenz im gesamten Stromnetz fallen, wenn der Verbrauch die Erzeugung übersteigen würde. Genauso im umgekehrten Fall, die Frequenz im gesamten Verbundnetz würde steigen, wenn ein Überangebot an elektrischer Energie im Netz herrscht.

Auf der Seite der Erzeuger stehen verschiedene Regelmechanismen zur Verfügung um die Frequenz immer nahe den 50 Hz zu halten. Kommt es zu größeren Abweichungen außerhalb des Reglertotbands (50 Hz +/- 10 mHz), muss aktiv durch den Einsatz von Primär-, Sekundärregelleistung, oder auch Minutenreserve nachgeregelt werden. Beispiele für erhebliche Frequenzabweichungen z.B. im Januar 2019 finden Sie hier auf gridradar.net.

Es gibt eine Vielzahl an (mutmaßlichen) Wirkfaktoren, die Einfluß auf die Frequenzhaltung im Stromnetz haben (die Liste hat nicht den Anspruch auf Vollständigkeit)

Starke systematische Frequenzschwankungen fallen häufig mit dem Übergang aufeinanderfolgender (standardisierter) Handelsprodukte zusammen. Die Vermutung, dass die Frequenzschwankungen durch den Übergang der Lieferzeiträume der Handelsprodukte bedingt sein könnten, wird durch eine Analyse der Einspeiseeffekte nicht disponibler Erneuerbarer weiter untermauert: Wind und PV wirken dämpfend auf die Frequenzabweichung und stabilisieren das Gesamtsystem in Zeiten besonders starker handelsbedingter Frequenzabweichungen.

Grundsätzlich ist zu erwarten, daß Schwankungen keine Systematik zugrunde liegen sollte. Entgegen dieser Erwartung lassen sich allerdings dennoch kurzfristige systematische Abweichungen identifizieren und zwar v.a. zu Stundenwechseln, Viertelstundenwechseln bzw. Tageswechseln. Bspw. verändert sich bei Stundenwechseln die Frequenz um durchschnittlich rund 37mHz (statistisch signifikant negativ).

Ein wahrscheinlicher Treiber dieser systematischen Frequenzabweichungen könnte der Wechsel zwischen Lieferzeiten aufeinander folgender Handelsprodukte sein.

Sollte diese Vermutung zutreffen, dann dürften Erzeuger, die unabhängig von definierten Großhandelsprodukten ins Netz einspeisen, diese handelsbedingten Frequenzeffekte nicht zur Folge haben. Insbesondere PV-Einspeisungen folgen in Deutschland dem Prinzip der vorrangigen Einspeisung und werden daher weitgehend unabhängig von Lieferbedingungen von Handelsprodukten angeboten.

Die Analyse zeigt, dass ein höherer Anteil fluktuierender Erneuerbarer an der Gesamtleistung nicht nur eine neutrale, sondern sogar eine dämpfende Wirkung auf die Frequenzabweichung zum Übergang zweier aufeinanderfolgender Lieferperioden hat.

Entgegen der immer noch vorherrschenden landläufigen Meinung zeigt dieser Artikel, dass fluktuierende Erneuerbare unter dem Regime der vorrangigen Einspeisung eine systemstabilisierende Wirkung auf die Netzfrequenz haben.

Die zugrundeliegenden Daten

Seit Sommer 2017 baut die MagnaGen GmbH im Rahmen des gridradar.net Projektes ein europaweit flächendeckendes System an Stationen zur Frequenzmessung im Verbundnetz auf. Die Messstationen erfassen im 1/10 s Takt die Frequenz und den Phasenwinkel. Für die folgende Analyse werden Daten einer Meßstation in Süddeutschland verwendet. Zur weiteren Analyse des Einflusses unterschiedlicher Erzeugungsarten auf die Netzfrequenz dienen die Erzeugungsdaten der SMARD-Datenbank der Bundesnetzagentur. Beide Datensätze werden verknüpft und für den Zeitraum 01. August 2017 bis 31. März 2018 ausgewertet.

Wie werden die Daten ausgewertet?

Die Frequenz beträgt im Mittel des Betrachtungszeitraums annähernd 50Hz (49,9996Hz), enthält aber auch die systematische Unterfrequenz im ersten Quartal 2018 (bedingt durch eine Untereinspeisung).

Bild 1 - Frequenzverlauf am 17.01.2018, Referenztag der ENTSO-E

Die Abbildung zeigt beispielhaft den Frequenzverlauf am Mittwoch der dritten Woche im Januar - dem 17.01.2018.

Der Frequenzgang über den Tag mit regelmäßigen starken Abweichungen von der Sollfrequenz zu den Stundenbrüchen und schwächeren Abweichungen innerhalb der Stunden ist repräsentativ für den Betrachtungszeitraum. Auffallend sind die starken Abweichungen in den frühen Morgenstunden und den Abendstunden. In den frühen Morgenstunden sind die Abweichungen nach oben gerichtet, d.h. es kommt zu Frequenzsteigerungen. In den Abendstunden sind sie nach unten gerichtet, d.h. es kommt zu Frequenzrückgängen durch kurzzeitige Einspeiseunterschüsse.

Bild 2 - Frequenzverlauf zum Stundenübergang am 17.01.2018 um 21:00 Uhr

Um den Verlauf um den Stundenwechsel besser zu verstehen, zeigt diese Abbildung beispielhaft den Frequenzverlauf um 21:00 Uhr. Vor dem Stundenwechsel verläuft die Frequenz auf einem konstanten Niveau bis zwei oder drei Minuten vor dem Stundenumbruch. Anschließend fällt die Frequenz i.d.R. bis etwa zwei bis drei Minuten nach dem Stundenwechsel, bevor sie wieder ansteigt. Dieses Muster wiederholt sich stündlich. Hierbei ist irrelevant, ob die Frequenz vor dem Stundenbruch über der Sollfrequenz von 50Hz liegt und es danach zu einem Frequenzrückgang bis unter 50Hz kommt oder ob die Abweichung komplett über oder unter der Sollfrequenz stattfindet.

Im weiteren Verlauf werden die 7 Minuten um den Stundenbruch betrachtet (3 Minuten vor und 3 Minuten nach dem Stundenbruch) und die Frequenzdifferenz zwischen letzter und erster Minute des Betrachtungsfensters berechnet. Dieses 7-Minuten-Fenster wird iterativ über den gesamten Zeitraum vom 01. August 2017 bis 31. März 2018 verschoben.

Bild 3 - Überblick durchschnittliche Frequenzabweichungen

Wesentliche Beobachtungen zeigt diese Abbildung. Die obere Graphik stellt die durchschnittliche Abweichung insgesamt, um den Viertelstundenwechsel, um den Stundenwechsel und um den Tageswechsel dar. Erwartungsgemäß ist die durchschnittliche Abweichung insgesamt annähernd 0. Die Viertelstundenabweichungen sind wesentlich schwächer ausgeprägt als die Stundenabweichungen. Der Tageswechsel sticht in der Abbildung mit großem Abstand hervor. Dies liegt daran, dass die Tageswechsel alle einen annähernd gleich starken Frequenzrückgang aufweisen. Die Frequenzabweichung zum Stundenwechsel sieht hingegen auf den ersten Blick mit durchschnittlich -10mHz vergleichsweise gering aus.

Der erste Blick täuscht allerdings, da sich positive und negative Abweichungen über die unterschiedlichen Tagesstunden hinweg annähernd ausgleichen. Vier wesentliche Phasen sind in dieser Graphik zu sehen. Die Übergänge zwischen positiven und negativen Abweichungen (und umgekehrt) gehen mit Wechseln zwischen hohen und geringen Nachfrageperioden einher. Bspw. sind die Stundenwechsel während der klassischen Morgenrampe zwischen 05:00 Uhr und 08:00 Uhr (bei mitteleuropäischer Sommerzeit 03:00 Uhr bis 06:00 Uhr bzw. bei mitteleuropäischer Winterzeit 04:00 Uhr bis 07:00 Uhr UTC) gekennzeichnet durch eine positive Frequenzabweichung. Die Stundenwechsel in den Abend- und Nachtstunden sind hingegen gekennzeichnet durch einen Frequenzabfall (weitere graphische Analysen zu den Frequenzabweichungen im Betrachtungszeitraum finden Sie unter www.energiestudium.de.) Unsere Auswertung entspricht den Beobachtungen von Hr. Dr. Gobmaier.

Wie könnte man die gemachten Beobachtungen interpretieren?

Das identifizierte Muster aus positiven und negativen Phasen bleibt über den gesamten Betrachtungszeitraum gesehen im Wesentlichen gleich. Das bedeutet, daß das zugrundeliegende Verhalten der Frequenz wohl systematischen Einflüssen zu folgen scheint. Diese Einflüsse treten also nicht zufällig auf und können auch nicht jahreszeitlich (witterungs-)bedingt oder technisch getrieben (bspw. revisionsabhängig) erklärt werden. Es handelt sich vielmehr um Effekte, die durch gängige Produkte des Stromhandels entstehen.

Die meisten Handelsprodukte in Europa sind auf Stunden bzw. Viertelstunden/ Halbe Stunden oder Vielfache von Stunden (Blöcke, Peak/Offpeak) ausgelegt. Die meisten europäischen Börsen machen keine Vorgaben hinsichtlich des An- und Abfahrens von Erzeugern oder Verbrauchern. Daher folgen Erzeuger und Verbraucher bei der Ein- und Ausspeisung dem Zeitschema dieser Produkte und fahren dementsprechend ihre Anlagen bis auf wenige Ausnahmen nicht systemsynchronisiert ab bzw. an. Es kommt zu Beginn und zu Ende des Lieferzeitraums der gängigen Handelsprodukte zu einem Unter- bzw. Überangebot an Energie und damit zu einem Frequenzabfall bzw. -anstieg. Dabei ist nicht entscheidend, in welche Richtung die Abweichung stattfindet. Bedeutsamer für die Systemstabilität ist, dass es zu einer Frequenzabweichung kommt.

Das Phänomen inhärenter Frequenzabweichungen ist auch beim Tageswechsel zu beobachten. Zum Tageswechsel enden bzw. beginnen Baseload-Produkte, welche die im Stromnetz vorherrschende Grundlast über den Tag hinweg abfahren soll. Somit wirkt sich das Ab- und Anfahren von Grundlasterzeugern zum Tageswechsel hinsichtlich Stärke und Dauer auf die Netzfrequenz ebenso aus wie bei kurzfristigeren Produkten.

Weiterführende Überlegungen

Die vorangehende Interpretation der Beobachtungen unterstellt, dass systematisch wiederkehrende Frequenzabweichungen Artefakte von Handelsprodukten sein könnten. Dann müssten Angebote, die nicht den Regeln gängiger Handelsprodukte unterliegen, einem anderen Muster folgen bzw. den beobachteten Effekten sogar entgegenwirken.

Mit der vorrangigen Einspeisung insbesondere von fluktuierenden Erneuerbaren wie Wind und PV gestattet bspw. Deutschland kleineren Erzeugern einen Wettbewerbsvorteil: Betreiber von kleineren Wind- und PV-Anlagen, die nicht Ausschreibungsregeln unterworfen sind, können bei Ihrer Erzeugung und Einspeisung Marktregeln im Großhandel vernachlässigen. Ihr Stromangebot unterliegt keiner systematisch an den Markt angepassten Strategie. Dementsprechend sollten Anlagen, die dem Einspeisevorrang unterliegen, keinen systematischen Einspeiseeffekt zum Stundenwechsel verursachen. Im Folgenden soll überprüft werden, ob diese Erzeugergruppe einen Einfluss auf die Höhe der identifizierten Frequenzabweichung hat.

Ermittlung der Auswirkung fluktuierender Erneuerbarer auf die Frequenzdifferenz

Hierzu werden die Frequenzdaten unter Berücksichtigung des deutschen Anteils der Erneuerbaren an der Einspeiseleistung analysiert. Die Erzeugungsinformationen stehen in der SMARD-Datenbank der Bundesnetzagentur für jede Viertelstunde zur Verfügung. Daher zeigen diese Daten das Niveau, nicht aber die tatsächliche Leistung je Beobachtungszeitpunkt der Frequenzdaten. Dennoch lässt sich aus den Erzeugungsniveaus aussagen, wie sich der PV-und-Wind-Anteil an der Gesamtleistung auf die Frequenzabweichung auswirkt (die Wirkung kurzfristiger Nichtverfügbarkeiten von Kraftwerken wird bspw. in Krämer & Veith (2017) analysiert.)

Der Anteil nicht disponibler Erzeuger wird viertelstundenbezogen ermittelt. Anschließend wird mit einem statistischen Verfahren der Einfluss auf die Frequenzabweichung für jeden Stundenübergang geschätzt. Unterscheidet sich die Frequenzabweichung unter Berücksichtigung von Wind und PV von der Frequenzabweichung ohne Berücksichtigung, ist das Ergebnis statistisch signifikant unterschiedlich von 0.

Ergebnisse unter Berücksichtigung des Einflusses fluktuierender Einspeisung

Die zentralen Ergebnisse der Schätzungen sind in folgender Abbildung dargestellt.

Bild 4 - Durchschnittliche Frequenzabweichungen korrigiert um disponible Einspeisung

Die obere Graphik entspricht der vorangegangen Abbildung ergänzt um die Wirkung von Wind und Sonne. Die untere Graphik zeigt die Auswirkung von Wind und PV auf die absolute Frequenzabweichung.

Aus den Graphiken geht hervor, dass die Frequenzabweichung wesentlich stärker ausfallen würde und zwar in der Regel in die gleiche Richtung wie die oben ermittelte Frequenzabweichung: Die durchschnittliche Frequenzabweichung wäre ohne Wind und PV über alle Stunden um etwa ein Viertel (24 Prozent) höher (Ausnahmen hiervon sind lediglich die Stundenbrüche um 14 Uhr und um 18 Uhr). Betrachtet man nur die Stunden mit einem signifikanten Einfluss wäre die Frequenzabweichung sogar um mehr als die Hälfte (56 Prozent) höher. Zusätzlich fällt auf, dass Wind und PV gerade bei Stundenwechseln mit besonders starker Frequenzdifferenz ihre dämpfende Wirkung entfalten und damit gerade in kritischen Zeiten das Gesamtsystem stützen.

Die Verstärkung der zuvor identifizierten Frequenzabweichungen zum Stundenwechsel bei einer Reduktion des Anteils von Wind und PV ist ein klares Indiz dafür, dass die starken Frequenzabweichungen  tatsächlich Artefakte von Handelsprodukten sein sollten. Die Vernachlässigung von definierten Lieferzeiträumen in Handelsprodukten durch kleinere PV- und Windkraftanlagen (ermöglicht durch die Einspeisevergütung) wirkt sich hingegen systemstabilisierend aus.

Anmerkungen zu den Ergebnissen

Für die Analyse wurde die deutsche Situation und damit der deutsche Einspeiseanteil von Wind und PV im Erzeugungsmix zum jeweiligen Stundenwechsel betrachtet. Damit geht eine gewisse Ungenauigkeit einher, da die deutsche Wetterlage lediglich einen Ausschnitt der europäischen Gesamtwetterlage widerspiegelt. Die in Deutschland installierte Leistung an PV- und Windkraftanlagen beträgt zwar rund 36 Prozent der insgesamt installierten Leistung der EU 28 (Der Anteil ist ermittelt auf Basis der Daten in den Windenergie- und Photovoltaik-Barometern für 2016 von Eurobserver (Eurobserver 2017a, Eurobserver 2017b). Dennoch haben Länder wie Spanien aufgrund ihres ebenfalls hohen Anteils an Windkraftanlagen und ihrer gleichzeitig wetterbedingt günstigeren Lage einen bedeutsamen Einfluss auf die Netzstabilität des europäischen Gesamtsystems.

In der vorangehenden Untersuchung wurde nicht zwischen Wind onshore und offshore unterschieden. Gerade offshore-Windkraftanlagen werden i.d.R. grundlastartig in langfristigen Börsenprodukten vermarktet. Onshore-Windkraftanlagen werden teilweise direktvermarktet. Daher ist der dämpfende Effekt von Windkraftanlagen auch um etwa einen Faktor 8 kleiner als der von PV-Anlagen (Die Unterscheidung wird hier nicht gezeigt. Die Unterteilung nach onshore- und offshore-Windkraftanlagen zeigt, dass offshore im Gegensatz zu onshore keinen signifikanten Einfluss hat, was die Erwartung weiter erhärtet).

Vor diesem Hintergrund sind die hier dargestellten Ergebnisse umso bedeutsamer, da sie lediglich den Effekt Deutschlands auf das europäische Gesamtsystem zeigen.

Schlussfolgerungen

Die Reduktion der EE-Förderung in Deutschland soll den Wettbewerb zwischen unterschiedlichen Erzeugungsarten stärken. Dabei wird argumentiert, dass mittlerweile der Anteil der Erneuerbaren am gesamten Erzeugungsmix groß genug und damit wettbewerbsfähig sei (siehe bspw. die Begründung des EEG 2017 durch das BMWi). Ungeachtet der Wettbewerbsfähigkeit zeigt dieser Artikel, dass die bisherige Förderung der Erneuerbaren in Deutschland auch entscheidende Vorzüge für den Markt und für das europäische Energiesystem insgesamt bringt.

Handelsprodukte sind üblicherweise nicht systemorientiert definiert, bzw. es fehlen Handelsprodukte, die das Gesamtsystem gegen marktverursachte Fehlallokationen in Bezug auf die Systemstabilität stützen. Stattdessen müssen die Übertragungsnetzbetreiber Frequenzabweichungen allein beseitigen. Die stabilisierende Wirkung der fluktuierenden Einspeisung entfaltet allerdings nur dann ihre Wirkung, wenn diese unabhängig von vorgegebenen Strukturen von Handelsprodukten vorrangig einspeisen. Weicht man von der Vorrangigkeit ab, werden sich EE-Erzeuger an den Vorgaben von standardisierten Handelsprodukten orientieren. Dadurch käme es zu einer weiteren Verstärkung der Frequenzdifferenz beim Übergang zwischen zwei aufeinanderfolgenden Lieferzeiträumen. Dies lässt sich bereits jetzt im differenzierten Vergleich von PV- und Windkraftanlagen zeigen.

Die Entwicklung hin zu mehr dezentraler Erzeugung wird das Frequenzdifferenz-Problem weiter verstärken. Da aktuell die an Börsen gehandelte Energie zu einem großen Teil konventionell erzeugt wird, sind noch große Schwungmassen am Netz, die zu Ende des Lieferzeitraums nachlaufen. Dezentralen Erneuerbaren fehlen diese Schwungmassen. Werden die konventionellen Erzeugungsanlagen durch kleinere Anlagen ohne (synthetische) Schwungmassen ersetzt, wird das Abschalten einer vergleichbaren Leistung zu Ende des Lieferzeitraums einen wesentlich schnelleren Frequenzabfall zur Folge haben (vgl. hierzu Gobmaier, 2017).

Um derartigen wachsenden Problemen zu begegnen, existieren i.w. zwei verursachungsgerechte Alternativen:

Übertragungsnetzbetreiber sind generell für die Systemstabilität im gesamten ENTSO-E Netzgebiet verantwortlich. Für den Ausgleich von Frequenzschwankungen nutzen sie Regelleistung. Die identifizierten Frequenzdifferenzen können i.w. durch Primärregelleistung bzw. Frequency Containment Reserves (FCR) ausreichend ausgeglichen werden. Dennoch handelt es sich bei den identifizierten Frequenzdifferenzen um systematisch wiederkehrende Einflüsse auf die Systemstabilität, die relativ exakt vorhersagbar sind und ihrer Ursache zugeordnet werden können. Beide Alternativen weisen daher Händlern die Verantwortung für die durch sie verursachte Frequenzdifferenz zu.

Literatur

Eurobserver (2017a): Windenergie Barometer 2017

Eurobserver (2017b): Photovoltaik Barometer 2017

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