Erneuerbare Energien wirken stabilisierend auf das Verbundnetz

Die Netzfrequenz im Entso-E-Gebiet unterliegt regelmäßigen länger­fristigen Schwankungen. Kurzfristigen Schwankungen sollte keine Systematik zugrunde liegen. Entgegen dieser allgemeingültigen Erwartung lassen sich allerdings dennoch auch kurzfristige systematische Abweichungen identifizieren, und zwar vor allem zu Stunden-, Viertelstunden- beziehungsweise Tageswechseln. Beispielsweise verändert sich bei Stundenwechseln die Frequenz um durchschnittlich rund 37 mHz (in der Regel signifikant negativ).

Ein wahrscheinlicher Treiber dieser systematischen Frequenzdifferenzen könnte der Wechsel zwischen Lieferzeiten aufeinander folgender Handelsprodukte sein. Um diese Vermutung zu überprüfen, wird in diesem Artikel zunächst das Auftreten von Frequenzabweichungen am Anfang und Ende der Lieferzeiten typischer Handelsprodukte analysiert.

Im nächsten Schritt wird dann überprüft, ob und wie nicht großhandelsgebundene Einspeisung die identifizierten Frequenzdifferenzen beeinflusst. Hierzu wird die Auswirkung von nicht disponiblen Quellen wie erneuerbaren Energien (EE) untersucht. Insbesondere Photovoltaik (PV)-Einspeisungen folgen in Deutschland dem Prinzip der vorrangigen Einspeisung und sollten daher weitgehend unabhängig von Lieferbedingungen von Handelsprodukten angeboten werden.

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 daher dieser Artikel, dass fluktuierende Erneuerbare unter dem Regime der vorrangigen Einspeisung eine systemstabilisierende Wirkung auf die Netzfrequenz haben.

Verwendete Daten

Seit Sommer 2017 wird ein europaweit flächendeckendes System an Stationen zur Frequenzmessung im Verbundnetz aufgebaut (www.gridradar.net). Die Messstationen erfassen sekundengenau die Frequenz und den Phasenwinkel. Für die folgende Analyse werden Daten einer Messstation in Süddeutschland verwendet ¹). Zur weiteren Analyse des Einflusses unterschiedlicher Erzeugungsarten auf die Netzfrequenz dienen die Erzeugungsdaten der Bundesnetzagentur (www.smard.de). Beide Datensätze werden verknüpft und für den Zeitraum vom 1. August 2017 bis zum 31. März 2018 ausgewertet.

Deskriptive Analysen der Frequenzdaten

Die Frequenz beträgt im Mittel des Betrachtungszeitraums annähernd 50 Hz (49,9996 Hz), enthält aber auch die systematische Unterfrequenz im ersten Quartal 2018 (bedingt durch eine Untereinspeisung). Bild 1 zeigt beispielhaft den Frequenzverlauf am Mittwoch der dritten Woche im Januar (17. Januar 2018) ²).

Um den Verlauf um den Stundenwechsel besser zu verstehen, zeigt Bild 2 beispielhaft den Frequenzverlauf um 21 Uhr.

Im weiteren Verlauf der Analyse wird nicht mehr die Frequenz selbst, sondern die identifizierte Veränderung der Frequenz betrachtet, um Niveaueffekte wie die systematische Unterfrequenz Anfang 2018 auszuschließen. Hierzu wird jeweils ein Betrachtungsfenster von sieben Minuten gewählt (drei Minuten vor und drei Minuten nach dem Stundenbruch) und die Frequenzdifferenz zwischen letzter und erster Minute des Betrachtungsfensters berechnet ³). Dieses 7-Minuten-Fenster wird iterativ über den gesamten Zeitraum vom 1. August 2017 bis zum 31. März 2018 verschoben. Anschließend wird die Frequenzdifferenz deskriptiv untersucht. Wesentliche Beobachtungen zeigt Bild 3.

Der erste Blick täuscht allerdings, da sich positive und negative Abweichungen über die unterschiedlichen Tagesstunden hinweg annähernd nivellieren, wie Bild 3, rechts zeigt. Vier wesentliche Phasen sind in Bild 3, rechts zu sehen. Die Übergänge zwischen positiven und negativen Abweichungen (und umgekehrt) gehen mit Wechseln zwischen hohen und geringen Nachfrageperioden einher. Beispielsweise sind die Stundenwechsel während der klassischen Morgenrampe zwischen fünf und acht Uhr (bei mitteleuropäischer Sommerzeit drei bis sechs Uhr, beziehungsweise bei mitteleuropäischer Winterzeit vier bis sieben Uhr UTC) gekennzeichnet durch eine positive Frequenzabweichung. Die Stundenwechsel in den Abend- und Nachtstunden sind hingegen gekennzeichnet durch einen Frequenzabfall ⁵). Diese Beobachtung entspricht den Beobachtungen in [2].

Interpretation der Beobachtungen

Das identifizierte Muster aus positiven und negativen Phasen bleibt über den gesamten Betrachtungszeitraum gesehen im Wesentlichen gleich. Dies bedeutet, dass das zugrundeliegende Verhalten systematisch inhärenten Einflüssen zu folgen scheint, die nicht zufällig auftreten und auch nicht jahreszeitlich (witterungs-)bedingt oder technisch getrieben (beispielsweise revisionsabhängig) erklärt werden können. Aus unserer Sicht handelt es sich bei den Frequenzabweichungen insbesondere zu Stunden- und zu Tageswechseln um Effekte, die durch gängige Handelsprodukte entstehen.

Die meisten Handelsprodukte in Europa sind auf Stunden beziehungsweise Stundeninkremente (Viertelstunden/Halbstunden) oder Vielfache von Stunden (Blöcke, Peak/Offpeak) ausgelegt. Die meisten europäischen Börsenprodukte 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 beziehungsweise an. Es kommt folglich zu Beginn und zu Ende des Lieferzeitraums der gängigen Handelsprodukte zu einem Unter- beziehungsweise Überangebot an Energie und damit zu einem Frequenzabfall beziehungsweise -anstieg. Dabei ist nicht entscheidend, in welche Richtung die Abweichung stattfindet. Bedeutsamer für die Systemstabilität ist, dass die Frequenzdifferenz eintritt und in welcher Höhe dies geschieht.

Das Phänomen inhärenter Frequenz­abweichungen ist auch beim Tageswechsel zu beobachten. Zum Tageswechsel enden beziehungsweise beginnen Baseload-Produkte. 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 beziehungsweise den beobachteten Effekten sogar entgegenwirken. Diese kontrafaktische Situation zu überprüfen, gestaltet sich in zweierlei Hinsicht schwierig:

1. Eine Vielzahl außerbörslich gehandelter Produkte weisen ähnliche Eigenschaften auf wie börslich gehandelte Produkte. Beispielsweise orientieren sich Lieferzeiträume ebenfalls an Stunden- beziehungsweise Viertelstunden-Zeiträumen, da die eingesetzten Erzeugungsanlagen gegebenenfalls neben dem OTC-Geschäft zusätzlich in standardisierten Handelsgeschäften vermarktet werden.
2. Es existieren Unterschiede in Handelsprodukten zwischen europäischen Mitgliedsstaaten (beispielsweise in der Definition der Handelszeiträume oder der Mindestgebotsgröße), während die Netzfrequenz europaweit annähernd identisch ist. Initiativen wie das Multi-Regional Coupling- (Koppeln der Day-Ahead-Märkte) oder das Cross-Border-Intraday („XBID“)-Projekt vereinheitlichen zwar die Marktregeln europaweit. Dennoch existieren regionale Unterschiede oder Unterschiede im Angebot bestimmter Produkte beispielsweise für die dargebotsabhängige Erzeugung.

Mit der vorrangigen Einspeisung insbesondere von fluktuierenden Erneuerbaren wie Wind und Photovoltaik gestattet beispielsweise Deutschland kleineren Erzeugern einen Wettbewerbsvorteil: Betreiber von kleineren Wind- und PV-Anlagen, die keinen Ausschreibungsregeln unterworfen sind, können bei ihrer Erzeugung und Einspeisung Marktregeln im Großhandel vernachlässigen. Ihr Angebot erfolgt daher nicht strategisch gemäß diesen Marktregeln. Dementsprechend sollten solche Anlagen 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

Für die Untersuchung des Einflusses nicht disponibler Erzeuger auf die Frequenzdifferenz 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 ⁶).

Der Anteil nicht disponibler Erzeuger wird viertelstundenbezogen ermittelt. Anschließend wird mithilfe einer linearen Regressionsanalyse der Einfluss auf die Frequenzabweichung für jeden Stundenbruch geschätzt:

 

y_t = a + b_f · fluct_t + b_t · t + e_t

 

mit y als Frequenzabweichung (betragsmäßig und nicht betragsmäßig), a als Schätzkonstante, fluct als PV- und Wind-Anteil an der Gesamtleistung, t als Stundendummy und e als Fehlerterm. Unterscheidet sich die Frequenzabweichung unter Berücksichtigung von Wind und Photovoltaik von der Frequenzabweichung ohne Berücksichtigung, ist der Schätzkoeffizient b_f statistisch signifikant unterschiedlich von 0.

Ergebnisse unter Berücksichtigung des Einflusses fluktuierender Einspeisung

Die durchgeführten Schätzfunktionen sind beide insgesamt hoch signifikant (F (46,11575) = 400,91 für die Schätzung der Frequenzdifferenz beziehungsweise F (46,11575) = 122,63) und können damit aus statistischer Sicht zur Erklärung der Frequenzabweichung verwendet werden. Die zentralen Ergebnisse der Schätzungen sind in Bild 4 dargestellt.

Aus den Bildern geht hervor, dass die Frequenzabweichung wesentlich stärker ausfallen würde, und zwar in der Regel in die gleiche Richtung wie die bereits ermittelte Frequenzabweichung ⁷): Die durchschnittliche Frequenzabweichung wäre ohne Wind und Photovoltaik über alle Stunden um etwa ein Viertel (24 %) höher. Betrachtet man nur die Stunden mit einem signifikanten Einfluss wäre die Frequenzabweichung sogar um mehr als die Hälfte (56 %) höher. Zusätzlich fällt auf, dass Wind und Photovoltaik 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 Photovoltaik ist ein klares Indiz dafür, dass es sich tatsächlich um Artefakte von Handelsprodukten handeln sollte. Die Vernachlässigung von definierten Lieferzeiträumen in Handelsprodukten durch kleinere PV- und Windkraft-Anlagen (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 Photovoltaik 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 Windkraft-Anlagen beträgt zwar rund 36 % der insgesamt installierten Leistung der EU 28 ⁸).

In der vorangehenden Untersuchung wurde nicht zwischen Wind onshore und offshore unterschieden. Gerade Offshore-Windkraft-Anlagen werden in der Regel grundlastartig in langfristigen Börsenprodukten vermarktet. Onshore-Windkraft-Anlagen werden teilweise direktvermarktet. Daher ist der dämpfende Effekt von Windkraft-Anlagen auch um etwa einen Faktor 8 kleiner als der von PV-Anlagen ⁹).

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 ¹⁰). 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, beziehungsweise es fehlen Handelsprodukte, die das Gesamtsystem gegen marktverursachte Fehlallokationen in Bezug auf die Systemstabilität stützen ¹¹). 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 Windkraft-Anlagen 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 zum 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 (vergleiche hierzu [1]).

Um derartigen wachsenden Problemen zu begegnen, existieren im Wesentlichen zwei verursachungsgerechte Alternativen:

• Eine Möglichkeit wäre ein Übergabeprodukt für das kurze Fenster zum Ende und zu Beginn des Lieferzeitraums von Handelsprodukten. Hierfür könnten flexible Erzeuger wie Gaskraftwerke, Laufwasserkraftwerke, Pumpspeicher oder zukünftig chemische Speicher eingesetzt werden. Ein derartiges Produkt müsste dann allerdings als Handelsprodukt durch Börsen und nicht als Systemprodukt durch Übertragungsnetzbetreiber definiert sein. Die Schwierigkeit in der Umsetzung besteht allerdings darin, dass es zu vermeiden gilt, dass ein solches Produkt nicht einfach zu einer zeitlichen Verschiebung des identifizierten Problems führt.
• Eine andere Möglichkeit ist eine Ergänzung der Definition existierender Großhandelsprodukte um klare Rampinganforderungen zu Beginn und Ende des Lieferzeitraums ähnlich der von Regelleistungsprodukten beispielsweise in den Niederlanden. Dadurch wären die Erzeuger für die Qualität der durch das Produkt bereitgestellten Leistung und Energie über die gesamte Produktlaufzeit verantwortlich.

Übertragungsnetzbetreiber sind generell für die Systemstabilität im gesamten Entso-E-Netzgebiet verantwortlich. Für den Ausgleich von Frequenzschwankungen nutzen sie Regelleistung. Die identifizierten Frequenzdifferenzen können im Wesentlichen durch Primärregelleistung beziehungsweise 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.

 

Danksagung

Wir bedanken uns sehr herzlich bei der Bundesnetzagentur für die Bereitstellung der Daten aus der Smard-Transparenzplattform und für hilfreiche Hinweise im Rahmen der Erstellung dieses Beitrags.

 

¹) Folgt man E-Control [1], ist es aufgrund der Ausbreitungsgeschwindigkeit im Netz nahezu unerheblich, wo die Frequenzmessung stattfindet.

²) Die Daten sind auf Minuten gemittelt. Der Tag entspricht dem Referenztag der Entso-E. Als Referenztag wird stets der Mittwoch der dritten Woche eines Quartals gewählt.

³) Das 7-Minuten-Fenster zeigt im Mittel die stärkste systematische Frequenzänderung. Kürzere Zeiträume bilden die Frequenzänderung unvollständig ab, längere Zeiträume berücksichtigen die nachfolgende Gegenbewegung.

⁴) Im Vergleich der Viertelstunden zeigt der Stundenwechsel die stärkste Frequenzdifferenz, gefolgt vom Halbstundenwechsel (hier nicht weiter ausgeführt). Die beiden anderen Viertelstunden zeigten eine schwächere positive Abweichung.

⁵) Weitere grafische Analysen zu den Frequenz­abweichungen im Betrachtungszeitraum unter www.energiestudium.de/tools.

⁶) Die Wirkung kurzfristiger Nichtverfügbarkeiten von Kraftwerken wird beispielsweise in [3] analysiert.

⁷) Ausnahmen hiervon sind lediglich die Stundenbrüche um 14 und 18 Uhr.

⁸)  Der Anteil ist ermittelt auf Basis der Daten in den Windenergie- und Photovoltaik-Barometern für 2016 von Eurobserver [4; 5].

⁹) Die Unterscheidung wird hier nicht gezeigt. Die Unterteilung nach Onshore- und Offshore-Windkraft-Anlagen zeigt, dass offshore im Gegensatz zu onshore keinen signifikanten Einfluss hat, was die Erwartung weiter erhärtet.

¹⁰) Siehe beispielsweise die Begründung des EEG 2017 durch das BMWi: https://www.bmwi.de/ Redaktion/DE/Downloads/I/informationen-zu- wichtigen-energiegesetzesvorhaben.pdf?__blob= publicationFile&v=13.

¹¹) Stattdessen werden die Systemverantwortung und die Beseitigung von Frequenzabweichungen vor allem den Übertragungsnetzbetreibern allein überlassen.

 

Literatur:

[1] E-Control: Technische und organisatorische Regeln für Betreiber und Benutzer von Netzen (TOR). https://www.e-control.at/recht/marktregeln/tor.

[2] Gobmaier, T.: Netzfrequenz als Indikator für die Stabilität des Verbundnetzes. Vortrag bei der 10. Internationalen Energiewirtschaftstagung (IEWT), Wien, 2017.

[3] Krämer, Ch.; Veith, T.: Auswirkungen von Schnellabschaltungen auf das Verbundnetz. BWK Bd. 69 (2017) Nr. 9, S. 47-50.

[4] Eurobserver: Windenergie Barometer 2017. https://www.eurobserv-er.org/windenergie-barometer- 2017.

[5] Eurobserver: Photovoltaik Barometer 2017. https://www.eurobserv-er.org/photovoltaic-barometer- 2017.