Mit Regelenergie Geld verdienen

Bisher ist nur die Windenergie am Regelenergiemarkt zugelassen, und zwar nur für die negative Minutenreserve. (Foto: iStock)
Bisher ist nur die Windenergie am Regelenergiemarkt zugelassen, und zwar nur für die negative Minutenreserve. (Foto: iStock)
26.01.2018

Die Leistung aller Kraftwerke, die durch erneuerbare Energien gespeist werden, hat in Deutschland bereits mehr als 100 GW erreicht. Sie tragen rund ein Drittel zur Deckung des Strombedarfs bei, aber noch relativ wenig zur Regelenergie. Das kann nicht so bleiben, wenn die erneuerbaren Energien weiter wachsen sollen.

In dem großen, fein verästelten Wechselstromnetz, das alle Erzeuger und Verbraucher miteinander verbindet, ist die Frequenz eine maßgebliche Größe. Sie reagiert empfindlich, wenn Angebot und Nachfrage nicht mehr im Gleichgewicht stehen. Wenn die Stromerzeuger mehr Leistung einspeisen als abgenommen wird, dann steigt die Frequenz über 50 Hz an, und sie sinkt ab, wenn die eingespeiste Leistung nicht ausreicht, um den Bedarf zu decken. Beide Abweichungen bedeuten eine Belastung der angeschlossenen Verbraucher und müssen daher so schnell wie möglich zum Sollwert zurückgeführt werden. Deshalb gehört die Regelenergie zu den wichtigsten Instrumenten, mit denen die vier großen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) die Stromversorgung stabil halten. Sie gleichen kurzzeitige Frequenzabweichungen in den Netzen aus, indem sie Stromerzeugung und -verbrauch austarieren.

Frequenz als Maß aller Dinge

Ein Anstieg der Frequenz war noch vor einigen Jahren in abgelegenen Regionen häufig zu beobachten, sobald Solarparks an relativ schwache Netzausläufer angeschlossen wurden. Wenn nur wenige Verbraucher in der Nähe waren, überstieg an sonnigen Tagen die PV-Leistung sehr schnell den Bedarf und trieb die Frequenz nach oben. Die seit 2011 gültige Netzanschlussregel VDE-AR-N 4105 sorgt dafür, dass Solarparks ihre Leistung automatisch herunterregeln, sobald die Frequenz 50,2 Hz überschreitet. Auch Windparks müssen ihre Leistung reduzieren, um einem Frequenzanstieg entgegen zu wirken. Weil alle Photovoltaikanlagen und inzwischen auch fast alle Windenergieanlagen den Strom durch einen Wechselrichter ins Netz einspeisen, sind sie technisch in der Lage, diese Forderung zu erfüllen. Sie sorgen dadurch dafür, dass der Ausbau der erneuerbaren Energien weitergehen kann, denn sie machen sich selbst den Weg zum weiteren Ausbau frei.

Aber das ist nur eine passive Funktion, denn die Solar- und Windparks wirken dadurch lediglich einem Trend entgegen, den sie häufig selbst ausgelöst haben. Viel bedeutender sind überregionale Effekte, die zum Beispiel durch den Ausfall großer konventioneller Kraftwerke ausgelöst werden. Sie können nur dadurch beseitigt werden, dass mehrere Stromerzeuger kurzfristig Regelleistung bereitstellen. Diese Stromerzeuger nehmen am sogenannten Regelenergiemarkt teil und können mit dieser nützlichen Dienstleistung gutes Geld verdienen.

Abgestufte Reaktion der Kraftwerke

Im Regelenergiemarkt gibt es drei Stufen („Granularitäten“), die sich durch ihre Aktivierungsgeschwindigkeit unterscheiden: Die Primärreserve wird von Kraftwerken gebildet, die ständig die Netzfrequenz messen und innerhalb von wenigen Sekunden bis maximal 30 Sekunden reagieren können. Die Sekundärreserve ist innerhalb von 5 Minuten aktivierbar und die Minutenreserve wird innerhalb von 15 Minuten aktiv. Ein Kraftwerk, das positive Regelleistung anbieten kann, ist in der Lage, die Leistung kurzfristig zu steigern. Für negative Regelleistung gilt das Gegenteil. Bisher ist nur die Windenergie am Regelenergiemarkt zugelassen, und zwar nur für die negative Minutenreserve. Sie erfüllt also nur „einfachste Ansprüche“, denn sie kann die Leistung nur herunterfahren, und auch nur dann, wenn die Primärreserve und die Sekundärreserve schon aktiv geworden sind. Als „Nachzügler“ spielt man im Regelenergiemarkt allerdings auch nur eine Nebenrolle.

Es wird also Zeit für den nächsten Schritt: Die aktive Beteiligung der Wind- und Solarparks am Regelenergiemarkt. Deshalb finanzierte das Bundeswirtschaftsministerium das Forschungsprojekt „Regelenergie durch Wind- und Photovoltaikparks“ (ReWP) im Rahmen der Förderinitiative „Zukunftsfähige Stromnetze“ der Bundesregierung. Beteiligt waren drei der vier großen Übertragungsnetzbetreiber (Amprion, TenneT und 50Hertz) sowie die Firmen Enercon und Energiequelle, die als Windparkbetreiber mit im Boot saßen. Enerparc stellte für die Feldversuche mehrere eigene Solarparks zur Verfügung. Als Spezialist für die Verbindung regenerativer Stromerzeuger zu einem virtuellen Kraftwerk war in.power mit an Bord. Zahlreiche weitere Unternehmen, für die der Kraftwerksbetrieb und die dazugehörige Technik eine wichtige Grundlage ihres unternehmerischen Handelns bilden, wurden durch den Fachverband VGB PowerTech im Forschungsvorhaben repräsentiert. Koordiniert wurde das Forschungsprojekt durch das Fraunhofer IWES in Kassel. Das im April 2014 gestartete Projekt endete mit zahlreichen Feldtests, über die das Fraunhofer IWES kürzlich berichtete.

Mehr Verantwortung für die Erneuerbaren

„Die erneuerbaren Energien müssen schon deshalb Verantwortung übernehmen, weil wir uns von den fossilen Kraftwerken nach und nach verabschieden werden“, stellt Projektleiter Reinhard Mackensen fest. Um Regelleistung anbieten zu können, müssen die Solar- und Windparks hohe Anforderungen an Genauigkeit und zeitliche Auflösung der „möglichen Einspeisung“ erfüllen. Diese Einspeisung entspricht der Leistung, die ins Netz geflossen wäre, wenn der Netzbetreiber sie nicht abgeregelt hätte.

Die mögliche Einspeisung dient als Referenzwert für den Abruf von Regelleistung. Dass diese durch Windparks bereitgestellt werden kann, hat bereits ein Forschungsprojekt nachgewiesen, das 2014 abgeschlossen wurde. Nun haben die Projektpartner ein Verfahren entwickelt, das die mögliche Einspeisung von Solarparks ermittelt und die Voraussetzungen für die Lieferung von Regelenergie erfüllt. Die Forscher haben auch geprüft, welchen Einfluss die Kopplung mehrerer Solarparks auf die Genauigkeit der möglichen Gesamteinspeisung hat. Das Gleiche gilt für Portfolien aus Wind- und Solarparks. „Die Anlagen müssen besichert werden, falls Regelenergie angefordert wird, aber gerade nicht genügend Sonne oder Wind vorhanden ist“, betont Reinhard Mackensen. Diese Sicherheit können nur steuerbare Stromerzeuger bieten, also zum Beispiel Biogasanlagen. Im aktuellen Projekt wurden Windparks und Solarparks untersucht, die über ganz Deutschland verteilt sind (Gesamtleistung rund 180 MW), doch wenn sie als virtuelles Kraftwerk am Regelenergiemarkt teilnehmen wollen, dann müssen Biogasanlagen in das Portfolio aufgenommen werden. Wenn die Frequenz im Netz absinkt, dann müssen Solar- und Windparks ihre Leistung hochfahren. Das ist aber nur möglich, wenn sie zuvor vorsorglich gedrosselt wurden. Auch dies wurde im Feldversuch erfolgreich erprobt.

Detlef Koenemann