Quo vadis, Netzstabilität? - Wachsende Herausforderungen bei sich veränderndem Erzeugungsportfolio - KernD.de
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atw Vol. 66 (2021) | Ausgabe 6 ı November
Quo vadis, Netzstabilität? el erschien in
D 7
Der Originalartik
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Wachsende Herausforderungen und wird hier aufg
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ENERGIEPOLITIK, WIRTSCHAFT UND RECHT
Kai Kosowski und Frank Diercks
Einleitung Die gesetzlich garantierte Einspeisevergütung für die Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen
hat in Deutschland für eine starke Investitionsdynamik in Wind- und Solarparks gesorgt. Die Stromerzeugung
verschiebt sich von großen zentralen Kraftwerksblöcken zu dezentralen, vergleichsweise kleinen und abgelegenen
Einheiten mit weitgehend intermittierender Leistung und begrenzter Vorhersehbarkeit. Große Einheiten, die unter
geringer Auslastung und infolgedessen Investitionsstau leiden, kommen kaum noch zum Einsatz. Zudem ist der
schrittweise Atomausstieg nahezu vollständig abgeschlossen und hocheffiziente, fossil befeuerte Kraftwerke, die
für die nächsten zwei Jahrzehnte laufen sollen, müssen wegen mangelnder Rentabilität stillgelegt werden. Fragen
der Versorgungssicherheit und Netzstabilität werden nicht nur von Experten, sondern auch in der öffentlichen
Wahrnehmung kontrovers diskutiert.
Der Artikel beschreibt den sich verändernden Charakter Kernkraftwerks wäre die Kapazität des BESS Jardelund
des traditionellen deutschen Stromerzeugungsport nach 2 min 44 s Vollastbetriebszeit des Kohlekraftwerks
folios. Die Industrie verlangt nach einer zuverlässigen bzw. nach 2 min 18 s Volllastbetriebszeit des Kernkraft-
Stromversorgung, ist aber zunehmend mit dem schein- werks erschöpft.
bar unkontrollierten, aber priorisierten Markteintritt Grundsätzlich könnten BESS einen Beitrag zur
erneuerbarer Energien konfrontiert. Kernkraftwerke
Speicherung von Energie leisten, die aus der Überschuss-
spielen eine wichtige Rolle als sichere Energielieferanten erzeugung durch erneuerbare Energien resultiert. Einen
mit hochflexiblen Fähigkeiten für den gleichzeitigen Überblick über Energiespeichertechnologien in Zusam-
Netzbetrieb mit erneuerbaren Energien. Da die Tage menarbeit mit Windparks gibt Rabiej [3]. Rund um den
der Atomstromerzeugung in Deutschland gezählt sind, Globus werden zahlreiche Publikationen p roduziert, die
geraten andere konventionelle Blöcke in den Fokus, mit den möglichen Beitrag von BESS untersuchen. Diese
schwindender Auslastung allerdings auch in wirtschaft- BESS sollten genutzt werden, um die S tabilität des
liche Not. Das Kohleausstiegsgesetz vom 8. August Stromnetzes zu verbessern, die Systemzuverlässigkeit zu
2020, welches eine weitreichende Änderung für die gewährleisten, die Netzflexibilität zu erhöhen und den
Energiewirtschaft in Deutschland bedeutet, fordert die weiteren Ausbau erneuerbarer E nergien zu ermög
Abschaltung aller Kohlekraftwerke bis spätestens 2038. lichen – alles im Hinblick auf den wachsenden Einfluss
Spätestens ab diesem Zeitpunkt wird es im deutschen erneuerbarer Energien auf den sich verändernden Strom-
Kraftwerkspark keine großen, induktiven Kraftwerke markt [2], [4], [5], [6]. Die Anwendung von BESS ist
zur Grundlasterzeugung mehr geben. Es bleiben vielversprechend, aber immer noch auf einem Entwick-
wichtige Fragen zur Netzstabilität ungeklärt. lungsstadium in Bezug auf Reifegrad, Leistungsspektrum
und Lade-/Entladekapazität [7], [8].
Grundlegender Mechanismus Eine kurze Auswertung des Leistungsspektrums
für ein stabiles Stromnetz verdeutlicht die aktuelle Situation von aktuellen BESS:
Das Stromnetz ist stabil, wenn Erzeugung und Ver- Die jährliche Gesamtnettostromerzeugung in Deutsch-
brauch innerhalb des Gesamtsystems ausgeglichen sind. land lag 2018 bei 592,3 TWh [9], was bedeutet, dass
Überschüssige elektrische Energie kann nicht direkt eine durchschnittliche Nettostromerzeugung von etwa
gespeichert werden und das Netz selbst kann keine 1,6 TWh pro Tag benötigt wird, Größenordnungen mehr
Energie speichern. Erzeugter Strom muss sofort als die Speicherkapazität des größten europäischen
verbraucht werden. Indirekte Speicherungen in Pump- BESS Jardelund. Die Prognosen des Speicherbedarfs in
1
speicherkraftwerken, Batteriespeichern oder durch Deutschland variieren stark von nur 8 TWh bis zu
2
andere Speichertechnologien sind prinzipiell möglich, 61 TWh in [10], 16 TWh in [11] und 22 TWh in [12]
werden aber im heutigen Stromversorgungsnetz nur oder sogar 80 TWh in [13] je nach Ausbaugrad der
eingeschränkt umgesetzt [1]. erneuerbaren Energien. Es ist fraglich, ob Studien mit
Das größte Batterie-Energiespeichersystem (BESS) niedrigeren Kapazitätsprognosen berücksichtigt haben,
in Mitteleuropa befindet sich in Jardelund/Deutschland dass Wetterphänomene wie die Dunkelflaute [14], [15]
in der Nähe der deutschen Offshore-Windparks in der niemals bei voll aufgeladenen Batterien auftreten
Nordsee. Das BESS Jardelund hat eine Leistung von werden, was den erforderlichen Bedarf an BESS zusätz-
48 MW und liefert voll aufgeladen 50 MWh Energie [2]. lich erhöhen würde.
Im Vergleich zur Leistungsklasse eines konventionellen Die Kostenschätzungen sind in [17] aufgeführt
1100 MW Kohlekraftwerks oder gar eines 1300 MW und in [16] referenziert und können aufgrund von
1 Selbst die kleinste prognostizierte Speicherkapazität von 8 TWh bedeutet das unglaubliche 160.000-fache des BESS Jardelund.
2 Die Autoren von [11] werden den Befürwortern der Energiewende zugeordnet. Bemerkenswert ist, dass sie die in [12] gemachten Aussagen ausdrücklich
verneinen. Die geringeren Zahlen ergeben sich daraus, dass eine Einspeisebeschränkung der erneuerbaren Energien zwar auch berücksichtigt wurde, aber
nicht in [12]. In diesem Fall hinkt der Vergleich.
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Wachsende Herausforderungen bei sich veränderndem Erzeugungsportfolio ı Kai Kosowski und Frank Diercks
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Skaleneffekten auf 750 Euro pro kWh Kapazität im Jahr einleitende Aussage gültig: Erzeugter Strom muss nach
2020, auf 300 Euro pro kWh im Jahr 2030 und auf wie vor sofort verbraucht werden.
D 8
150 Euro pro kWh im Jahr 2050 projiziert werden. Bei Aus technischer Sicht wird die Leistungsbilanz
den heutigen Preisen würde die Inbetriebnahme der aufrechterhalten, wenn die Netzfrequenz in einem sehr
kleinsten Speicherkapazität (8 TWh) 6 Billionen (1012) engen Bereich um den Sollwert von 50 Hz gehalten
Euro kosten, und dies exklusive der Betriebskosten. wird. Wenn der Verbrauch die Erzeugung übersteigt,
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Diese enormen Kosten müssen zusätzlich mit der wird den rotierenden Generatoren der Kraftwerke
vergleichsweise kurzen Lebensdauer der BESS von etwa Energie entzogen, und folglich sinkt die Netzfrequenz.
10 Jahren in Relation gesetzt werden (siehe z. B. [18]). Das Gegenteil ist der Fall, wenn die Erzeugung den
Geht man von einer Austauschrate infolge eines Defektes Verbrauch übersteigt. Steuerungssysteme müssen
oder mangelnder Kapazität von 10 % aus, so müssten Zugriff auf steuerbare Stromerzeugungseinheiten oder
jährlich 800 GWh Speicherkapazität ersetzt werden, die steuerbare Verbrauchseinrichtungen haben, um ein
Kosten von 600 Mrd. (1011) Euro pro Jahr verursachen. Ungleichgewicht in die eine oder andere Richtung
Dies übersteigt – um eine Relation zu haben – bei weitem gezielt ausgleichen zu können [1].
den jährlichen aktuellen deutschen Bundeshaushalt. Die „Waagschale“ des Verbrauchs ist gekennzeichnet
Derzeit ist die einzige ausgereifte, vollständig durch das tägliche konstante Tageslastprofil für ge-
kommerzialisierte Energiespeichertechnologie, die wöhnliche Arbeits- oder Wochenendtage mit saisonalen
hinsichtlich ihrer Leistungsklasse ernsthaft in Betracht und vorhersehbaren langfristigen Schwankungen über
gezogen werden kann, die Verwendung von Pump Jahrzehnte. Zeitweise finden besondere Ereignisse statt
speicher-Wasserkraftwerken. Nachteile im Vergleich zu und prägen den Tageslastbedarf anders als der gewöhn-
anderen Erzeugungseinheiten sind, dass sie selbst liche Tag (z. B. der “Gänsebraten-Spitzenwert”, oder der
zu Verbrauchern werden, wenn es notwendig ist, ihre gegenteilige Effekt während des Kirchenbesuchs zu
oberen Wasserspeicher durch das Hochpumpen Weihnachten oder aber das Finale eines Fußballspiels
von Wasser wieder aufzuladen; im Gegensatz dazu mit deutscher Beteiligung). Diese Ereignisse sind einzig-
haben sie keine Brennstoffkosten außer der für den artig, vorhersehbar und daher für die Steuerungssyste-
Pump modus benötigten Leistung. So kommen wirt- me, die für das Anfordern zusätzlicher Erzeugungsein-
schaftliche Aspekte in Bezug auf deren variable Kosten heiten – sofern im System verfügbar – verantwortlich
ins Spiel. sind, einfach zu handhaben.
Vor allem in Deutschland, mit seinem Nord-Süd- Die „Waagschale“ der Stromerzeugung folgt tenden-
Gefälle von Küste und Bergen, gibt es Pumpspeicher- ziell dem in Abbildung 1 dargestellten Tageslastbedarfs
Wasserkraftwerke aufgrund der notwendigen geo der Verbraucher. In den vergangenen Jahrzehnten, vor
dätischen Höhe hauptsächlich im Süden, während sich dem enormen Zuwachs der erneuerbaren Energien
Windparks in der flachen nördlichen Landschaft oder ( linke Seite von Abbildung 1), wurde die Strom
vor der Küste befinden. Durch das Fehlen von bergigen versorgung in drei Kategorien unterteilt: 24 h Nacht-
“Hindernissen” sind die Anströmbedingungen für die und Tagesgrundlast, Lastgang während des Tages sowie
4
Windkraftanlagen im Norden einfach besser. Spitzenlast für einen kurzen Tageszeitraum.
Darüber hinaus gibt es in Deutschland ein weiteres Das Stromerzeugungssystem besteht aus einer Reihe
3
relevantes Nord-Süd-Gefälle in Bezug auf die hohe von Einheiten, die unterschiedliche Brennstoffe für die
Industrialisierung im Süden (und Westen) und den Stromerzeugung verwenden, bis hin zu Strombedarf für
nördlichen Regionen, die im Allgemeinen eher als die Pumpspeicher-Wasserkraftwerke im „Pumpmodus“
ländlicher und landwirtschaftlicher charakterisiert zum Aufladen ihres Wasserspeichers. Beim Ausgleich
werden. So überwiegen im Süden Pumpspeicher- von Erzeugung und Bedarf ist es üblich, die Erzeugungs-
Wasserkraftwerke in der Nähe großer industrieller einheiten in einer bestimmten Reihenfolge zu betreiben,
Verbraucher. Im Norden sind Windparks (insbesondere um die Gesamtbetriebskosten zu minimieren. Daher
Offshore-Windparks) tendenziell weiter von den werden die Erzeugungseinheiten mit den niedrigsten
Lastzentren entfernt. Grenzproduktionskosten so lange wie möglich unter
Im Hinblick auf die derzeitige Situation und den Volllast betrieben, um die Grundlast zu decken.
Fortschritt des Ausbaus von Energiespeichern bleibt die Erzeugungseinheiten mit höheren Grenzproduktions-
kosten werden mit variabler Leistung beziehungsweise
60 40
Tageslastverlauf Spitzenlast Tageslastverlauf in sogenannter Lastfolge betrieben, um den Restbedarf
35
50
30
Solar über die Grundlast hinaus zu decken. Die Erzeugungs-
Mittellast
40
25 einheiten mit den höchsten Grenzproduktionskosten
Last [GW]
30 20 Wind werden nur in Tagesspitzen betrieben, wobei Pump
20
15 speicher-Wasserkraftwerke in Niedrigpreis-Grundlast-
Grundlast
10
10
Verbleibende Last
perioden ihre oberen Wasserreservoirs wieder
5
aufgeladen haben. Diese kostenoptimale Einsatzreihen
0 0
0 3 6 9 12 15 18 21 24 0 3 6 9 12 15 18 21 24 folge der Erzeugungseinheiten wird als Merit-Order
Tageszeit [h] Tageszeit [h]
bezeichnet.
| Abb. 1. Alle verfügbaren Erzeugungseinheiten werden in
Deckung des Tagesbedarfs vor dem vermehrten Aufkommen erneuerbarer Energien (links) aufsteigender Reihenfolge nach ihren berechneten
und heute mit schwankender Bedarfsdeckung und Bewältigung des Restbedarfs durch den
Grenzkosten sortiert. So können die Grenzkosten
konventionellen Kraftwerkspark [19].
gegenüber der kumulierten installierten elektrischen
3 Es gibt in Deutschland viele Nord-Süd-Gefälle, aber das ist nicht das Thema.
4 Zum Beispiel bei der frühabendlichen Heimkehr von der Arbeit, aber mit noch laufender und Strom verbrauchender Industrie.
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Wachsende Herausforderungen bei sich veränderndem Erzeugungsportfolio ı Kai Kosowski und Frank Diercks
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Leistung in einem Diagramm aufgetragen werden, siehe
Abbildung 2. Der aktuelle Bedarf (Abszisse) gibt die
Grenzkosten [€/MWh]
Grenzkosten [€/MWh]
D 9
Erzeugungseinheit an, die eingesetzt werden muss. Es Aus dem Markt
wird dann zum Grenzkraftwerk mit den höchsten gedrängte Leistung
Marktpreis
Stromkosten (Ordinate). Das linke Feld in Abbildung 2
„Merit Order Effekt“ der Erneuerbaren
zeigt die sortierten Erzeugungseinheiten, die die Neuer Marktpreis
Bedarf
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Stromnachfrage mit dem markträumenden Preis des Erneuerbare Bedarf
Grenzkraftwerks decken. Die rechts neben der aktuellen kumulierte Leistung [GW] kumulierte Leistung [GW]
Kernenergie Öl
Nachfrage sortierten Einheiten werden nicht ange Braunkohle Steinkohle Erdgas
fordert, da der Bedarf bereits gedeckt ist und sie keinen | Abb. 2.
Strom für den aktuellen Preis bereitstellen können. Merit-Order-Prinzip in früheren Zeiten ohne Einspeisevorrang der erneuerbaren Energien (links) und
heute mit Einspeisevorrang (adaptiert von [21]).
Erzeugungseinheiten mit Grenzproduktionskosten, die
unter dem markträumenden Preis liegen, profitieren
von zusätzlichen Einnahmen, die zu ihren Fixkosten Erzeugungseinheiten auf der linken Seite des Grenz-
beitragen. Das Grenzkraftwerk hingegen kann nur seine kraftwerks zwar noch mit Gewinn aber mit geringeren
variablen Betriebs- und Wartungskosten decken [20]. zusätzlichen Umsätzen begnügen. Dies wird als Merit-
Mit dem Einsatz erneuerbarer Technologien wird die Order-Effekt der erneuerbaren Energien bezeichnet. Die
Einsatzreihenfolge der Erzeugungseinheiten nicht Frage der Kostenminimierung scheint erledigt zu sein.
mehr von wirtschaftlichen Aspekten bestimmt. Die Mehr noch, da fossil befeuerte Erzeugungseinheiten aus
rechtlichen Rahmenbedingungen für den Ausbau der dem Markt gedrängt werden, ist das gesellschaftliche
erneuerbaren Energien in Deutschland finden sich im Bewusstsein für die Umwelt, insbesondere für nachhalti-
Erneuerbare-Energien-Gesetz [22]. Es regelt zum einen ge Konzepte zur Bekämpfung des Klimawandels aber
die vorrangige Einspeisung von Strom aus erneuerbaren auch R egierungsstrategien zur Reduzierung der Kohlen-
Quellen in das Stromnetz. Zum anderen legt das Gesetz stoffemissionen, im Aufwind. Die Frage der Beruhigung
eine garantierte Einspeisevergütung für erneuerbare des grünen Gewissens scheint ebenfalls abgedeckt zu
Energien fest, die sie in einen Sonderstatus erhebt. sein. Aber in Wahrheit ist diese Besänftigung des grünen
Immer wenn Wind weht oder die Sonne scheint, können Gewissens leichter hochtrabend dahergeredet als
die Betreiber regenerativer Anlagen in das Stromnetz wirklich erreicht.
einspeisen, ohne sich darum zu kümmern, ob es benötigt Das Hauptproblem, das der Win-Win-Überlegung
wird. Der Status der erneuerbaren Energien kann in der entgegenwirkt, ist, dass erneuerbare Energien eine
5
Merit-Order als “Must-Run” bezeichnet werden. weitgehend intermittierende Leistung mit begrenzter
Die “Must-Run”-Erneuerbaren mit Grenzkosten nahe Vorhersehbarkeit haben, ein Ergebnis, das nicht mit
Null werden zu Beginn der aufsteigenden Reihenfolge Schwankungen der Stromnachfrage korreliert [19],
einsortiert und verschieben die gesamte konventionelle wenn doch, dann ist es reiner Zufall. Um den Tatsachen
Flotte von Erzeugungseinheiten nach rechts im ins Auge zu blicken sollte man diese einfache Fest
Diagramm (rechtes Bild in Abbildung 2). Aufgrund des stellung betrachten: “Wenn der Wind da ist, ist er da:”
reduzierten Restbedarfs, den die konventionelle Flotte [24]. Anstatt die Versorgung zu stabilisieren, stören
noch decken muss (Abbildung 1, rechte Seite), wird die erneuerbare Energien aufgrund ihrer Unzuverlässigkeit
Schwelle für die letzte vom Lastverteiler angeforderte die Bemühungen um Aufrechterhaltung der Netz
Erzeugungseinheit günstiger sein als im vorherigen frequenzstabilität – Prognoseabweichungen schließen
Beispiel. Das bisherige Grenzkraftwerk, das ohnehin den Dispatch, also die Teilnahme an der Kraftwerks
unter geringer Kapazität leidet, wird aus dem Markt einsatzplanung aus. Die Stromversorgung durch
gedrängt, wobei die Erzeugungseinheiten, die durch die erneuerbare Energien nimmt je nach klimatologischen
Anordnung in aufsteigender Reihenfolge noch weiter Bedingungen zu und ab. Je größer die Marktdurch
rechts im Diagramm stehen, noch seltener angefordert dringung der erneuerbaren Energien ist, desto größer
werden. Mit weniger Betriebsstunden der aus dem ist die Verschiebung der Angebotskurve, gepaart mit
Markt gedrängten Erzeugungseinheiten steigen die einem Anstieg der Preisvolatilität [20].
Brennstoffkosten pro MWh, was den Wiedereintritt in Eine der Kernaufgaben der Übertragungsnetz
den Markt noch schwieriger macht. betreiber (ÜNB) ist die Gewährleistung der Netz
Letztlich geht es immer um die Kosten, und schließ- stabilität. Die ÜNB erfüllen diese Aufgabe durch
lich, wenn man mit einem Hauch der Verwunderung Systemdienstleistungen, darunter unter anderem die
darüber nachdenkt, darum, das grüne Gewissen zu Aufrechterhaltung der Leistungsbilanz und -frequenz
beruhigen. Auf den ersten Blick scheint die Natur für durch die Bereitstellung und Anwendung von drei
diese viel gepriesene Win-Win-Situation zu sorgen: Die verschiedenen Arten von Regelleistung im kontinental-
Sonne scheint, der Wind peitscht um die Rotorblätter europäischen Übertragungsnetz [9].
von Windrädern und die Kosten sind gleich Null. Die Die Primärregelleistung stabilisiert die Frequenz nach
aktuelle Nachfrage sollte daher diktieren, dass teure einer Störung innerhalb von 30 Sekunden u nmittelbar
Gaskraftwerke durch erneuerbare Energien verdrängt auf einem stationären Wert durch g emeinsames Handeln
werden, was dann zu einer Senkung der Groß innerhalb des gesamten kontinentaleuropäischen
handelsstrompreise führt, was sich wiederum negativ Synchrongebiets. Sie ist vollständig automatisiert und an
auf die Rentabilität konventioneller Kraftwerke aus- die Großkraftwerke delegiert [25]. Die anschließende
wirkt [23]. So müssen sich auch die günstigeren Sekundärregelleistung wird durch einen gestörten
5 Der Begriff ”Must-Run” ist nicht ganz korrekt. Das Privileg wurde durch eine Novelle des Erneuerbare-Energien-Gesetzes eingeschränkt. Mehr dazu in einem
weiteren Kapitel über Fehlausrichtung der Energiewende.
Energiepolitik, Wirtschaft und Recht
Wachsende Herausforderungen bei sich veränderndem Erzeugungsportfolio ı Kai Kosowski und Frank Diercks
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f
Ereigniseintritt - z.B. Ausfall eines Kraftwerks Kernkraftwerke zu drosseln, wenn teurere
Erzeugungseinheiten weiterhin in Betrieb blieben.
D 10
Eine hartnäckige Falschbehauptung legt nahe, dass
Frequenz
Kernkraftwerke
aufgrund ihrer vermeintlichen
5s 30 s 15 min 1h
Unfähigkeit, Laständerungen zu bewältigen, nur in
Grundlast liefen – und nicht etwa wegen ihrer kosten-
ENERGIEPOLITIK, WIRTSCHAFT UND RECHT
Primärregelung Sekundärregelung
günstigen Betriebsweise. Diese Vermutung erwies sich
Stunden- jedoch als scheinbar robust und die Wahrnehmung, dass
Minutenreserve reserve Kernkraftwerke immer mit voller Leistung arbeiteten –
5s 30 s 15 min 1h oder nur dazu in der Lage waren - verfestigte sich. Selbst
Bilanzkreis-
Übertragungsnetzbetreiber
ausgleich veröffentlichte Leistungsverlaufskurven spiegelten die
Vermutung wider, dass Kernkraftwerke “immer” oder
| Abb. 3. besser gesagt “nur” mit voller Leistung betrieben w erden
Dynamische Hierarchie von Regelreservearten im zeitlichen Verlauf können.
[26], [27].
Tatsächlich gehören deutsche Kernkraftwerke zu den
flexibelsten Erzeugungseinheiten im Portfolio und
Frequenzbereich ausgelöst und führt die Frequenz inner- konnten diese Fähigkeit in der Praxis unter Beweis
halb von 5 Minuten in Richtung ihres Sollpunkts zurück. stellen. In Zeiten hoher Marktdurchdringung erneuer-
Die Primärregelleistung bleibt aktiviert, bis sie rampen- barer Energien kommt es häufiger vor, dass ein großer
förmig vollständig durch die Sekundärregelleistung Teil des aktuellen Bedarfs aus erneuerbaren Quellen
ersetzt wird, so dass die Arbeitsfähigkeit der Primärregel- gedeckt wird, wobei eines der Kernkraftwerke dann
leistung für die nächstmögliche Störung wieder zum Grenzkraftwerk wird und alle fossil befeuerten
hergestellt wird. Zusätzlich wird die Sekundärregel Anlagen, die sich auf der rechten Seite des Kernkraft-
leistung innerhalb von fünfzehn Minuten rampenförmig werks im Merit-Order-Diagramm (Abbildung 1 rechts)
durch die Minutenreserve ersetzt und/oder unterstützt befinden, zu diesem Zeitpunkt nicht in Betrieb sind –
[26]. immer eine Momentaufnahme – und somit aus dem
Die dynamische Hierarchie der Regelreservearten ist aktuellen Markt gedrängt werden. In diesem Fall müssen
in Abbildung 3 dargestellt. In den letzten Jahren hat die sogar die Kernkraftwerke die Stromerzeugung drosseln.
Komplexität der Netzstabilisierungsmaßnahmen mit Aufgrund des geografischen Ungleichgewichts sind
zunehmendem Ausbau und zunehmender Markt
Kernkraftwerke im Norden besonders betroffen, um im
durchdringung von erneuerbaren Energien, die mit Lastfolgebetrieb zu laufen.
einer geringeren Trägheit verbunden sind, enorm Aber die Frage, warum die Kernkraftwerke so flexibel
zugenommen. sind, bleibt noch offen. Aufgrund der Ölkrise und
ihrer enormen Abhängigkeit von ausländischen
Die Rolle der Kernenergie Energieressourcen, startete die Bundesregierung unter
für die Netzstabilität Bundeskanzler Willy Brandt 1973 das erste deutsche
Kernkraftwerke gehören zu Erzeugungseinheiten mit Energieprogramm. Ziel der Initiative war es unter
den niedrigsten Grenzproduktionskosten. Daher werden anderem, die Kapazität von Kernkraftwerken bis 1985
sie beim Merit-Order-Prinzip nach Möglichkeit unter auf mindestens 40 GW und vorzugsweise bis zu 50 GW
Volllast betrieben. In der öffentlichen Wahrnehmung zu erhöhen [31]. In Bezug auf die aufsteigende
werden sie nur für die Deckung der Grundlast betrieben Reihenfolge der Erzeugungseinheiten im Merit-Order-
und sind für jede Art von Lastwechsel zu unflexibel. Diagramm hätte dies zu einem sehr breiten Balken
Solche Äußerungen wurden nicht nur von Kernkraft- der-Kategorie „Kernkraftwerke“ geführt. Im voraus-
gegnern, sondern auch vom Bundesumweltministerium schauenden Szenario von 1985 hätten Kernkraftwerke
verbreitet, das feststellte, dass Kernkraftwerke die ob ihrer Vielzahl Aufgaben übernommen, die über den
unflexibelsten Anlagen innerhalb der traditionellen Grundlastbetrieb hinausgegangen wären, einschließlich
Kraftwerksflotte seien, denn sie seien kaum regelbar Lastfolgebetrieb. Die Auslegung der Kernkraftwerke
und häufiges An- und Abschalten werde schon aus hinsichtlich Flexibilität musste dafür bereits in der
Sicherheitsgründen soweit irgend möglich vermieden Planungsphase angepasst werden, um flexibel den
[28] (in [29]). Während der Diskussionen in den späten Anforderungen der vorgesehenen Szenarien mit großen
2000er Jahren über die Verlängerung der Lebensdauer Anteilen an Kernenergie gerecht zu werden. Am Ende
von Kernkraftwerken suggerierten Parolen, dass die wurde die Inbetriebnahme von 50 GW installierter
Anlagen das Stromnetz verstopfen und den Ausbau
Leistung nicht realisiert, aber die Kernkraftwerke haben
erneuerbarer Energien gefährden könnten. bei der ingenieursmäßigen Auslegung (und nicht durch
Unter den kuriosen Mythen rund um die Kern Nachrüstung) dennoch die Fähigkeit erhalten, flexibel
energie, die von Experten mit Verwunderung und betrieben zu werden.
Unverständnis aufgenommen wurden, verdienen
Die Laständerungsrate über die Zeit ist in Abbil-
Vorwürfe der Inflexibilität, aufgrund der einfachen dung 4 für verschiedene thermische Erzeugungs
Tatsache, dass das genaue Gegenteil der Fall ist [30], einheiten dargestellt. Die Kernkraftwerke haben die
eine eigenständige Betrachtung. größte Laständerungsrate, gepaart mit der größten
Natürlich haben Kernkraftwerke aufgrund niedriger Stromerzeugung pro Einheit. Lastfolgen bis zu 50 %
Grenzproduktionskosten in den Jahrzehnten seit ihrer können in Kernkraftwerken mit einem Gradienten von
Inbetriebnahme zuverlässig zur Grundlastnachfrage
5 % der Nennleistung pro Minute, bis zu 80 % (aber
beigetragen. Infolge der Marktmechanismen bestand
nicht darunter) auch bei einem Gradienten von 10 %
nie die wirtschaftliche Notwendigkeit, die Leistung der pro Minute durchgeführt werden; also mit enormen
Energiepolitik, Wirtschaft und Recht
Wachsende Herausforderungen bei sich veränderndem Erzeugungsportfolio ı Kai Kosowski und Frank Diercksatw Vol. 66 (2021) | Ausgabe 6 ı November
6 1600
140 MW/min. Die Betriebshandbücher des Siemens Kernkraftwerk (50-100% Pn)
Maximalleistung 1400 MW
Kernkraftwerk (80-100% Pn)
Maximalleistung 1400 MW
KWU-Druckwasserreaktors, die alle betriebs- und 1400
Mindestleistung 700 MW Mindestleistung 1120 MW
D 11
Lastwechselrate ± 70 MW/min Lastwechselrate ± 140 MW/min
sicherheitstechnischen Hinweise enthalten, weisen auf
Kernkraftwerk (20-100% Pn)
noch höhere Leistungsbereiche hin. Laständerungen 1200 Maximalleistung 1400 MW
Mindestleistung 280 MW
von bis zu 80 % der Nennleistung – also bis zu 20 % – Lastwechselrate ± 42 MW/min
Leistung [MW]
1000
sind zulässig (veröffentlicht z. B. in [32]). Diese starke Altes Braunkohlekraftwerk
Maximalleistung 900 MW
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Lastreduzierung geht zu Lasten der Lastwechselrate. Sie 800
Mindestleistung 540 MW
Lastwechselrate ± 9 MW/min
sinkt auf einen Gradienten von 3 % der Nennleistung
600
pro Minute (42 MW/min), die jedoch immer noch mit Neues GuD-Kraftwerk
Maximalleistung 880 MW
den fossil befeuerten Kraftwerken konkurrenzfähig ist. 400
Mindestleistung 260 MW
Lastwechselrate ± 36 MW/min
Die schnellsten nicht-nuklearen Kraftwerkseinheiten
sind eine kleine Anzahl neuer fossil befeuerter Kraft 200 Neues Gaskraftwerk
Maximalleistung 340 MW
Neues Steinkohlekraftwerk
Maximalleistung 1000 MW
werke, die unter Berücksichtigung der gestiegenen Mindestleistung 85 MW
Lastwechselrate ± 36 MW/min
Mindestleistung 250 MW
Lastwechselrate ± 40 MW/min
0
Anforderungen an die Flexibilität konzipiert wurden. 0 5 10 15 20 25 30 35
Zeit [min]
Mit sich verändernden Märkten und der schwankenden,
aber priorisierten Einspeisung erneuerbarer Energien | Abb. 4.
wurden Anstrengungen unternommen, um die Vergleich der Laständerungsraten konventioneller Erzeugungseinheiten (adaptiert von [33]
mit Daten aus [32] und [34]).
Auslegung von Kohlekraftwerken dahingehend zu
verbessern, um die gestiegenen Anforderungen des
Lastfolgebetriebs besser zu erfüllen. Es wurden 325
Kühlmitteltemperatur [°C]
Erweiterungen implementiert, um die zulässige
320
Mindestleistung weiter zu senken, aber nicht aus
315
drücklich, um die Lastwechselrate zu erhöhen [35]. RDB-Austritt
Faktoren, die eine Erhöhung der Lastwechselrate in
310
Kohlekraftwerken begrenzen, sind die Verbrennungs- 305 mittlere Kühlmitteltemperatur
leistung, der Massenstrom fossiler Brennstoffe durch
300
die Kohlemühle und insbesondere die thermische
Belastung dickwandiger Bauteile. Auch Druck- und
295
RDB-Eintritt
Dampftemperaturschwankungen aufgrund sinkender 290
Regelgenauigkeit spielen als limitierende Faktoren eine 285
Rolle [36]. Die leistungsstärksten Anlagen erreichen 0 20 40 60 80 100
7 Reaktorleistung [%]
eine Lastwechselrate von rund 40 MW/min.
Die Laständerung in Kernkraftwerken ist nicht durch | Abb. 5.
einen Brennstoffmassenstrom beschränkt. Aufgrund Teillastdiagramm eines deutschen DWR (vereinfacht) [38].
der hohen Energiedichte eines Kernreaktors führt
ein sanftes Hineinfahren oder Ziehen von Steuerstäben die mittlere Kühlmitteltemperatur mehr als die Hälfte
zu einem starken Lastwechsel. Die thermische des gesamten Leistungsbereichs konstant.
Beanspruchung von Bauteilen als limitierende Faktoren Dies ermöglicht schnelle, subtile Lastwechsel bei
für die Laständerungsrate ist bei Kernkraftwerken in der präzisem Regelverhalten und minimaler thermischer
Tat nicht so signifikant. In Bezug auf den Sekundär Beanspruchung und Ermüdung der Primärkreis
kreislauf überhitzen wassermoderierte Kernkraftwerke komponenten [29], [30]. Im Hinblick auf die Sicherheit
keinen Dampf, um einen hohen Wirkungsgrad zu werden alle physikalischen Reaktorparameter wie
8
erzielen, so wie es die fossil befeuerten Anlagen tun. Neutronenfluss, Leistungsdichte und Leistungs
Die Dampferzeugung in wassermoderierten Kernkraft- verteilung durch die Reaktorbegrenzungssysteme und
werken ist beschränkt durch die Taulinie im Nassdampf- das Reaktorschutzsystem ständig doppelt überwacht.
gebiet, also lediglich gesättigter Dampf verlässt den
[MW]
Dampferzeuger. Die Temperaturunterschiede sind 1500
daher nicht so hoch wie in Kraftwerken mit der F ähigkeit, 1400
Dampf zu überhitzen.
1300
Leistung [MW]
Ein Auslegungsmerkmal von Siemens KWU-
1200
Druckwasserreaktoren (DWR) ist die konstante durch-
1100
schnittliche Kühlmitteltemperatur über einen weiten
Teillastbereich der Reaktorleistung, was zu minimalen 1000 Brokdorf
Emsland
Änderungen des Druckhalterfüllstands führt. Abbil- 900 Grohnde
dung 5 zeigt schematisch das Teillastdiagramm eines 800 Gundremmingen C
Isar 2 Feiertag in Deutschland
Siemens KWU-Druckwasserreaktors. Es zeigt die 700
Kühlmitteltemperatur am Ein-/Austritt des Reaktor-
01.10.18 01.10.18 02.10.18 02.10.18 03.10.18 03.10.18 04.10.18
00:00 12:00 00:00 12:00 00:00 12:00 00:00
druckbehälters sowie die mittlere Kühltemperatur in
Abhängigkeit von der Leistung des Reaktors [37], [38]. | Abb. 6.
Insbesondere im oberen Leistungsbereich, der unter Reales Beispiel einer Leistungsregelung in der Praxis in der ersten Oktoberwoche 2018
(adaptiert von [27])
besonderem Fokus für den Lastfolgebetrieb steht, bleibt
6 Nicht öffentlich zugänglich.
7 Man muss bedenken, dass die Kohlekraftwerke oft mit mehreren Blöcken an einem Standort gebaut werden.
8 Einige Kohlekraftwerke arbeiten auch mit (thermodynamisch) überkritischem Wasser.
Energiepolitik, Wirtschaft und Recht
Wachsende Herausforderungen bei sich veränderndem Erzeugungsportfolio ı Kai Kosowski und Frank Diercksatw Vol. 66 (2021) | Ausgabe 6 ı November
Mit der Fähigkeit zu schnellen Lastwechseln erfüllen Eine Drosselung der Turbinenstellventile führt ohne
Kernkraftwerke die technischen Anforderungen, um Regelung zu einem Anstieg der Kühlmitteltemperatur
D 12
unterschiedliche Regelreservearten, wie in Abbildung 3 im Primärkreis und dann durch die Rückkopplung der
dargestellt, je nach Anforderung des ÜNB bereit Wärmeübertragung mit dem Leistungskoeffizienten der
zustellen [29], [39]. Das Kernkraftwerk kann auto Reaktivität zu einer abnehmenden Reaktorleistung
matisch betrieben werden, indem der Leistungssollwert (orangefarbener Pfeil).
ENERGIEPOLITIK, WIRTSCHAFT UND RECHT
des Generators gesteuert wird. Die Primärseite folgt Im Falle einer angeforderten Erhöhung der
dem Bedarf der Sekundärseite und regelt die durch- Generatorleistung drehen sich die Effekte um. Auf der
schnittliche Kühlmitteltemperatur. Abbildung 6 zeigt Turbinenseite herrscht ein Leistungsüberschuss; dem
die Leistungsregelung in der Praxis aufgrund von Dampferzeuger wird mehr Leistung auf der Sekundär-
Schwankungen von Solar- und Windkraft. seite entzogen und der Primärkreislauf wird vor
Die Siemens KWU-Druckwasserreaktoren haben die übergehend unterkühlt. Bei niedrigerer Kühlmittel
Fähigkeit, Änderungen der Kühlmitteltemperatur, die temperatur wird Reaktivität gewonnen und die
sich beispielsweise aus einer angeforderten Leistungs- Reaktorleistung steigt wieder an. Die Wärmeüber
rampe auf der Generatorseite ergeben, automatisch tragung erhöht sich und gleicht den Abfall der Kühl
entgegenzuwirken, indem sie die Reaktorleistung
mitteltemperatur aus. Ein Teil der gewonnenen
entsprechend ändern, siehe Abbildung 7. Dieses
Reaktivität wird in diesem Fall durch den negativen
Rückkopplungsverhalten wird mittels Kühlmittel
Beitrag der Leistungsreaktivität kompensiert. Eine
temperatur-Regelung eingestellt, welches auf der Erhöhung der Leistung verbraucht Reaktivität (Doppler-
neutronenkinetischen Wirkung des negativen Kühl
effekt und Brennstoffdichte).
mitteltemperaturkoeffizienten der Reaktivität ΓK. basiert. Die geforderte Änderung des Sollpunkts der
Eine vom Lastverteiler angeforderte Reduzierung der Generatorleistung wird zunächst durch die Reaktivi
Generatorleistung führt zu einer Drosselung der tätsrückkopplung der Kühlmitteltemperatur änderung
Turbineneinlassventile und einer Erhöhung des Frisch- gepuffert. Weicht die Kühlmitteltemperatur von ihrem
dampfdrucks stromaufwärts. Durch die thermische Totband (in beide Richtungen) ab, wird sie an den
Kopplung der Dampferzeuger, insbesondere mit den Steuerstabfahrregler übertragen.
kalten Loopleitungen des Primärkreises, ergibt sich eine Siemens KWU-Druckwasserreaktoren verfügen über
Erhöhung der Kühlmitteltemperatur. Kurz gesagt, da die Steuerstäbe, die funktional in zwei Steuerstabbänke
Turbine weniger Leistung benötigt als der Reaktor unterteilt sind – die L- und D-Bänke. Der Großteil der
erzeugt, wird der Primärkreislauf vorübergehend
Steuerstäbe ist der L-Bank zugeordnet, die während des
wärmer. Mit der steigenden Temperatur des Kühlmittels Leistungsbetriebs an einer oberen Position bleibt und
nimmt die Dichte ab und die Reaktivität sinkt. Über die die Abschaltmarge, ein wichtiger Parameter für die
Neutronenkinetik nimmt der Neutronenfluss j und Sicherheit, beibehält [38]. Die vier D-Bänke, die jeweils
damit auch die Reaktorleistung ab. Eine Abnahme der aus vier Steuerstäben bestehen, werden zur Regelung
Reaktorleistung setzt Reaktivität durch den Doppler der integralen Reaktorleistung verwendet. Sie sind im
effekt frei, bedingt durch eine Senkung der durch- Vergleich zur gesamten L-Bank weniger wirksam und
schnittlichen Brennstofftemperatur und auch durch beeinflussen die Leistungsverteilung geringer [40].
eine Erhöhung der Brennstoffdichte. Diese Effekte Je nach Steuerstab-Fahrkonzept werden eine oder
werden im Leistungskoeffizienten der Reaktivität ΓP mehrere der D-Bänke teilweise ein- oder ausgefahren,
zusammengefasst, der jeder Änderung der Reaktor
was entsprechend eine zeitnahe Rückkopplung auf die
leistung ΔP entgegenwirkt. Sie sind Teil des inhärenten Reaktorleistung hervorruft, so dass die Kühlmittel
Sicherheitskonzepts der Kernreaktorauslegung. temperatur langsam auf ihren Sollpunkt zurückkehrt.
So ist die automatische Fahrfolge der Steuerstabbänke
−∆P Positiv im Teillastbetrieb die Methode der Wahl, um trotz
Thermo-
Reaktorleistung
dynamik Negativ Lastrampen ein Reaktivitätsgleichgewicht zu gewähr-
Reduzierung leisten.
−∆Q̇ −∆P Befehl
Generator- Bei einem wesentlich längeren Teillastbetrieb – und
Sollwert I −∆ϕ Nur langandauernd nur in diesem Fall – werden die Steuerstabbänke
ΓP
Kühlmittel- +∆ρP tendenziell wieder ausgefahren, um sowohl eine
temperatur Bor- stärkere Spitze der axialen Leistungsverteilung als auch
+∆KMT konzentration
Kühlmittel- ΓK Σ∆ρ
ein Abbrandungleichgewicht zwischen unteren und
dichte -∆ρK +∆c oberen Kernbereichen zu vermeiden. Zu diesem Zweck
Bor- regelt der Steuerstab-Stellungsregler die Reaktivitätsbi-
−∆ρCR −∆ρ ΓC lanz, indem er Bor in das Kühlmittel einspeist, während
+∆KMT ΓCR C säure
Deionat die Bank langsam ausgefahren wird. Die gewonnene
II +∆s 9
+∆ D-Bank-
Reaktivität durch das Herausfahren von Steuerstäben
Kühlmittel −∆
D-Bank- wird durch eine Erhöhung der Konzentration des
temperatur- Stellungs-
Fahr- Stellung
Feinreglung
befehl
regler Neutronenabsorbers Bor kompensiert. Der Reaktorkern
„Einfahren“ wird bei länger andauernder Teillast mit weit aus
| Abb. 7. gefahrenen Steuerstäben, aber mit erhöhter Bor
10
Rückkopplung der Reaktorleistung auf die angeforderte Lastreduzierung (für eine angeforderte konzentration betrieben. Im Falle einer positiven
Erhöhung alle Vorzeichen umkehren).
Laständerung wird Deionat in das Kühlmittel geleitet,
9 Im Unterschied zur Darstellung in Abbildung 7 ist der Reaktivitätsbeitrag aufgrund der Steuerstabbewegung +ΔρCR, da diese –Δs. verfahren werden.
10 Der Reaktivitätsbeitrag der Steuerstäbe ΔρCR wird durch den Reaktivitätsbeitrag auf Basis der Borkonzentration ΔρC ersetzt.
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Wachsende Herausforderungen bei sich veränderndem Erzeugungsportfolio ı Kai Kosowski und Frank Diercksatw Vol. 66 (2021) | Ausgabe 6 ı November
um die Borkonzentration zu verringern, während 5000 4758 4702 GuD
Steuerstabbänke teilweise eingefahren werden. Die 4000 Irsching
D 13
Kosten der Stromproduktion
Betriebsstunden
Erhebliche Block 5
Erhöhung oder Verdünnung der Borkonzentration ist 3000
Steigerung 2035
recht langsam, und diese Betriebsart verlangsamt die der Fixkosten 2000
mögliche Laständerungsrate der Kernkraftwerke. 1000 678
Änderungen der Borkonzentration werden in der Regel 0
2010 2011 2012 2013
ENERGIEPOLITIK, WIRTSCHAFT UND RECHT
nicht durchgeführt, wenn das Kernkraftwerk vom ÜNB Jahr
kurzfristig für den Lastfolgebetrieb angefordert wird.
Entwicklung und Verlauf der Energiewende
und ihre Fehlausrichtung
Die deutsche Energiewende mit öffentlichen Anreizen 1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 8000
Betriebsstunden
für mehr Investitionen in erneuerbaren Energien führt Instandhaltung Personal Kapitalkosten Brennstoff
zu einem stetig wachsenden Anteil dieser am deutschen
Strommix. Doch gerade bei der installierten Leistung | Abb. 8.
von Windkraftanlagen an Land und zu Wasser ist zu Grenzkosten der spezifischen Stromerzeugung im Vergleich zu den
Betriebsstunden [21]. Betriebszeiten GuD-Anlage Irsching Block 5
beobachten, dass zwischen den Standorten der weit
(Inbetriebnahme 2010) [42].
verbreiteten Anlagen mit vergleichsweise kleiner
Leistung in Norddeutschland und den Verbrauchs
zentren im Süden nach wie vor ein deutliches
geografisches Ungleichgewicht besteht. Neben dem 2018
Ausbau der erneuerbaren Energien schreitet auch der Positiver Redispatch 5467 GWh
Negativer Redispatch 3817 GWh
Atomausstieg in Deutschland voran, so dass bis Ende
2022 große konventionelle Erzeugungseinheiten mit
hoher Lastwechselfähigkeit aus dem Markt ausscheiden
werden.
Auch bei anderen konventionellen Erzeugungs
technologien ist ein stetiger Rückgang der verfügbaren
Kraftwerksblöcke zu beobachten, da die Marktwirtschaft
nach den Merit-Order-Regeln den Betrieb unwirt
schaftlich macht. In diesem Fall werden die Kosten der
Stromerzeugung möglicherweise nicht gedeckt, was zu
einem wirtschaftlichen Teufelskreis führt, bevor eine
neue Anforderung vom Lastverteiler kommt. Da die
Grenzkosten der Produktion pro MWh mit reduzierter
Betriebszeit steigen werden, siehe Abbildung 8, wird
das betroffene Kraftwerk weiter rechts in der auf
steigenden Leistungsreihenfolge eingestuft, siehe
Abbildung 2. Im Fall der hocheffizienten, aber teuren
Gas- und Dampfturbine (GuD) Irsching Block 5, die
2010 in Betrieb genommen wurde, sind ihre Betriebs-
stunden enorm gesunken, was den Betreiber dazu | Abb. 9.
veranlasste, eine Abschaltung wegen Unwirtschaft
Redispatch-Maßnahmen im Jahr 2018. Negativer Redispatch durch
Reduzierung der Stromerzeugung (blau), positiver Redispatch durch
lichkeit zu beantragen. Umgekehrt ist ein Kapazitäts-
Erhöhung der Stromerzeugung (beide kumuliert) (eigene Abbildung
rückgang aufgrund von Vorgaben in den kürzlich mit Daten aus [44]).
erlassenen deutschen Verordnungen für den Ausstieg
aus der Kohleverstromung bis Ende 2038 zu beobachten
[41]. aufgrund von Engpässen im Übertragungsnetz, um das
Der Import von elektrischer Energie aus den Netz zu entlasten und zu stabilisieren. Negatives
Nachbarländern in Skandinavien bei gleichzeitigem
Redispatch wird angewendet, um die Einspeisekapazität
Export von elektrischer Energie in die Nachbarländer im konventioneller Kraftwerke in Norddeutschland bei
Süden stellt eine Belastung für das Übertragungsnetz übermäßiger Stromerzeugung von erneuerbaren
dar. Dieses Nord-Süd-Gefälle im internationalen Energien in geografischer Nähe zu reduzieren. In
Stromtransports überlagert zusätzlich die Anforderung, Starkwindphasen werden aber auch Windparks von den
national erzeugten Strom aus Windparks in Nord- ÜNB angewiesen, die Leistung zu reduzieren und Teil
deutschland zu den Lastzentren in Süddeutschland zu der negativen Redispatch-Maßnahme zu werden. Mit
transportieren [43]. dem Einsatz immer zahlreicherer Windparks werden die
Um eine Überlastung des Übertragungsnetzes zu Windparkbetreiber oft verpflichtet, ebenfalls ihre
vermeiden, werden von den ÜNB zwei Hauptmaß
Stromeinspeisung zu drosseln. Gemäß dem Erneuer
nahmen ergriffen: Redispatch und Einspeise bare-Energien-Gesetz [22] hat der Betreiber in diesem
managementmaßnahmen. Beide gehören ebenfalls zu Fall Anspruch auf Entschädigung für die entgangene
den Systemdienstleistungen und haben in den letzten Stromeinspeisung mit garantierter Vergütung.
Jahren zunehmend an Bedeutung gewonnen. Positives Redispatch erfolgt meist in Süddeutschland
Redispatch bedeutet die lokale Reduzierung oder durch Anfahren von konventionellen Blöcken bei
Erhöhung der Einspeiseleistung von Kraftwerken
zu hohen Übertragungsraten an südliche Nachbarn
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Wachsende Herausforderungen bei sich veränderndem Erzeugungsportfolio ı Kai Kosowski und Frank Diercksatw Vol. 66 (2021) | Ausgabe 6 ı November
Reduzierung Negative Volllaststunde/tag- des aufsteigenden Merit-Order-Diagramms zu finden
der Stromerzeugung Redispatch- Equivalent ist. Es wurde für 517 GWh zusätzliche Energie ange
D 14
Top Ranking in 2018 Energie fordert. Im Zuge des deutschen Ausstiegs aus der
Kohleverstromung hat der Betreiber jedoch bereits
1. Wilhelmshaven (Engie) 866 GWh 1185 h / 49,4 d
angekündigt, Block 5 im Jahr 2025 [46] wegen geringer
2. Jänschwalde 658 GWh 219 h / 9,1 d Kapazitäten im regulären Markt stillzulegen.
ENERGIEPOLITIK, WIRTSCHAFT UND RECHT
3. Schwarze Pumpe 635 GWh 397 h / 16,5 d Zum Top-Ranking gehört auch Staudinger Block 4,
4. Boxberg 606 GWh 236 h / 9,8 d ein Gaskraftwerk, das bereits vom Markt genommen
5. Wilhelmshaven (Uniper) 377 GWh 498 h / 20,8 d und von der Bundesnetzagentur (BNA) als Netzreserve-
kraftwerk unter Vertrag genommen wurde. Andere
.. .. .. ..
betroffene Standorte im Top-Ranking enthalten Blöcke,
8. Moorburg 166 GWh 166 h / 6,9 d
die vom Betreiber bereits zur Stilllegung vorgesehen
| Tab. 1. waren, aber von der BNA, die die Mehrheit der Blöcke
12
Top-Ranking der Anlagen für negative Redispatch-Maßnahmen im Jahr 2018. südlich des Kernkraftwerks Grafenrheinfeld als
systemrelevant für die Netzstabilität eingestuft hat, zum
Erhöhung Positive Als systemrelevant Weiterbetrieb verpflichtet wurden. Weitere Infor
der Stromerzeugung Redispatch- klassifiziert mationen enthält Tabelle 2.
Top Ranking in 2018 Energie Zuletzt haben die Kraftwerke Moorburg (in Tabelle 1
als #8 eingestuft) und Mannheim (in Tabelle 2 als #9
1. Staudinger Block 5 517 GWh Nein, Stilllegung in 2025 [46]
eingestuft) in den nationalen Medien Aufmerksamkeit
2. Karlsruhe (RDK Block 8) 448 GWh Nein, aber Block 4S [47], [48]
erregt und wurden in den öffentlichen Diskurs
3. Heilbronn (Block 7) 413 GWh Block 5, 6 (2018,2020) [49], [50] aufgenommen [N1], [N2], [N3], [N4]. Das Kraftwerk
4. Vorarlberger Illwerke
365 GWh -
Moorburg liegt in Hamburg und gehört zu den jüngsten
(Österreich) (Wasserkraft) und damit effizientesten Steinkohlekraftwerken.
5. Karlsruhe (RDK Block 7) 347 GWh Nein, aber Block 4S [47], [48] Leider wurde es auf der “falschen Seite” Deutschlands
.. .. .. .. gebaut. Obwohl in [41] vorgesehen war, die Anlage bis
7. Staudinger Block 4 173 GWh 2018 [51] Ende 2038 zu betreiben – dem gesetzlich vorge
schriebenen letzten Betriebsjahr von Kohlekraft
.. .. .. ..
werken – kam Moorburg zu dem Entschluss [N1], sich
9. Mannheim (GKM) 157 GWh Block 7 (2020) [52]
für die erste Ausschreibung der BNA im Jahr 2020 zu
| Tab. 2. bewerben, um gegen finanzielle Entschädigung aus
Top-Ranking der Anlagen für positive Redispatch-Maßnahmen im Jahr 2018. der Kohleverstromung auszusteigen. Erst kürzlich
hatten beide Moorburger Blöcke den Zuschlag erhalten,
oder bei einem unvorhergesehenen Ausfall eines bereits 2021 die Stromerzeugung aus Steinkohle zu
11
Kraftwerks. beenden [53], [54]. Umgekehrt liegt das Kraftwerk
Über Redispatch bereitgestellte oder reduzierte Mannheim im S üden und Block 7 hat die Stilllegung
Energie wird in GWh gezählt. Abbildung 9 zeigt die beantragt. Dies wird jedoch nicht möglich sein, da es
kumulativ erzeugte Redispatch-Energie im Jahr 2018 kürzlich von der BNA bis mindestens 2025 als system-
und die am stärksten betroffenen Erzeugungseinheiten. relevant eingestuft wurde [52]. Die Informationen
Das Top-Ranking der Kraftwerke zeigt deutlich, dass wurden von [N3] und [N4] der Öffentlichkeit zugäng-
sich die “preisgekrönten” Blöcke für negativen lich gemacht.
Redispatch (Tabelle 1) in Norddeutschland und die Stehen gesicherte und marktbasierte Kraftwerks
“preisgekrönten” Einheiten für positiven Redispatch kapazitäten nicht in ausreichender Menge zur
(Tabelle 2) in Süddeutschland befinden. So durfte das Verfügung, um Redispatch-Maßnahmen durchzu
Steinkohlekraftwerk Wilhelmshaven (betrieben von führen, beschafft der ÜNB die benötigten Kapazitäten
Engie) im Jahr 2018 aufgrund von Redispatch- aus bestehenden, inaktiven Kraftwerken, um die Sicher-
Maßnahmen 866 GWh Energie (Daten aus [44]) nicht heit und Zuverlässigkeit des Stromversorgungssystems
einspeisen. In Bezug auf die Leistung hat diese Anlage zu gewährleisten (z. B. Staudinger Block 4).
1185 h (fast 50 Tage) Stromerzeugung nicht realisiert, Netzreservekraftwerke werden nicht wegen unzu
also „verloren“ (Volllaststundenäquivalent in T abelle 1). reichender Erzeugungskapazitäten benötigt, sondern
In Anbetracht der Betriebsstunden und der Sensibilität wegen exzessiver Stromübertragung und der daraus
für die Kostenverteilung in Abbildung 8 scheint es nur resultierenden Überlastung des Übertragungsnetzes. In
eine Frage der Zeit zu sein, bis die Anlage aus betrieb der Regel werden diese Netzreservekraftwerke nur
lichen Gründen abgeschaltet wird. Das betroffene Kraft- außerhalb des Energiemarktes zur Gewährleistung der
werk erhält eine Entschädigung für nicht erzeugte Ener- Netzstabilität eingesetzt und somit ausschließlich für
gie und für seine Teilnahme an dem in [45] g eregelten Redispatch eingesetzt [43].
Redispatch-Service. Die BNA veröffentlicht regelmäßig Berichte über
Tabelle 2 für positiven Redispatch wird vom den zukünftigen Reservekraftwerksbedarf für den
süddeutschen Steinkohlekraftwerk Staudinger Block 5 kommenden Winter, zusätzlich zu denen für die
angeführt, das in der Regel eher auf der rechten Seite nächsten Jahre (z. B. [43]). Die Zahlen der jüngsten
11 Ein Pumpspeicher-Wasserkraftwerk in der Pumpmodus-Betriebsart kann auch angewiesen werden, den Stromverbrauch zu stoppen, um die Stromsenke nicht
weiter auszureizen.
12 Die so genannte Mainlinie des Flusses Main stammt von der historischen und politischen Grenze der beiden Großmächte Österreich und Preußen
im 19. Jahrhundert. Heute wird sie unter anderem von der BNA verwendet, um die Zugehörigkeit von Stromerzeugungsanlagen zum nördlichen oder
südlichen Teil Deutschlands einzuteilen.
Energiepolitik, Wirtschaft und Recht
Wachsende Herausforderungen bei sich veränderndem Erzeugungsportfolio ı Kai Kosowski und Frank Diercksatw Vol. 66 (2021) | Ausgabe 6 ı November
12,000 Domestic International Sum 11,430
10,647
10,000
Capacity [MW]
D 15
8,383 8,042
8,000 7,660
6,598 6,598 6,596
6,000
4,000 3,024
2,559 2,945
ENERGIEPOLITIK, WIRTSCHAFT UND RECHT
2,000 1,472
0
2011/12 2012/13 2013/14 2014/15 2015/16 2016/17 2017/18 2018/19 2019/20 2020/21 2022/23 2024/25
Winters/Years
Start of analysis of 1. Application for Shutdown of NPP Shutdown of Abolition of Shutdown Scheduled Shutdown
Reserve Power Plant Shutdown of CCGT Grafenrheinfeld, NPP Gund- the common of NPP of NPPs Brokdorf, Grohnde,
Requirements following Irsching 4 and 5 27.06.2015 remmingen B, bidding zone Philippsburg 2, Gundremmingen C,
accelerated Phase-out (withdrawn) 31.12.2017 Germany- 31.12.2019 31.12.2021 and Emsland,
of Nuclear Power Austria Isar 2, Neckarwestheim 2,
2. Application for 3. Application for 31.12.2022
Shutdown of CCGT Shutdown of CCGT Application for Shutdown
Scheduled Shutdown
Irsching 4 and 5 Irsching 4 and 5 of CFPP Moorburg, 31.12.2021 Application for Shutdown
of CFPP Staudinger
(rejected* by BNA) (rejected* by BNA) (confirmed by BNA, shutdown of CFPP Mannheim Unit 7,
Unit 5 by Utility
preponed to January 2021, 31.12.2020 (rejected* by BNA: (#1 redispatch 2018),
moved into grid reserve status) must-run at least till 2025+)
* rejected because of systemically relevant 31.12.2025
| Abb. 10.
Gesamtleistung nationaler und internationaler Netzreservekraftwerke und ermittelter Bedarf für die Winter/Jahre (in MW) (adaptiert von [55]).
Meldungen bis zum Winter 2024/25 wurden von [55] auf die Grenzkosten). In Märkten mit hoher Durch
aufgegriffen und grafisch dargestellt, wie in Abbil- dringung erneuerbarer Energien führt dies zu einer
dung 10 zu sehen ist. Einige markante Daten und Divergenz zwischen den tatsächlichen Kosten des
Termine sind dort eingetragen, die wie Störgrößen
Systems und der Entwicklung des Strompreises auf den
für den Kapazitätsplaner wirken. Basierend auf den Großhandelsmärkten. Längerfristig werden Investoren
von der BNA veröffentlichten Berichten können auch zögern, die Strommärkte ohne ausreichende Rendite
Neubauprojekte ausgeschrieben werden. Im Fall von garantien zu rekapitalisieren oder in sie zu reinvestieren
Irsching [N5] erreicht die Energiewende absurde
[20]. Anreize für Investoren bietet in Deutschland
Extreme. Es wurde sogar von [N6] als “Irrsinn”
ein öffentliches Subventionsprogramm mit einer
beschrieben. Nach einer Ausschreibung der deutschen garantierten Vergütung, um den Ausbau erneuerbarer
ÜNB für eine neue Netzstabilitätsreserve wurde am Energien zu fördern. Diese Kosten werden auch
Standort Irsching ein neues Gaskraftwerk vergeben – es als weiterer Teil der Erneuerbare-Energien-Umlage
wird als Block 6 bezeichnet [56]. Kurioserweise getragen. Trotz niedriger Großhandelspreise führen die
beantragte der Betreiber mehrfach die Abschaltung
Kosten der Erneuerbare-Energien-Umlage dazu, dass
von Block 4 und dem hocheffizienten Block 5, siehe der Endverbraucher europaweit die teuersten End
Abbildung 10. Schon bei der behördlichen Geneh kundenpreise zahlt. Aufgrund der in den letzten Jahren
migung von Emissionen für Block 6 wurde auf den explodierenden Kosten der Umlage hat die Bundes
Antrag zur Stilllegung der Blöcke 4 und 5 angespielt regierung beschlossen, die Abgabe für Verbraucher in
[57]. Die Blöcke Irsching 4 und 5 werden von der BNA den Jahren 2021 und 2022 zu begrenzen, indem die
ebenfalls als Netzreservekraftwerke unter Vertrag verbleibenden Kosten mit staatlichen Beihilfen aus
genommen. Steuermitteln subventioniert werden [63]. Ohne diese
Schließlich wird die Bereitstellung und Anforderung Subvention würde die Umlage im Jahr 2021 um rund
von Netzreservekraftwerkskapazitäten sowie der Last- 40 % steigen [N7].
abwurf dem Aufgabenbereich der ÜNB zugeordnet [9]. Der Ausbau der erneuerbaren Energien wird von
Weitere Informationen sind in den Jahresberichten der den Verbrauchern und Steuerzahlern getragen. Aber
BNA [58], [59], [60], [61] zu finden. Der Redispatch inwiefern? Eine 100 %ige Durchdringung erneuerbarer
von Kraftwerken und Netzreservekraftwerken sowie Energien kann ohne ein Subventionsprogramm nicht
die Maßnahmen des Einspeisemanagements zur allein erreicht werden, da Investoren erneuerbarer
Beschränkung der erneuerbaren Energien spielen nicht Energien nicht in der Lage wären, eine Risikorendite zu
nur eine Rolle von zunehmender Bedeutung für die erzielen. Die Strompreise würden zu den Grenzkosten
Netzstabilität, sondern haben in den letzten Jahren auch
einen steigenden Anteil am Strompreis beansprucht, 388
siehe Abbildung 11. Die steigenden Kosten der System- 2010 2014
47
2018
dienstleistungen werden durch eine Abgabe auf den 288 51 1.881 Mio €
300 273
Stromverbrauch des Endverbrauchers bezahlt – die 35 187 76%
1.212 Mio € für Netz-
Erneuerbare-Energien-Umlage. 1.080 Mio €
36% stabilisierungs-
Aufgrund des Merit-Order-Effekts der erneuerbaren 4% 183 123
maßnahmen
635
Energien sind die Großhandelsstrompreise unter die 697
48 437 66
416
Grenzkosten selbst hocheffizienter (aber teurer) GuD- Vorhaltung Regelleistung Verlustenergie Andere
Anlagen gefallen. Obwohl ein billigeres Portfolio von Redispatch + Countertrading Entschädigungsansprüche Netzreserve (Vorhaltung + Einsatz)
Erzeugungseinheiten den Markt abdeckt, wie ursprüng- Einspeisemanagement
lich vom Erneuerbare-Energien-Gesetz vorgesehen, ist | Abb. 11.
die Stromerzeugung aus erneuerbaren Quellen oft nicht Kostenverteilung von Systemdienstleistungen in Mio. Euro mit steigendem Anteil netz
stabilisierender Maßnahmen in % (Summe orange gefärbter Segmente) (Daten aus [9], [58], [62]).
die billigste in Bezug auf die Gesamtkosten (aber nicht
Energiepolitik, Wirtschaft und Recht
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