optimierung der marktbedingungen fÜr die ......2014/04/07 · von den erneuerbaren energien hat...
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F R A U N H O F E R - I N S T I T U T F Ü R W I N D E N E R G I E U N D E N E R G I E S Y S T E M T E C H N I K I W E S
OPTIMIERUNG DER MARKTBEDINGUNGEN FÜR DIE REGELLEISTUNGSERBRINGUNG DURCH ERNEUERBARE ENERGIEN
KURZSTUDIE IM AUFTRAG DES BUNDESVERBANDES
ERNEUERBARE ENERGIE E.V. UND DER HANNOVER MESSE
Das diesem Bericht zugrundeliegende Vorhaben wurde im Auftrag des Bundesverbandes Erneuerbare Energie
e.V. und der Hannover Messe realisiert. Die Verantwortung für den Inhalt der Studie liegt bei dem Autor.
Auftraggeber:
Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE)
Hannover Messe
Auftragnehmer:
Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES)
Bereich Energiewirtschaft & Netzbetrieb
Königstor 59
34119 Kassel
www.iwes.fraunhofer.de
Autor:
Malte Jansen
malte.jansen@iwes.fraunhofer.de
+49 (0)561 / 7294 - 465
Copyright:
All Rechte des Nachdrucks, der Entnahme von Abbildungen, der Wiedergabe auf fotomechanischem oder
ähnlichen Weg und der Speicherung in Datenverarbeitungsanlagen, bleiben auch bei nur auszugsweiser
Verwertung dem Fraunhofer IWES bzw. dessen Auftraggeber vorbehalten.
KASSEL, APRIL 2014
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 3 | 46
Inhalt
1 Aufgabenstellung ............................................................................................. 5
1.1 Aufgabenstellung................................................................................................. 5
1.2 Motivation ........................................................................................................... 5
1.3 Vorgehen ............................................................................................................. 6
2 Systemdienstleistungen im Rahmen der Energiewende ............................... 8
2.1 Stromversorgung ................................................................................................. 8
2.2 Lastdeckung und Ausgleichsmaßnahmen in der Stromversorgung ....................... 8
2.3 Systemstabilität .................................................................................................... 11
3 Regelleistungspotentiale Erneuerbarer Energien .......................................... 15
3.1 Relevante Studien zum Thema Regelleistung ........................................................ 15
3.1.1 Evaluation Direktvermarktung .............................................................................. 15
3.1.2 Kombikraftwerk II ................................................................................................ 16
3.1.3 dena-Studie Systemdienstleistungen 2030 ........................................................... 16
3.1.4 TWENTIES ............................................................................................................ 17
3.1.5 Regelenergie durch Windkraftanlagen ................................................................. 17
3.1.6 Dynamische Bestimmung des Regelleistungsbedarfs ............................................ 18
3.2 Einfluss der Rahmenbedingungen auf das Regelleistungspotential von
fluktuierend einspeisenden Erneuerbaren Energien .............................................. 18
3.3 Übertragung der Studienergebnisse auf den Betrachtungszeitraum ..................... 20
3.3.1 Annahmen und Datenqualität .............................................................................. 20
3.4 Optimale Bedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare
Energien .............................................................................................................. 21
3.4.1 Energetische Potentiale ........................................................................................ 22
3.4.2 Potentiale im Zeitverlauf ....................................................................................... 24
3.4.3 Ökonomische Potentiale ...................................................................................... 25
4 Regelleistungspotentiale Erneuerbarer Energien unter realen
Marktbedingungen ........................................................................................... 27
4.1 Beschreibung der Marktbedingungen .................................................................. 27
4.2 Anpassungen an das reale Marktmodell ............................................................... 29
4.3 Angebotspotentiale durch die Regelleistungsbereitstellung von fluktuierend
einspeisenden Erneuerbaren Energien unter realen Marktbedingungen ............... 31
4.4 Potentialnutzung im Zeitverlauf ............................................................................ 32
4.5 Ökonomische Potentiale ...................................................................................... 34
4.6 Reales Gebotsverhalten & Pooling ........................................................................ 35
5 Vergleich und Fazit ........................................................................................... 37
5.1 Potentialunterschiede durch Marktbedingungen .................................................. 37
5.2 Handlungsempfehlung ......................................................................................... 39
6 Literatur ............................................................................................................. 43
7 Begriffsdefinitionen .......................................................................................... 45
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 4 | 46
Abbildungsverzeichnis
Abbildung 1: Teilnahme steuerbarer Erneuerbarer Energien am Regelleistungsmarkt
(Lange et. al 2014) ...................................................................................... 15
Abbildung 2: Kumulierte Regelleistungspotentiale des 30 GW Windpools und des
30 GW Photovoltaikpools ohne Marktrestriktionen ..................................... 22
Abbildung 3: Kumulierte Regelleistungspotentiale des 5 GW Windpools und des 5 GW
Photovoltaikpools ohne Marktrestriktionen ................................................. 23
Abbildung 4: Potentiale zur Deckung der negativen Regelleistung ohne
Marktrestriktionen (30 GW) ........................................................................ 24
Abbildung 5: Potentiale zur Deckung der negativen Regelleistung ohne
Marktrestriktionen (5 GW) ......................................................................... 24
Abbildung 6: Wirtschaftliche Potentiale negativen Minutenreservebereitstellungdurch
Wind- und Photovoltaikanlagen ohne Marktrestriktionen (30 GW) ............. 25
Abbildung 7: Wirtschaftliche Potentiale negativen Minutenreservebereitstellungdurch
Wind- und Photovoltaikanlagen ohne Marktrestriktionen (5 GW) ............... 26
Abbildung 8: Kumulierte Regelleistungspotentiale des 30 GW Windpools und des
30 GW Photovoltaikpools unter realen Marktbedingungen ......................... 31
Abbildung 9: Kumulierte Regelleistungspotentiale des 5 GW Windpools und des 5 GW
Photovoltaikpools unter realen Marktbedingungen ..................................... 32
Abbildung 10: Potentiale zur Deckung der negativen Regelleistung unter realen
Marktbedingungen (30 GW) ....................................................................... 33
Abbildung 11: Potentiale zur Deckung der negativen Regelleistung unter realen
Marktbedingungen (5 GW GW) .................................................................. 33
Abbildung 12: Wirtschaftliche Potentiale negativen Minutenreservebereitstellungdurch
Wind- und Photovoltaikanlagen unter realen Marktbedingungen
(30 GW) ...................................................................................................... 34
Abbildung 13: Wirtschaftliche Potentiale negativen Minutenreservebereitstellungdurch
Wind- und Photovoltaikanlagen unter realen Marktbedingungen
(30 GW) ...................................................................................................... 35
Abbildung 14: Angebotspotentiale eines Pools aus Windenergieanlangen und
Gasturbinen (Speckmann et. al 2014) ......................................................... 36
Tabellenverzeichnis
Tabelle 1: Marktbedingungen auf dem deutschen Markt für Regelleistung ......................... 28
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 5 | 46
Aufgabenstellung
1 Aufgabenstellung
1.1 Aufgabenstellung
Diese Kurzstudie im Auftrag des Bundesverbandes Erneuerbare Energie e.V. (BEE) und
der Hannover Messe dient zur Darstellung der Möglichkeiten der Bereitstellung von
Systemdienstleistungen, insbesondere der Regelleistungsbereitstellung, durch
Erneuerbare Energien.
Diese Kurzstudie baut auf Ergebnissen aus verschiedenen vorausgegangenen
nationalen und internationalen Projekten auf. In diesen Projekten wurden die Potentiale
für die Erneuerbaren Energien ermittelt. Dabei wurde aber bewusst auf den Einbezug
der realen Marktbedingungen bei der Potentialermittlung verzichtet, um die Potentiale
unverzerrt darzustellen. Aus diesem Grund macht diese Kurzstudie sich zum Ziel, diese
theoretischen Potentialuntersuchungen mit Potentialen unter realen Marktbedingun-
gen zu vergleichen. In Abstimmung mit den Marktteilnehmern werden im Rahmen
dieser Studie mögliche reale Marktbedingungen erläutert, welche sich derzeit in der
Diskussion befinden. Dadurch können jene Marktregelungen bestimmt werden, welche
mit hoher Wahrscheinlichkeit bei einer Umsetzung den Regelenergiemarkt für die
Erneuerbaren Energien und im Speziellen für Windkraft- und Photovoltaikanlagen
stärker öffnen.
1.2 Motivation
Im Zuge der Energiewende wird in Deutschland inzwischen mehr als 25% der
verbrauchten Elektrizität aus Erneuerbaren Energie bereitgestellt. Diese Energie speist
sich zu einem großen Teil aus Windenergie- und Photovoltaikanlagen, Wasserkraft und
Biomasse. Mit diesem steigenden Anteil Erneuerbarer Energien in der Energieversor-
gung wird es zunehmend wichtig, dass sich auch Erneuerbare Energien an der
Bereitstellung von Systemdienstleistungen beteiligen. Dies gilt insbesondere für die
Zeiten, in denen es ein großes Angebot von volatiler erneuerbarer Erzeugung
vorhanden ist.
Mit der 2012er EEG-Novelle ist der Weg zur Direktvermarktung mit einem
Marktprämienmodell eröffnet worden. Damit wird es Erneuerbaren Energien seit
Anfang 2012 auch im Rahmen des EEG ermöglicht, an verschiedenen Märkten
teilzunehmen. Durch den Wegfall des Doppelvermarktungsverbotes kann damit parallel
zur Teilnahme am Spot-Markt auch an Märkten für die Bereitstellung von Sys-
temdienstleistungen teilgenommen werden. In diesem Kontext wird Regelleistung
bereits von Biogasanlagen und Wasserkraftwerken erfolgreich bereitgestellt.
Windenergieanlagen oder Photovoltaikparks haben bisher allerdings keine
Regelleistung bereitgestellt. Dies liegt hauptsächlich daran, dass die Regularien für den
Regelleistungsmarkt eine Teilnahme volatiler Erzeugung derzeit nicht ermöglichen.
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 6 | 46
Aufgabenstellung
Derzeit sind kleinere Anpassungen der derzeitig gültigen Marktbedingungen in der
Diskussion, um die Teilnahme fluktuierend einspeisender Erneuerbaren Energien zu
ermöglichen. Doch diese Anpassungen schaffen Marktregeln, welche für volatile
Erzeuger nicht ausreichend geeignet sind. Aus diesem Grund zeigt diese Studie
Unterschiede zwischen dem Potential unter idealen Bedingungen und dem Potential
unter Anwendung heutiger Marktregeln auf.
Eine gleichberechtigte Regelleistungsbereitstellung aller Regelleistungsarten durch
fluktuierend einspeisende Erneuerbare Energien wäre in Europa einmalig. Bisher gibt
es wenige Regelungen in Europa, welche den fluktuierend einspeisenden Erneuerbaren
Energien den Zugang zu einzelnen Systemdienstleistungsmärkten eröffnet. In
Dänemark stellen Windenergieanlagen bereits Regelenergie bereit, der Zugang zum
Reserveleistungsmarkt bleibt aber verwehrt. In Irland stellen Windenergieanlagen
bereits Primärregelleistung bereit. Eine Umstellung der Marktbedingungen zugunsten
fairer Wettbewerbsbedingungen aller Teilnehmer stellt für Betreiber, Hersteller von
Windenergieanlagen und Virtuellen Kraftwerken sowie Direktvermarkter eine neue
Herausforderung dar. Viele technische Innovationen sind im Zuge dessen schon
entstanden oder noch zu erwarten. Eine derartige Einbindung der Erneuerbaren wird
nicht nur Deutschlands Vorreiterrolle gerecht sondern stärkt substantiell auch die
Wettbewerbsfähigkeit der Unternehmen im internationalen Kontext.
Nicht zuletzt geht es auch darum, die Energiewende als solche weiterzuführen. Dazu
gehören auch die sukzessive Flexibilisierung der Anlagen und die Reduzierung von
„Must-Run“-Kraftwerken. Durch eine weitestgehende Bereitstellung der Regelleistung
aus Erneuerbaren Energien, kann die Sockelleistung, welche nur am Netz ist, um
Systemdienstleistungen zu erbringen, signifikant reduziert werden und weitere
CO2-Einsparungen generieren. Die Auswertungen von (Grunwald et. al 2012) kommen
zu dem Ergebnis, dass diese Sockelleistung thermischer Kraftwerke für die
Regelleistungsbereitstellung bis zu 13,5 GW beträgt. Ein anderes Gutachten
(FGH et. al 2012) kommt zu dem Schluss, dass diese Sockelleistung zwischen 8 GW
und 25 GW beträgt. Eine Leistung im Energiesystem, welche nicht konstant durch
Erneuerbare Energien bedient werden kann, ist daher ein Grund zur Abregelung von
Anlagen, insbesondere bei hoher Einspeisung aus fluktuierend einspeisenden
Erneuerbaren. Vorrangig für die Bereitstellung von Regelleistung aus Erneuerbaren
Energien ist der Umstand, dass bei hoher Einspeisung ein großer Regelenergiebedarf
besteht, welcher zusätzlich die Sockellast erhöhen könnte.
1.3 Vorgehen
In diesem Abschnitt wird das Vorgehen der Studie erläutert. Dabei wird auf die zuerst
der allgemeine Rahmen für die Notwendigkeit von Systemdienstleistungen gesetzt, um
die Studie in ihren Kontext zu setzen. Der Schwerpunkt der Studie liegt dabei auf den
Herausforderungen welche sich durch die fluktuierend einspeisenden Erneuerbaren
Energien ergeben im Kontext der Regelleistung ergeben und welche Lösungsmöglich-
keiten es gibt. Um Hindernisse und Lösungsmöglichkeiten darzustellen ist die Studie in
drei Teile ausgeteilt. Die konkreten Schritte in der Studie sind:
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 7 | 46
Aufgabenstellung
1. Es werden relevante vorangegangene Arbeiten zum Thema Regelleistung aus
Erneuerbaren Energien dargestellt. Dies beinhaltet Ergebnisse aus verschiede-
nen Projekten („TWENTIES“, „Regelenergie durch Windkraftanlangen“, Kom-
bikraftwerk II“, „Dynamische Bedarfsdimensionierung“) und Studien
(„Evaluation Direktvermarktung“, „dena-Studie Systemdienstleistungen
2030“) in denen die Regelleistungsbereitstellung aus Windenergie- und Photo-
voltaikanlagen, Biomasseanlagen und Wasserkraftwerken untersucht wurden.
Dieses Kapitel erlaubt es, den derzeitigen Stand zu erfassen und erläutert die
wichtigsten Bedingungen zu benennen unter denen eine Regelleistungsbereit-
stellung durch Erneuerbare Energien stattfinden könnte.
2. Die vorangegangenen Studienergebnisse werden für die fluktuierend einspei-
senden Erneuerbaren Energien auf das Jahr 2013 übertragen. Die Potentiale
unter verschiedenen möglichen Bedingungen werden dargestellt, um die für
die fluktuierend einspeisend Erneuerbaren Energien besten Bedingungen zur
Regelleistungsbereitstellung zu ermitteln. Es werden aus dieser Auswahl ideale
Marktbedingungen identifiziert, welche im Folgenden als Vergleich dienen
werden.
3. Die derzeitigen Marktbedingungen werden in Absprache mit den Marktteil-
nehmern erörtert. Die Potentiale unter realen Bedingungen werden ermittelt
und mit den Potentialen unter idealen Bedingungen aus (2) verglichen.
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 8 | 46
Systemdienstleistungen im
Rahmen der Energiewende
2 Systemdienstleistungen im Rahmen der Energiewende
2.1 Stromversorgung
Während heute durch den Einsatz von gespeicherter fossiler und nuklearer Energie
Schwankungen auf der Nachfrageseite ausgeglichen werden, gilt es, in einem System
mit hohen Anteilen Erneuerbarer Energien wetterbedingte Schwankungen der
Angebotsseite mit dem schwankenden Energiebedarf zu synchronisieren. Dies stellt
besondere Anforderungen an die Integration der Erneuerbaren Energien in das
elektrische Energieversorgungssystem dar.
In der Studie „Leitszenarien 2011“ (Nitsch, et. al 2012) konnte in einem Szenario
gezeigt werden, dass eine hauptsächlich erneuerbare Stromversorgung in Zukunft
möglich ist. Dazu müssen die richtigen Weichen jetzt gestellt werden, was
hauptsächlich den Netzausbau, den Ausbau flexibler Anlagen und die europäische
Verknüpfung betrifft.
Von den Erneuerbaren Energien hat Wind den größten Anteil an der Versorgung.
Photovoltaik deckt insbesondere im Sommer die Lastspitzen ab. Eine ebenso wichtige
Rolle spielen die flexiblen Kapazitäten und das Lastmanagement. Die Studie
„Leitszenarien 2011“ geht dabei davon aus, dass Elektrofahrzeuge sowie ggf. die
Erzeugung von Wasserstoff dafür genutzt werden, um Erzeugungspitzen von Wind-
und Solarenergie auszugleichen.
Das Projekt „Regeneratives Kombikraftwerk 1“ (Mackensen, Rohrig, Emanuel 2008)
hat mit einer Skalierung von 1/10000 gezeigt, dass eine Versorgung der deutschen
Stromnachfrage mit Erneuerbaren Energien und Speichern allein möglich ist. Es wurde
nachgewiesen, dass die Schwankungen der Stromeinspeisung aus Wind- und
Solarenergie durch wetterunabhängige Anlagen wie Biomasse, Wasserkraft und
Speicher ausgeglichen werden können und somit eine 100%ig regenerative
Stromversorgung in Deutschland möglich ist. Seit dem Abschluss des Projekts hat sich
der Anteil der Erneuerbaren Energien noch einmal stark erhöht, von einem
Nischendasein kann nicht mehr gesprochen werden. Der weitere Ausbau bis hin zu
einer überwiegend erneuerbaren Stromversorgung ist offizielles Ziel der Bundesregie-
rung und wird vom Großteil der Gesellschaft getragen, trotz der politischen Debatte zu
den Kosten der Energiewende.
2.2 Lastdeckung und Ausgleichsmaßnahmen in der Stromversor-gung
Der zunehmende Ausbau der Erneuerbaren Energien hat einen steigenden Bedarf an
Regelleistung zur Folge, dessen Höhe zukünftig stark durch die Prognosegüte für die
Wind- und Photovoltaik-Einspeisung bestimmt wird. Die Leitstudie kommt zu dem
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Systemdienstleistungen im
Rahmen der Energiewende
Schluss, dass eine tägliche Ausschreibung es dem Kraftwerkspark ermöglicht, sich in
der Bereitstellung von Regelleistung flexibel an die zu erwartende Einspeisung aus
Erneuerbaren Energien anzupassen. Aus diesem Grund wären Änderungen der
Marktbedingungen empfehlenswert.
Durch die Fluktuation volatil einspeisender Erneuerbarer Energien entstehen
Schwankungen in der Residuallast. Um diese Schwankungen zu dämpfen, sind auf der
Stundenbasis Ausgleichsmaßnahmen notwendig. Dabei stehen vielfältige Lastaus-
gleichsoptionen zur Verfügung, welche die Residuallast weitgehend glätten können.
Damit diese Optionen zur Verfügung stehen, bedarf es unter Umständen eines
Anreizsystems, insbesondere im Hinblick auf die gesicherte Erzeugung. Die wichtigsten
Optionen sind angelehnt an (Krzikalla et. al 2013) und ohne Anspruch auf
Vollständigkeit im Folgenden ausgeführt:
1. Konventionelle Kraftwerke und Kraft-Wärme-Kopplungs-Anlagen
Die heute vorhandenen konventionellen Kraftwerke und KWK-Anlagen decken
(zusammen mit Pumpspeichern) einen großen Teil der benötigten Flexibilität
ab. Sie decken üblicherweise die Lücke zwischen dem Stromangebot durch
fluktuierend einspeisende Erneuerbaren Energien und der Nachfrage und stel-
len gleichzeitig eine Reihe von Systemdienstleistungen bereit. Durch die zu-
nehmenden Mengen von Erneuerbaren Energien am Spotmarkt sinken die
Einsatzstunden allerdings rapide. Darüber hinaus sind KWK-Anlagen in ihrer
Flexibilität beschränkt, da sie eine definierte Wärmenachfrage bedienen müs-
sen. In Zukunft können außerdem stärkere Lastgradienten gefordert sein, um
die fluktuierend einspeisenden Erneuerbaren Energien auszugleichen, weshalb
die heutige Flexibilität aus den konventionellen Erzeugungsanlagen u.U. nicht
ausreichend ist. Dies gilt insbesondere für Braunkohlekraftwerke und Atom-
kraftwerke, welche hauptsächlich die Grundlast bedienen.
2. Bedarfsgerechte Stromerzeugung aus Erneuerbaren Energien
fluktuierend einspeisende Erneuerbaren Energien:
Ein aktives Einspeisemanagement von fluktuierend einspeisenden Erneuerba-
ren Energien könnte helfen die Einspeiseleistung besser an die Nachfrage an-
zupassen. Das kann die Abschaltung einzelner Anlagen bedeuten, oder die
Begrenzung der Gradienten der Anlagen. Dies kann notwendig werden, wenn
die Residuallast sehr gering ist und der Ausgleich des Systems nur über kon-
ventionelle Kraftwerke stattfindet. Diese werden dann als Must-Run-
Kraftwerke priorisiert, da sie für die Systemdienstleistungen unabdingbar sind.
Werden Systemdienstleistungen aus anderen Quellen bereitgestellt, kann die
Sockellast somit reduziert werden.
Biomasse:
Flexibilität ist auch für Biomasseanlagen notwendig. In Zeiten von Wind- und
Solarstromüberschüssen muss vermieden werden, dass zeitgleich Biomassean-
lagen einspeisen. Durch die EEG-Flexibilitätsprämie ist hier für Biogas ein erstes
Instrument geschaffen worden. Für die Flexibilisierung der Biogasanlagen sind
Gasspeicher und/oder Wärmespeicher notwendig sowie eine höhere Leistung
des BHKW. Ohne diese Maßnahmen setzt der kontinuierlich betriebene Fer-
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 10 | 46
Systemdienstleistungen im
Rahmen der Energiewende
menter starke Grenzen zur Flexibilisierung. Für feste Biomasseanlagen bietet es
sich an, den ohnehin vorhandenen Speicher des Brennstoffes zu nutzen und
bedarfsgerecht zu befeuern. Längerfristig wird ein hoher Biomasse-Anteil im
Gasnetz mittels Biomethan und ggf. auch Holzgas anzustreben sein. Damit ist
ein saisonaler Ausgleich möglich, welcher die vorhandene Gasinfrastruktur
nutzt. Aus diesen Überschüssen würden auch konventionelle Kraftwerke be-
feuert werden können.
3. Lastmanagement:
Industrie:
Grundsätzlich gibt es in der Industrie ein großes Potential, industrielle Prozesse
zeitlich zu verlagern. Das bedeutet, dass zu einem Zeitpunkt eine Lastreduktion
stattfindet, welche durch eine Lasterhöhung zu einem späteren Zeitpunkt wie-
der kompensiert wird. Gleiches gilt auch für den Fall, dass die Last zu einem
Zeitpunkt erst erhöht wird, um sie später entsprechend zu reduzieren. Eine
Anwendung wäre dabei ein Kühlhaus, welches Tiefkühlware tiefer kühlt als
notwendig, um die Energie zu speichern. Dafür kann zu einem späteren Zeit-
punkt die Kühlung für einen Moment weniger beansprucht werden.
Haushalte:
Stromanwendungen im Haushaltsbereich funktionieren prinzipiell ähnlich wie
industrielle Anwendungen, behandeln jedoch andere Anlagen. Zusätzlich dazu
ist beim Lastmanagement im Haushalt ein erhöhter Organisationaufwand zu
beachten. Typische Anlagen sind Waschmaschinen, Trockner und Kühl- bzw.
Gefrierschränke. Flexible, stromgeführte Wärmepumpen bieten ein zusätzli-
ches Lastverlagerungspotenzial, wenn sie die thermische Speicherfähigkeit der
Gebäudehülle mit einbeziehen. Die Hebung dieser Potentiale kann sich als
schwierig gestalten und bedarf entsprechender Anreizsystem, wie z.B. Erneu-
erbare-Energien-variable Stromtarife.
Power-to-Heat:
Überschüssiger Strom aus Erneuerbaren Energie kann zur Erzeugung von
Warmwasser genutzt und gespeichert werden. Zum einen kann er direkt ge-
nutzt werden um einen fossil gefeuerten Kessel ersetzen, welcher bedarfsge-
recht Wärme bereitstellt. Zum anderen könnte er in Kombination mit einem
Wärmespeicher die Wärme speichern. Das gespeicherte warme Wasser wird
dann entnommen, wenn eine Wärmenachfrage besteht. Ohne diese Maß-
nahmen würden Erzeuger abgeregelt werden müssen. Derzeit wird Power-to-
Heat vor allem in Fern- und Nahwärmenetzen genutzt, kann aber auch in klei-
nere Anwendungen mit Speichern genutzt werden.
4. Speicher
Pumpspeicher:
Der Einsatz von Pumpspeichern bietet in Deutschland nur ein sehr begrenztes
Potential, um einen langfristigen Ausgleich zu ermöglichen. Als Kurzzeitspei-
cher ermöglichen sie den Ausgleich über den Zeithorizont von einigen Stun-
den. Die Potentiale für neue Pumpspeicher sind in Deutschland stark begrenzt.
Die Wirtschaftlichkeit ist derzeit stark umstritten. Den Anschluss an skandinavi-
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 11 | 46
Systemdienstleistungen im
Rahmen der Energiewende
sche Wasserkraft gilt perspektivisch als Ziel zur besseren Nutzung vorhandener
Speicher, welche auch den Langzeitausgleich ermöglichen.
Batterien:
Batterien haben ein sehr geringes Potential, große Mengen an Energie zu spei-
chern. Allerdings sind sie gut für Anwendungen geeignet, welche primär die
Leistung abfragen. Ähnlich wie Kondensatoren könnten sie innerhalb kurzer
Zeit hohe Leistungen abgeben, welche dem Energiesystem dann für einen sehr
kurzen Zeitraum als Ausgleichsmöglichkeit bereit steht
Power-to-Gas
Die letzte Ausgleichsoption sind Gasspeicher als Langzeitspeicher. Gas aus
Power-to-Gas-Anwendungen (EE-Wasserstoff und EE-Methan) könnte fossile
Energieträger in ihrer Speicherfunktion ablösen. Die langfristigen Potentiale
einzelner Speichersysteme sind dabei nur schwer zu bestimmen. Der Speicher-
bedarf hängt dabei vor allem von der restlichen Flexibilität im Energiesystem
ab. Für den kurzzeitigen Ausgleich eignen sich diese Speicher aufgrund ihrer
hohen Energieverluste nicht.
In den Szenarien der Leitstudie führt der Einsatz dieser Optionen dazu, dass unter
idealen Bedingungen keine nennenswerten Energieüberschüsse (TWh) entstehen und
die Last jederzeit gedeckt werden kann. Aus der volkswirtschaftlichen Sichtweise sollte
zunächst die effizienteste und kostengünstigste Flexibilitätsoption eingesetzt werden,
um möglichst effizienten Klimaschutz umzusetzen. Insgesamt kann durch den Einsatz
der Ausgleichsoptionen die Abregelung von Erneuerbaren Energien vermieden werden.
Besondere Bedeutung kommt hierbei den Biogasanlagen zu, welche statt der
derzeitigen Einspeisung in Grundlast flexibel mit einer Auslastung von ca. 4000
Volllaststunden eingesetzt würden.
2.3 Systemstabilität
Tatsächlich ist es für die Stromversorgung nicht ausreichend immer nur genügend
Energie im System zu haben, sondern auch die entsprechenden notwendigen
Netzdienstleistungen jederzeit bereitstellen zu können. Die Versorgungszuverlässigkeit
wird nicht nur über die bilanzielle Versorgung definiert, sondern durch die tatsächliche
Verfügbarkeit zu jedem Zeitpunkt. Das bedeutet, dass es nicht reicht, jede Stunde im
Jahr genügend Energie zur Verfügung zu haben, sondern diese Energie in genau dem
Moment zur Verfügung zu stellen, in dem Sie benötigt wird. Dies hat einen Einfluss auf
die Netzstabilität.
Netzstabilität wird über Netzkenngrößen definiert, welche eingehalten werden müssen,
damit die Anlagen am Netz sicher betrieben werden können. Die Netzstabilität setzt
sich durch die Anforderungen an Netzfrequenz und Netzspannung zusammen, welche
zu jedem Zeitpunkt innerhalb sehr kleiner Toleranzkorridore um die Sollfrequenz und
Sollspannung befinden muss. Darüber hinaus müssen die Größen nach Störungen oder
Ab- und Zuschaltungen von Netzbetriebsmitteln innerhalb einer kurzen, festgelegten
Zeit in diesen Toleranzkorridor zurückkehren. Die so genannten Systemdienstleistungen
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 12 | 46
Systemdienstleistungen im
Rahmen der Energiewende
dienen zur Aufrechterhaltung der Netzstabilität. Zu diesen Systemdienstleistungen
gehören Frequenz- und die Spannungshaltung, der Versorgungswiederaufbau
(Schwarzstart) im Fehlerfalle und das Netzengpassmanagement (Redispatch). Diese
werden durch ganz unterschiedliche Anlagen zu unterschiedlichen Konditionen
erbracht.
Derzeit werden die Systemdienstleistungen mehrheitlich noch aus konventioneller
Erzeugung bereitgestellt. Die Notwendigkeit des Betriebs konventioneller Anlagen wird
häufig auch über eine möglicherweise gefährdete Netzstabilität gerechtfertigt, wenn
diese nicht mehr vorhanden wären. Diese Kraftwerke werden häufig als systemrelevan-
te Komponente der Energieversorgung definiert, weshalb ein Weiterbetrieb zwingend
nötig ist.
In Zukunft wird es wichtig sein, dass alle Systemdienstleistungen durch die in
Kapitel 2.2 genannten Flexibilisierungsoptionen erbracht werden können. Das Projekt
Kombikraftwerk II hat hier gezeigt, dass dies in einem Szenario mit 100% Erneuerbaren
Energien erfolgreich gelingen kann. Eine Übersicht über die verschiedenen
Systemdienstleistungen ist nachfolgend aufgeführt:
1. Frequenzhaltung mit Hilfe von Regelleistung
Die Frequenz ist im gesamten Synchronnetz an allen Orten nahezu identisch.
Die Frequenzstabilität ist gefährdet, wenn die Frequenz deutlich von dem Soll-
wert von 50 Hz abweicht. Die Frequenz ändert sich, wenn Verbrauch und Ein-
speisung nicht exakt identisch ist. Dies kann durch Abweichungen von der
geplanten Erzeugung (Kraftwerksausfälle, Wind- und Photovoltaik-
Prognosefehler) oder der prognostizierten Last verursacht werden. Die Netz-
frequenz darf dabei im europäischen Synchronnetz der ENTSO-E Regional-
gruppe Kontinentaleuropa nicht mehr als ±200 mHz von der Sollfrequenz von
50 Hz abweichen. Über diesen Bereich hinaus wird der Bereich der normalen
Betriebsführung verlassen und es werden je nach Situation Lasten oder Kraft-
werke abgeschaltet. Schwankungen innerhalb des ±200 mHz Toleranzbandes
werden kurzfristig durch den Einsatz von Regelleistung ausgeglichen.
Zum Ausgleich des Ungleichgewichts zwischen Erzeugung und Verbrauch
kann positive und negative Regelleistung eingesetzt werden, welche mit unter-
schiedlichen Aktivierungszeiten eingesetzt werden kann. Die für die Frequenz-
haltung verantwortlichen Übertragungsnetzbetreiber halten
Primärregelleistung, Sekundärregelleistung und Minutenreserve vor, welche
sich vor allem in ihrer Aktivierungszeit unterscheiden. In der Regionalgruppe
Kontinentaleuropa der ENTSO-E muss Primärregelleistung innerhalb von 30
Sekunden zur Verfügung stehen, Sekundärregelleistung innerhalb von fünf
Minuten und Minutenreserve innerhalb von 15 Minuten.
Die verschiedenen Regelleistungsprodukte werden in Deutschland über Aus-
schreibungen durch die Übertragungsnetzbetreiber beschafft. Die ausgeschrie-
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 13 | 46
Systemdienstleistungen im
Rahmen der Energiewende
bene Menge wird mit Hilfe des Graf-Haubrich-Verfahrens1 alle drei Monate für
die folgenden drei Monate bestimmt.
2. Spannungshaltung und Blindleistungsmanagement
Die Spannungsstabilität eines Stromnetzes ist nur gegeben, wenn die Span-
nung an allen Punkten des Netzes innerhalb der Toleranzbereiche um den
jeweiligen Sollwert liegt. Die Spannung ist in den einzelnen Netzbereichen
lokal unterschiedlich. Sie variiert durch die Auslastung einzelner Netzkompo-
nenten. Je stärker die Komponente belastet ist, desto größer ist der Span-
nungsabfall an ihr. Dabei wird die Auslastung der Betriebsmittel nicht nur
durch Wirkleistung hervorgerufen, sondern in Abhängigkeit der Auslastung
auch durch Blindleistung. Die Auslastung ist somit von der Scheinleistung ab-
hängig. Üblicherweise kann durch Stufenstellertrafos die Spannung am Anfang
der Leitung erhöht werden, damit der netztechnisch gesehen letzte Abnehmer
noch eine ausreichende Spannung vorfindet. Dieses Vorgehen ist aber durch
den Spannungsabfall auf der Leitung begrenzt. Am Trafo kann die Spannung
nur soweit erhöht werden, dass der netztechnisch gesehene erste Abnehmer
keine Überspannung feststellt. Insbesondere in Netzen mit hoher Einspeisung
aus fluktuierend einspeisenden Erneuerbaren Energien, im Niederspannungs-
netz hauptsächlich Photovoltaikanlagen, entsteht eine negative vertikale Netz-
last. Das bedeutet, dass Strom aus dem Ortsnetz ins Verteilnetz gespeist wird.
Die Spannungsregelbarkeit durch den Trafo ist damit stark begrenzt. Die
Spannung muss somit stärker durch einzelne Einheiten im Netz selber gesteu-
ert werden, was hauptsächlich über die Blindleistung geschehen kann.
Dieses Blindleistungsmanagement ist die Kompensation von Blindleistung
durch Netzkomponenten mit dem Ziel, die Blindleistungsübertragung zu ver-
ringern, um somit die übertragbare Wirkleistung zu erhöhen oder den Span-
nungsabfall zu verringern. Dies führt dann dazu, dass die Spannung in jedem
Netzteil innerhalb der Grenzen gehalten werden kann. Derzeit findet Blindleis-
tungsmanagement hauptsächlich durch entsprechende Kondensator- und
Spulenanordnungen statt. In Zukunft wird es wichtig werden, dass die Blind-
leistung auch aus den dezentralen Einheiten am Netz erbracht werden kann.
Viele der heutigen Anlagen sind durch die technischen Anschlussbedingungen
bereits zu einem definierten Spannungsverhalten verpflichtet. Das beinhaltet
auch das Verhalten im Fehlerfalle.
3. Netzengpassmanagement durch Redispatch
Bei der Bewirtschaftung des Stromnetzes in Deutschland wird angenommen,
dass innerhalb einer Regelzone keine Netzengpässe auftreten. Gleiches gilt für
die Grenzen zwischen den Übertragungsnetzbetreibern innerhalb Deutsch-
1 Das Graf-Haubrich-Verfahren dient den Übertragungsnetzbetreibern zur Bestimmung des Bedarfs an
Sekundär- und Minutenreserveleistung. Dabei werden die in den letzten zwölf zurückliegenden Monaten
aufgetreten Fehler genutzt um den Regelleistungsbedarf zu dimensionieren. Diese Verfahren wird alle drei
Monate angewandt um den Regelleistungsbedarf für drei die nächsten drei Monate zu bestimmen.
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 14 | 46
Systemdienstleistungen im
Rahmen der Energiewende
lands. Aus diesem Grund wird der Kraftwerksabruf alleinig aufbauend auf den
Abrufkosten organisiert. Netzrestriktionen werden bei dieser Planung nicht
berücksichtigt. In der Realität gibt es im Übertragungsnetz nur eine endliche
Übertragungskapazität. Dies kann zur Folge haben, dass die zuvor geplante
Menge nicht frei im Netz verteilt wird. Dies ist insbesondere der Fall wenn gro-
ße Mengen Windenergie im Norden Deutschlands in den Süden transportiert
werden sollen. Durch die Beschränkungen der Übertragungskapazitäten müs-
sen die Mengen, welche nicht transportiert werden können, abgeregelt wer-
den und an anderer Stelle ersetzt werden. Damit das Energiesystem wieder im
Gleichgewicht ist, werden derzeit hauptsächlich Windenergieanlagen im Nor-
den Deutschlands abgeregelt und steuerbare fossile Kraftwerke im Süden
Deutschlands zugeschaltet. Die Übertragungsnetzbetreiber in Deutschland
beschaffen diese Leistung aufbauend auf bilateral geschlossenen Verträgen mit
einzelnen Kraftwerken.
Die Problematik beginnt bereits bei Annahmen in der der Planung, welche
davon ausgehen, dass es keine Netzengpässe geben wird. Dies entspricht nicht
der Realität und ist eine Schwäche des derzeitigen Marktdesigns. Besonders im
Hinblick auf den weiteren Ausbau der Erneuerbaren Energien ist es wichtig,
dort gegen zu steuern. So könnte die Einrichtung von regionalen Preiszonen
nach skandinavischem Vorbild diesem Umstand Rechnung tragen. Dadurch
ließen sich überregionale Netzengpässe schon bei der Planung vermeiden.
4. Versorgungswiederaufbau durch Schwarzstartfähigkeit
Im Falle eines Zusammenbruchs des Stromnetzes aufgrund der Verletzung der
Netzstabilität müssen Anlagen in der Lage sein die Versorgung wieder aufzu-
bauen. Nach dem Verlust der Synchronisierung des Stromnetzes bauen Kraft-
werke die Versorgung dezentral wieder auf. Dies geschieht durch stufenweise
Zuschaltung kleiner Verbrauchergruppen bis schließlich der gesamte Bereich
wieder versorgt ist. Anschließend werden die Teilnetze wieder synchronisiert
und der Netzbetrieb in einen normalen Zustand zurück gebracht.
In einem zukünftigen Energieversorgungssystem ist es wichtig, dass auch der
Versorgungswiederaufbau durch Erneuerbare Energien möglich ist. Dies ist
zum Beispiel durch den Inselbetrieb einzelner Verteilnetze durch Erneuerbare
Energien möglich. Anschließend wird aus diesen Verteilnetzen der Versor-
gungswiederaufbau durchgeführt.
Die Regelleistungsbereitstellung ist derzeit die einzige Systemdienstleistung, für die es
einen Markt gibt. Alle anderen genannten Systemdienstleistungen werden entweder
über die Netzanschlussbedingungen geregelt oder bilateral durch die Übertragungs-
netzbetreiber beschafft. Aus diesem Grund wird sich diese Studie zentral mit den
Bedingungen der Regelleistungserbringung befassen.
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 15 | 46
Regelleistungspotentiale
Erneuerbarer Energien
3 Regelleistungspotentiale Erneuerbarer Energien
3.1 Relevante Studien zum Thema Regelleistung
3.1.1
Evaluation Direktvermarktung
Das Arbeitspapier „Regelleistungsbereitstellung von Erneuerbaren Energien in der
Direktvermarktung – Auswirkungen, Potenziale und Weiterentwicklung“ im Projekt
„Laufende Evaluierung der Direktvermarktung von Strom aus Erneuerbaren Energien“
(Lange et. al 2014) betrachtet die Regelleistungsbereitstellung aus steuerbaren
Erneuerbaren Energien. Es wird gezeigt, dass ca. 1.050 MW an Erneuerbaren Energien
am Regelleistungsmarkt genutzt werden. Davon entfallen rund 230 MW auf
Wasserkraftanlagen. Der Rest von 820 MW entfällt somit auf Biomasseanlagen2. Es
nehmen derzeit schätzungsweise 27 % der direktvermarkteten Biomasseanlagen am
Regelleistungsmarkt teil. Dabei ist die Aufteilung auf Sekundär- und Minutenreserve-
leistung unklar, da Anlagen für beide Märkte präqualifiziert sein können. Der
Monitoringbericht geht davon aus, dass 20-30% der oben genannten Leistung sowohl
als Minutenreserve als auch als Sekundärregelleistung angeboten werden kann. Das
regelmäßig angebotene Volumen am RL-Markt wird zudem aufgrund von
Poolabsicherung, Prognose, Verfügbarkeit der Anlagen usw. unter diesem Wert liegen.
Nachfolgend wird die Teilnahme von steuerbaren Erneuerbaren Energien am
Regelleistungsmarkt dargestellt.
2 Der Anteil der Biomasseleistung wurde geschätzt und kann ggf. auch geringer sein, da einige
Direktvermarkter die Regelleistung anbieten auch Wasserkraft anbieten. Es kann aber davon ausgegangen
werden, dass mindestens 750 MW Biomasse dem Regelleistungsmarkt zur Verfügung stehen.
0
100
200
300
400
500
600
700
Leis
tung
in M
W
Biomasse im Portfolio (MW)
Wasserkraft im Portfolio (MW)
Angebot Regelenergie (MW)
Abbildung 1: Teilnahme
steuerbarer Erneuerbarer
Energien am
Regelleistungsmarkt (Lange
et. al 2014)
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 16 | 46
Regelleistungspotentiale
Erneuerbarer Energien
3.1.2
Kombikraftwerk II
Das Projekt „Kombikraftwerk II“ (Knorr et. al 2014) hat die Regelleistungsbereitstellung
von verschiedenen Erneuerbaren Energien getestet, um zu bestimmen, ob in einem
100%-Erneuerbare Energien-Szenario die Systemdienstleistungen noch zuverlässig
bereitgestellt werden können. Das Projekt kommt zu dem Schluss, dass für die
Transformation des Energiesystems die Regeln auf dem Regelleistungsmarkt geändert
werden müssen, um die Teilnahme fluktuierend einspeisender Erneuerbarer Energien
zu ermöglichen. Durch kürzere Ausschreibungsfristen, Produktlängen, Vorlaufs- und
Auktionszeiten können auch Photovoltaik- und Windenergieanlagen, deren
Einspeiseleistungen sich nur mit einer Vorlaufzeit von einigen Stunden bis zu etwa
einem Tag genau genug vorhersagen lassen, am Regelleistungsmarkt teilnehmen.
Darüber hinaus würde dies auch wärmegeführten flexiblen Anlagen, welche mit Gas
aus erneuerbaren Quellen und hocheffizienter Kraft-Wärme-Kopplung bedarfsorientiert
betrieben werden, den Marktzugang ermöglichen. Das Projekt bewertet dabei die
Initiative von ACER zur Einführung eines separaten Regelenergiemarktes mit
Produktlängen und Vorlaufzeiten von circa 1 Stunde positiv und als Schritt in die
richtige Richtung. Es wird hervorgehoben, dass große Lasten (Power-to-Gas, Power-to-
Heat, etc.) vermehrt in den Regelleistungsmarkt mit aufgenommen werden sollten.
Darüber hinaus konnte das Projekt zeigen, dass die Deckung des Regelleistungsbedarfs
in einem 100%-Erneuerbare Energien-Szenario problemlos erfolgen kann. Hierbei
werden auch Wind- und Photovoltaikparks zur Regelleistungsbereitstellung benötigt,
wobei deren Anteil von der Anzahl der restlichen Flexibilitäten im System abhängt.
3.1.3
dena-Studie Systemdienstleistungen 2030
Die dena-Studie „Systemdienstleistungen 2030“ (Agricola et. al 2014) untersucht
Regelleistung als Teil der Systemdienstleistungen für ein Szenario im Jahr 2033. In
Bezug auf die Regelleistung kommt die Studie zu dem Schluss, dass neben der
Regelleistungsbereitstellung aus Windenergie- und Photovoltaikanlagen Einheiten wie
Biomasseanlagen, Wasserkraftanlagen, Batterien und Lastmanagement besondere
Bedeutung zukommen wird, um den Bedarf an Regelleistung bedienen zu können. Die
Studie kommt zu dem Schluss, dass die Erbringung der benötigten Sekundärregelleis-
tung und Minutenreserve in Stunden mit geringer Residuallast nicht mehr durch
konventionelle Anlagen geleistet werden kann. Damit in diesen Zeiten keine „must-
run“-Kraftwerke für die Regelleistungserbringung gibt, müssen auch andere technische
Einheiten, insbesondere Erneuerbare Energien in die Bereitstellung Regelleistung mit
einbezogen werden. Die Studie schließt, dass eine Verkürzung der Vorhaltezeit und der
Vorlaufzeit ein notwendiger Schritt ist, um die Erschließung zusätzlicher Flexibilitäten zu
ermöglichen.
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 17 | 46
Regelleistungspotentiale
Erneuerbarer Energien
3.1.4
TWENTIES
In dem europäischen Projekt „TWENTIES“ (Europäische Kommission 2013) wurde unter
anderem untersucht, inwieweit Windenergieanlagen Systemdienstleistungen
bereitstellen können. Es wurden Tests mit Windparkclustern in Südspanien
durchgeführt, um zu zeigen, dass Windenergieanlagen in der Lage sind, sowohl
frequenz- als spannungsstützend eingesetzt zu werden.
Die Ergebnisse dieser Tests haben gezeigt, dass Windparks Abweichungen von der
Sollspannung erfolgreich reduzieren können. Darüber hinaus wurde nachgewiesen,
dass Windparks mit derselben technischen Zuverlässigkeit wie konventionelle
Kraftwerke Sekundärregelleistung erbringen können. Die Sekundärregelleistungsbereit-
stellung stellt dabei hohe Anforderungen an die Prognosegenauigkeit und das
Windparkmanagement. Das im Projekt verwendete Verfahren geht davon aus, dass
Windparks abgeregelt werden, damit ein Fahrplan eingehalten werden kann. Diese
Abregelung führt insbesondere bei positiver Regelleistungsbereitstellung aber auch
negativer Regelleistungsbereitstellung zu Energieverlusten. Das hat den Nachteil, dass
dem System weniger CO2-freier Strom aus Erneuerbaren Energien zur Verfügung steht,
welcher durch Erzeugung aus konventionellen Kraftwerken ersetzt werden muss. Das
Ergebnis der Auswertung ist, dass ohne eine Änderung der Marktregeln eine
Regelleistungsbereitstellung wirtschaftlich nicht attraktiv ist.
3.1.5
Regelenergie durch Windkraftanlagen
Das Projekt „Regelenergie durch Windkraftanlagen“ (Speckmann et. al 2014) hat sich
detailliert mit der Regelleistungsbereitstellung durch Windenergieanlagen auseinander
gesetzt. Dabei wurde insbesondere auf das Angebotsverfahren, das Nachweisverfahren
und die technische Anbindung in einem Feldtest eingegangen. Für die Bestimmung der
Angebotspotentiale wurden präzise probabilistische Prognosen3 genutzt, welche es
erlauben, dass die Windleistung mit hoher Zuverlässigkeit prognostiziert werden kann.
Probabilistische Prognosen sind Prognosen, welche zusätzlich zum Leistungswert eine
Eintrittswahrscheinlichkeit angeben. Das Nachweisverfahren geht auf den Nachweis zur
Erbringung von Regelleistung ein, welcher in diesem Projekt mit Hilfe der möglichen
Einspeisung eines Windparks erbracht werden kann.
Das Projekt hat dabei gezeigt, dass es technisch möglich ist, mit Windenergieanlagen
Regelleistung bereit zu stellen. Die Nutzung der möglichen Einspeisung gilt dabei aber
noch als technische Herausforderung, welche es zu meistern gilt. Ökonomisch wird
3 Eine Probabilistische Prognose gibt die Zuverlässigkeit oder auch die Eintrittswahrscheinlichkeit an. Anders
als die herkömmliche Erwartungswertprognose wird die probabilistische Prognose immer als Kombination
einer Zuverlässigkeit und der dazugehörigen ausgedrückt. Beispiel: Eine prognostiziert Leistung von 5 MW
mit einer Zuverlässigkeit von 99 % bedeutet, dass der Leistungswert mit einer Wahrscheinlichkeit von 99 %
erreicht wird oder darüber liegt.
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 18 | 46
Regelleistungspotentiale
Erneuerbarer Energien
zunächst nur der negative Sekundär- und Minutenreserveleistungsmarkt für
Windenergieanlagen attraktiv sein. Auswertungen für Photovoltaikanlagen haben
ergeben, dass die Ergebnisse aus Photovoltaikanlagen übertragbar sind. Um die Effekte
genauer zu untersuchen wir jedoch ein Folgeprojekt aufgelegt. Die Betrachtungen der
Potentiale zur Regelleistungsbereitstellung durch Wind wurden analog auch für
Photovoltaik in (Jansen et. al 2014a, Jansen et. al 2014b) gemacht.
3.1.6
Dynamische Bestimmung des Regelleistungsbedarfs
Das Projekt „Dynamische Bestimmung des Regelleistungsbedarfs“ beschäftigt sich mit
dem Regelleistungsbedarf in einem System mit hohem Anteil fluktuierend einspeisen-
der Erneuerbaren Energien. Derzeit wird der Regelleistungsbedarf alle drei Monate mit
Hilfe des Graf-Haubrich-Verfahrens bestimmt. Als Ursachen für den Regelleistungsbe-
darf werden dabei der Prognosefehler, Fahrplansprünge, Kraftwerksausfälle, das
Lastrauschen sowie Stundensprünge betrachtet. In der Vergangenheit war es zulässig
diese Dimensionierung lediglich alle drei Monate durchzuführen, da es de facto keine
sich zeitlich ändernde Abhängigkeit des Regelleistungsbedarfs beim Lastrauschen, dem
Lastprognosefehler und den Kraftwerksausfällen gibt. Beim Prognosefehler der
fluktuierend einspeisenden Erneuerbaren Energien ist dies anders. Das Projekt zeigt
dabei Wege auf, wie der Bedarf an Regelleistung am Vortag dimensioniert werden
kann, und somit die prognostizierten Mengen an Windenergie und Photovoltaik mit in
die Betrachtung gezogen werden können. Das Projekt ist zum Zeitpunkt der
Studienerstellung noch nicht abgeschlossen. Erste Ergebnisse zeigen eine starke
Korrelation des Regelleistungsbedarfs mit der prognostizierten Einspeisung aus
fluktuierenden Erneuerbaren Energien. Dies führt zu einem Anstieg des Regelleistungs-
bedarfs an einzelnen Tagen. In der Summe würde durch eine dynamische Dimensionie-
rung im Schnitt weniger Regelleistung benötigt, als mit der statischen
Dimensionierung.
3.2 Einfluss der Rahmenbedingungen auf das Regelleistungspo-tential von fluktuierend einspeisenden Erneuerbaren Energien
Die folgenden Faktoren beeinflussen das Potential zur Bereitstellung von Regelleistung
maßgeblich:
1. Sicherheitslevel
In vorangegangenen Auswertungen wurden probabilistische Prognosen ver-
wendet, um das Angebotspotential von fluktuierend einspeisenden Erneuerba-
ren Energien bei der Regelleistungsbereitstellung zu bestimmen.
Probabilistische Prognosen ermöglichen es, die Leistungsprognose mit einer
Eintrittswahrscheinlichkeit zu verknüpfen. Dabei wurde im Projekt „Regelener-
gie durch Windkraftanlagen“ ein Sicherheitslevel von 99,994% für die Regel-
leistungvorhaltung von den Übertragungsnetzbetreibern als Richtwert
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 19 | 46
Regelleistungspotentiale
Erneuerbarer Energien
vorgeschlagen. Diese Zuverlässigkeit bedeutet, dass in nur 0,006% die ange-
botene Leistung nicht komplett zur Verfügung gestanden hätte. Dabei ist diese
Zuverlässigkeit so gewählt, dass die angebotene Leistung genauso zuverlässig
bereitgestellt wird, wie es heutige Anbieter können. Dabei gilt, dass eine höhe-
re Zuverlässigkeit ein geringeres Potential zur Bereitstellung durch fluktuierend
einspeisende Erneuerbare Energien hervorruft und umgekehrt. Wie stark diese
Abhängigkeit ist, hängt im hohen Maße von der verwendeten Prognose, der
Produktlänge und der Vorlaufzeit ab.
2. Produktlänge
Die Produktlänge beschreibt, wie lange die Regelleistung vorgehalten werden
muss. Sie hat dabei ebenfalls einen Einfluss auf das Angebotspotential, wel-
ches hauptsächlich durch die Angebotscharakteristik der fluktuierend einspei-
senden Erneuerbaren Energien bestimmt wird. So hat die Produktlänge
weniger starke Auswirkungen auf gleichmäßig produzierenden Anlagen, wie
beispielsweise im Falle der Offshore-Windenergie. Bei einer Verkürzung der
Produktlänge von vier Stunden auf eine Stunde ist der Potentialunterschied bei
Onshore- und Offshore-Wind relativ gering, wohingegen der Potentialunter-
schied bei Photovoltaikanlagen sehr groß ist. Allgemein gilt jedoch, dass eine
zunehmende Produktlänge zu geringeren Potentialen führt.
3. Vorlaufzeit
Die Vorlaufzeit bestimmt die Zeit, die zwischen Versteigerung des Produkts
und dem eigentlichen Lieferzeitpunkt liegt. Ist die Vorlaufzeit kurz, haben fluk-
tuierend einspeisende Erneuerbare Energien einen relativ kleinen durchschnitt-
lichen Prognosefehler. So kann bei einer 1h-Kurzfristprognose sehr sicher
gesagt werden, welche Leistung zur Verfügung steht. Wird hingegen die Vor-
tagesprognose genutzt, um das Angebot zu erstellen, ist der durchschnittliche
Prognosefehler deutlich größer, weshalb höhere Abschläge nötig sind, um die
gewünschte Zuverlässigkeit zu erreichen.
4. Gebotsgröße
Gibt es Einschränkungen bei der Mindestangebotsgröße, kann es zu bestimm-
ten Zeitpunkten sein, dass ein Angebotspotential vorhanden ist, allerdings die
Mindestangebotsgröße nicht erreicht wird. Es konnte beobachtet werden, dass
eine geringe Angebotsgröße meist in Zeiten geringer Windenergie- und Photo-
voltaikeinspeisung vorliegt. Gebote in dieser Zeit sind wirtschaftlich weniger
interessant aufgrund hoher Preise am Spotmarkt. Der Wegfall dieses Regelleis-
tungspotentials ist außerdem nicht kritisch für die Sockellastreduzierung. In
Zeiten mit hoher Einspeisung ist auch das Regelleistungspotential groß. Der
Einfluss der Mindestgebotsgröße hat daher einen geringeren Einfluss auf das
Angebotspotential.
5. Poolgröße
Die Poolgröße hat einen unmittelbaren und einen mittelbaren Einfluss auf das
Angebotspotential. Unmittelbar wird das Angebotspotential durch die
Poolgröße bestimmt, welche sich proportional zur installierten Leistung ska-
liert. Der mittelbare Einfluss liegt in der Qualität der Prognose. Unterschiedliche
Pools haben verschiedene Prognosen mit unterschiedlichen Fehlercharakteristi-
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 20 | 46
Regelleistungspotentiale
Erneuerbarer Energien
ken, welche hauptsächlich durch die Standorte der Anlagen bestimmt werden.
Durch eine optimierte Auswahl der Anlagen eines Regelleistungspools kann
der Einfluss der Poolgröße auf das Potential verringert werden. Allgemein gilt
aber, dass mit abnehmender Poolgröße das Angebotspotential überproportio-
nal abnimmt. Des Weiteren reagieren kleinere Pools sensibler auf die vorab
genannten Aspekte.
3.3 Übertragung der Studienergebnisse auf den Betrachtungszeit-raum
Die Potentiale, welche in den vorangegangenen Studien präsentiert wurden, sind
hauptsächlich auf die Jahre 2010 und 2012 beschränkt. Im Rahmen dieser Studie
werden die vorhandenen Erkenntnisse genutzt, um die Ergebnisse auf das Jahr 2013 zu
übertragen. Die Faktoren, welche das Angebotspotential bestimmen, wurden im
vorangegangenen Kapitel erläutert.
3.3.1 Annahmen und Datenqualität
Für die Übertragung der vorherigen Ergebnisse auf das Jahr 2013 dieser Studie werden
die folgenden Rahmenbedingungen angenommen:
Regelleistung wird gleichzeitig mit den Spotmarktprodukten versteigert. In der
Realität wird die Regelleistung allerdings schon um 10 Uhr morgen versteigert,
Energie am Spotmarkt um 12 Uhr. Das bedeutet für die Marktteilnehmer, dass
sie sich entscheiden müssen Regelleistung anzubieten, bevor sie wissen, ob sie
auch Energie im Spotmarkt bereitstellen werden. Darüber hinaus wird implizit
von einer perfekten Preisprognose für den Spotmarkt ausgegangen, da zum
Zeitpunkt der Regelleistungsgebotserstellung die Preise am Spotmarkt noch
nicht bekannt sein können. Zeitlich gesehen basieren beide Prognosen aber
auf den Leistungsprognosen, die aus der 6-Uhr-Wetterprognose erstellt wer-
den, und sind somit identisch.
Es werden zwei Poolgrößen untersucht:
1. 30 GW Pool:
Der 30 GW Windparkpool wurde in den Auswertungen für 2010 und
2012 jeweils genutzt, um die Angebotspotentiale für die Summe aller
Windenergieanlangen zu berechnen. Es wurde in allen Jahren dieselbe in-
stallierte Leistung gewählt, um eine Vergleichbarkeit zwischen den Jahren
herstellen zu können. Aus diesem Grund wird auch für das 2013 diese
Poolgröße gewählt. Damit wird das Potential 2010 allerdings leicht über-
schätzt, das Potential für 2012 nahezu exakt dargestellt und die Potentiale
für 2013 leicht unterschätzt.
2. 5 GW Pool:
In vorangegangenen Studien wurde jeweils ein 1 GW Windparkpool unter-
sucht, welcher das Portfolio eines großen Direktvermarkters darstellen soll.
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 21 | 46
Regelleistungspotentiale
Erneuerbarer Energien
In dieser Untersuchung weichen wir davon ab, da wir annehmen, dass
mehrere Direktvermarkter an diesem Markt teilnehmen werden. Dabei ha-
ben wir angenommen, dass fünf Direktvermarkter mit einem jeweils 1 GW
großen Pool anbieten. Die Angebotspotentiale sind dann die Summer die-
ser Direktvermarkter.
Die zugrundeliegende Einspeisevergütungen sind:
1. Wind: 89 €/MWh
2. Photovoltaik: 120 €/MWh (Anlagenbestand Freiflächenanlagen)
3. Photovoltaik alternative Variante für die Wirtschaftlichkeitsbetrachtung:
90 €/MWh (Zubau Freiflächenanlagen)
Die Prognosegüte der verwendeten Prognosen ergibt sich aus den bereitge-
stellten Daten. Für die Vortagesprognose wurden die Daten von der Plattform
www.transparency.eex.com genutzt. Die Ein-Stunden-Vortagesprognose sind
die Persistenzprognosen, welche mit einer Regressionsfunktion angepasst wird,
um bereits vorhandene Prognosefehler aus dem vergangenen Zeitraum mit
einzubeziehen. Das bedeutet, dass die Prognose für in einer Stunde auf der
derzeit gemessenen Einspeisung basiert, korrigiert um die Trends und Progno-
sefehler aus der Viertelstunde zuvor. Dieser Ansatz ist solide, kann aber nicht
mit den Produkten kommerzieller Anbieter konkurrieren.
1. Wind:
a. Vortagesprognose:
nRMSE4 = 4,36 %
b. Ein-Stunden-Untertagsprognose:
nRMSE = 2,06 %
2. Photovoltaik:
a. Vortagesprognose:
nRMSE = 3,70 %
b. Ein-Stunden-Untertagsprognose:
nRMSE = 1,43 %
3.4 Optimale Bedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien
Die nachfolgenden Betrachtungen sind hypothetischer Natur und beinhalten nicht die
Restriktionen, welche durch den realen Markt herrschen. Dies dient dazu die optimalen
Bedingungen für eine Regelleistungsbereitstellung aus fluktuierend einspeisenden
Erneuerbaren Energien zu bestimmen.
4 normalised root-mean-square error; Messgröße für die Qualität der Windleistungsprognose bezogen auf die
installierte Leisung
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 22 | 46
Regelleistungspotentiale
Erneuerbarer Energien
3.4.1
Energetische Potentiale
In nachfolgenden Abbildungen (Abbildung 2 und Abbildung 3) werden die kumulierten
Potentiale für die Regelleistungsbereitstellung am Vortag (Day-Ahead) in Abhängigkeit
des Sicherheitsniveaus und der Produktlänge dargestellt. Abbildung 2 zeigt dabei die
Regelleistungspotentiale für jeweils einen 30 GW Windparkpool (blau) und einen
30 GW Photovoltaikpool (gelb). Abbildung 3 zeigt die Ergebnisse für einen
Windparkpool und einen Photovoltaikpool von jeweils 5 GW. Die Angebotspotentiale
werden in MWh angegeben. Sie sind das Integral der Leistungen eines Jahres, welche
als Regelleistungsangebote genutzt werden können.
Es ist ersichtlich, dass das Regelleistungspotential mit zunehmender Produktlänge
(Vorhaltezeit) und zunehmender Zuverlässigkeit des Angebots sinkt. Da aus
systemrelevanten Gründen die Regelleistungserbringung mit hinreichender
Zuverlässigkeit erfolgen muss, steht bei der Zuverlässigkeit kein Freiheitsgrad zur
Verfügung. Deshalb wird in dieser Studie davon ausgegangen, dass die Regelleistung
mit einer Zuverlässigkeit von 99,994 % bereitgehalten wird. Dies garantiert, dass die
Zuverlässigkeit nicht geringer ist als die der vorhandenen Anbieter. Darüber hinaus ist
davon auszugehen, dass die vortägliche Ausschreibung in naher Zukunft nicht auf
kürzere Zeiträume verkürzt werden kann. Dies hat hauptsächlich den Grund, dass
konventionelle Kraftwerke z.T. lange Anlaufzeiten haben.
Bei der Produktlänge ergibt sich hingegen ein Freiheitsgrad. Aus Abbildung 2 und
Abbildung 3 ergibt sich, dass eine kurze Produktlänge besser ist für das Angebotspo-
tential. Für Photovoltaikanlagen sind Produktlängen von mehr als zwölf Stunden, wie
sie derzeit in der Sekundärregelleistung vorherrschen, bereits ein Ausschlusskriterium.
Als Ergebnis lässt sich festhalten, dass eine Produktlänge von einer Stunde optimal ist,
damit fluktuierend einspeisende Erneuerbare Energien Regelleistung bereitstellen
können.
1 h 4 h 12 h0
10 000 000
20 000 000
30 000 000
40 000 000
50 000 000
Produktlänge
Sum
me d
er
anbie
tbare
n M
enge [
MW
h]
Wind
95 %
Wind
99 %
Wind
99.9 %
Wind
99.994 %
PV
95 %
PV
99 %
PV
99.9 %
PV
99.994 %
Abbildung 2: Kumulierte
Regelleistungspotentiale des
30 GW Windpools und des
30 GW Photovoltaikpools ohne
Marktrestriktionen
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 23 | 46
Regelleistungspotentiale
Erneuerbarer Energien
Unter den zuvor identifizierten idealen Marktbedingungen mit einer Vorlaufzeit von
einer Stunde, bei einer Vortages-Ausschreibung, keiner Mindestgebotsgröße und
Regelzonenübergreifendem Pooling beträgt das Regelleistungspotential eines 30 GW
Pools aus Windenergieanlagen 17,1 TWh, bei einer Zuverlässigkeit von 99,994 %. Für
einen 30 GW Pool aus Photovoltaikanlagen beträgt das Potential 7,1 TWh unter
idealen Marktbedingungen bei einer Zuverlässigkeit von 99,994 %. Bei einem 5 GW
Pool aus Windenergieanlagen, unter ansonsten gleichen Bedingungen, beträgt das
Potential 2,8 TWh. Für ein 5 GW Pool aus Photovoltaikanlagen beträgt das Potential
1,3 TWh %. Nachfolgende Abbildung zeigt dies für die 5 GW Pools.
Demnach ist es für Windparks zumindest theoretisch möglich, an jedem beliebigen
Markt teilzunehmen, der auf einer Vortagesbasis operiert. Die Anforderungen, die
erfüllt werden müssen um Regelleistung bereit zu stellen, sind dabei eine besondere
Herausforderung, wenn die Produktlänge groß ist. Dies gilt für das Verfahren der
Präqualifikation, der Angebotserstellung und des Nachweises. Photovoltaikanlangen
sind in ihrem Angebotspotential beschränkt, wenn die Produktlänge zu lang ist, oder
das Sicherheitsniveau zu hoch.
Es kann daraus geschlossen werden, dass sich eine kurze Produktlänge positiv auf das
Angebotspotential auswirken wird. Das zeigt sich besonders deutlich bei dem 5 GW
Pool von Photovoltaikanlagen, bei dem sich das Angebotspotential mehr als halbiert
wird, wenn die Produktlänge vier Stunden anstatt einer Stunde beträgt. Windenergie-
anlagen haben dabei weniger Probleme mit einer langen Produktlänge. Die optimale
Produktlänge wäre demnach eine Stunde bei einer Vorlaufzeit von einem Tag.
1 h 4 h 12 h0
2 000 000
4 000 000
6 000 000
8 000 000
10 000 000
Produktlänge
Sum
me d
er
anbie
tbare
n M
enge [
MW
h]
Wind
95 %
Wind
99 %
Wind
99.9 %
Wind
99.994 %
PV
95 %
PV
99 %
PV
99.9 %
PV
99.994 %
Abbildung 3: Kumulierte
Regelleistungspotentiale des
5 GW Windpools und des
5 GW Photovoltaikpools ohne
Marktrestriktionen
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 24 | 46
Regelleistungspotentiale
Erneuerbarer Energien
3.4.2
Potentiale im Zeitverlauf
Die beiden nachfolgenden Abbildungen zeigen die Potentiale zur Bereitstellung von
Regelleistung durch Erneuerbare Energien. Die Potentiale für Windenergie und
Photovoltaik sind dargestellt für ideale Marktbedingungen. Biomasse und Wasserkraft
entsprechen den derzeitigen Mengen, die am Regelleistungsmarkt teilnehmen. Die
graue Fläche würde durch andere Flexibilitäten erbracht werden müssen. Die rote Linie
zeigt die Menge an, welche als negative Minutenreserveleistung ausgeschrieben
wurde.
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000
1000
2000
3000
4000
5000
Stunden im Jahr
Leis
tung
Andere Flexibilitäten
(inklusive zus. Biomasse)
vorhandene
Wasserkraft
vorhandene
Biomasse
Potential
Photovoltaik
Potential
Windenergie
Bedarf
Neg. Minutenreserve
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000
1000
2000
3000
4000
5000
Stunden im Jahr
Leis
tung
Andere Flexibilitäten
(inklusive zus. Biomasse)
vorhandene
Wasserkraft
vorhandene
Biomasse
Potential
Photovoltaik
Potential
Windenergie
Bedarf
Neg. Minutenreserve
Abbildung 4: Potentiale zur
Deckung der negativen
Regelleistung ohne
Marktrestriktionen (30 GW)
Abbildung 5: Potentiale zur
Deckung der negativen
Regelleistung ohne
Marktrestriktionen (5 GW)
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 25 | 46
Regelleistungspotentiale
Erneuerbarer Energien
3.4.3
Ökonomische Potentiale
Abbildung 6 und Abbildung 7 zeigen die wirtschaftlichen Potentiale eines Pools aus
Windenergie- und Photovoltaikanlagen. Diese Auswertung zeigt, welche Kosten bei der
Regelleistungsbereitstellung gespart werden könnten und welche Zusatzerlöse für die
Betreiber von Windenergie- und Photovoltaikanlagen erwirtschaftet werden können.
Die Kosteneinsparungen ergeben sich dadurch, dass die Anlagen Regelleistung
günstiger anbieten können als vorhandene Anbieter. Es wird dabei davon ausgegan-
gen, dass das Potential aus Kapitel 3.4.1 geboten werden. Die Gebote orientieren sich
dabei am letzten ersetzen Gebot. Die Zusatzerlöse sind die Differenz zwischen diesen
am Markt erzielten Preis und den Grenzkosten der Regelleistungsbereitstellung. Die
Kosteneinsparungen lassen sich realisieren, wenn angenommen wird, dass die
Teilnahme der Anlagen keine Rückkopplung auf Marktpreise hat.
Die gelben durchgezogenen Linien zeigen das wirtschaftliche Potential bei einer
Bereitstellung von negativer Minutenreserveleistung durch Photovoltaikanlagen bei
unterschiedlichen Sicherheitsleveln und Produktlängen. Die blauen Linien repräsentie-
ren die Ergebnisse für die Windenergie. Die gelben gestrichelten Linien sind die
möglichen Zusatzerlöse für die Photovoltaikparks, die blauen gestrichelten Linien für
die Windenergie.
Abbildung 6 zeigt die Ergebnisse für die Pools aus jeweils 30 GW Windenergie- und
Photovoltaikanlagen. Abbildung 7 zeigt die Ergebnisse für Pools von jeweils 5 GW. Es
ist wichtig anzumerken, dass Windenergie- und Photovoltaikanlagen getrennt
berechnet werden. Das wirtschaftliche Potential beider Anlagen darf nicht addiert
0
12 000 000
24 000 000
36 000 000
48 000 000
60 000 000
Koste
nein
sparu
ng/Z
usatz
erlös [
€]
95 %99 %
99.9 %99.994 %
Wind
12 Std. Einsparung
Wind
12 Std. Zusatzerls
Wind
4 Std. Einsparung
Wind
4 Std. Zusatzerlös
Wind
4 Std. Einsparung
Wind
1 Std. Zusatzerlös
PV
12 Std. Einsparung
PV
12 Std. Zusatzerlös
PV
4 Std. Einsparung
PV
4 Std. Zusatzerlös
PV
1 Std. Einsparung
PV
1 Std. Zusatzerlös
Abbildung 6: Wirtschaftliche
Potentiale negativen
Minutenreservebereitstellungd
urch Wind- und
Photovoltaikanlagen ohne
Marktrestriktionen (30 GW)
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 26 | 46
Regelleistungspotentiale
Erneuerbarer Energien
werden, da es bei einer gleichzeitig zum Teil dieselben Potentiale erschließt. In Summe
wäre das Angebot also geringer.
Ebenso wie bei dem technischen Potential aus Kapitel 3.4.1 kann man erkennen, dass
eine Stunde Produktlänge das größte Potential eschließt, welches ebenfalls mit
steigender Zuverlässigkeit abnimmt. Mit einem 30 GW Pool von Windkraftanlagen
ließe sich unter idealen Bedingungen ein Kostenreduktionspotential von ca. 39 Mio. €
erschließen, mit einem gleichgroßen Pool von Photovoltaikanlagen ca. 13 Mio. €.
Für die Photovoltaikanlagen wurde eine Sensitivitätsanalyse durchgeführt. Die hier
präsentierten Ergebnisse basieren auf der Annahme, dass große Bestandsanlagen
Regelleistung bereitstellen. Es wurde eine mittlere Einspeisevergütung von 120 €/MWh
angenommen. Wird die mittlere Einspeisevergütung auf 90 €/MWh festgelegt haben
die Photovoltaikanlagen eine leichten Kostenvorteil. Dieser ist letztendlich kaum
spürbar in den Auswertungen. Er zeigt sich in marginal höheren Einsparpotentialen,
welche aber zu gering sind, um grafisch dargestellt werden zu können.
0
4 000 000
8 000 000
12 000 000
16 000 000
20 000 000
Koste
nein
sparu
ng/Z
usatz
erlös [
€]
95 %99 %
99.9 %99.994 %
Wind
12 Std. Einsparung
Wind
12 Std. Zusatzerls
Wind
4 Std. Einsparung
Wind
4 Std. Zusatzerlös
Wind
4 Std. Einsparung
Wind
1 Std. Zusatzerlös
PV
12 Std. Einsparung
PV
12 Std. Zusatzerlös
PV
4 Std. Einsparung
PV
4 Std. Zusatzerlös
PV
1 Std. Einsparung
PV
1 Std. Zusatzerlös
Abbildung 7: Wirtschaftliche
Potentiale negativen
Minutenreservebereitstellungd
urch Wind- und
Photovoltaikanlagen ohne
Marktrestriktionen (5 GW)
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 27 | 46
Regelleistungspotentiale
Erneuerbarer Energien unter
realen Marktbedingungen
4 Regelleistungspotentiale Erneuerbarer Energien unter realen Marktbedingungen
4.1 Beschreibung der Marktbedingungen
Der Bedarf an Regelleistung, also Primär- und Sekundärregelung sowie Minutenreserve,
wird von den deutschen Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) entsprechend der
Vorgaben der Bundesnetzagentur (BNetzA) auf dem freien Markt für Regelleistung
beschafft. An dem Ausschreibungswettbewerb auf der gemeinsamen Internetplattform
der ÜNB (www.regelleistung.net) können sich zahlreiche Anbieter (Erzeuger, Speicher
und Lasten) beteiligen. Hier erfolgt die Veröffentlichung der Ausschreibung, die
Abwicklung der Angebotsabgabe und die Information der Anbieter über erteilte
Zuschläge bzw. Absagen.
Um an der Ausschreibung teilnehmen zu können, müssen potentielle Anbieter für die
verschiedenen Arten von Regelleistung ein Präqualifikationsverfahren durchlaufen. Im
Rahmen dieses Verfahrens wird nachgewiesen, dass die Anlagen die Anforderungen
für die Erbringung einer oder mehrerer Arten von Regelleistung erfüllen. Des Weiteren
muss ein Rahmenvertrag mit dem jeweiligen ÜNB und ggf. mit dem entsprechendem
Verteilnetzbetreiber (VNB) geschlossen werden. Der Zusammenschluss mehrerer
technischer Einheiten (Erzeuger, Speicher und Lasten) zu einem Pool erlaubt es auch
Kleinanbietern, die geforderte Mindestangebotsgröße und Zuverlässigkeit zu erreichen,
um an den Ausschreibungen teilzunehmen. Die Poolbildung ist auch über die ÜNB-
Regelzonen hinaus möglich, wenn andernfalls die Mindestlosgröße nicht erreicht
werden kann.
Ein Angebot am Regelleistungsmarkt besteht aus der Angebotsgröße [MW] sowie
einem angebotenem Leistungs- [€/MW] und Arbeitspreis [€/MWh]. Im Fall der
Primärregelleistung entfällt der Arbeitspreis. Die Bezuschlagung erfolgt anhand des
gebotenen Leistungspreises. Es werden so viele Anbieter bezuschlagt, bis die vorab
bestimmte Höhe der notwendigerweise vorzuhaltenden Regelleistung erreicht ist. Aus
den bezuschlagten Angeboten erstellt der ÜNB im Fall der Sekundärregelleistung und
Minutenreserve eine Merit-Order (Einsatz-Reihenfolge) aufbauend auf den
Arbeitspreisen. So kann der Anbieter mit dem günstigsten Arbeitspreis im Bedarfsfall
zuerst abgerufen werden, dann der zweitgünstigste usw. Alle Anbieter, die einen
Zuschlag bekommen haben, erhalten vom ÜNB den angebotenen Leistungspreis. Wird
positive Regelleistung abgerufen, zahlt der ÜNB zusätzlich den gebotenen Arbeitspreis
an den Anbieter. Wird negative Regelleistung abgerufen, zahlt teilweise der Anbieter –
weil er seine Erzeugungsleistung reduzieren darf und Brennstoffkosten einspart -
seinen gebotenen Arbeitspreis an den ÜNB, teilweise bekommt der Anbieter eine
Vergütung für den nicht produzierten Strom. Bei der Primärregelleistung gibt es die
Verpflichtung zur symmetrischen Gebotsabgabe. Das heißt, dass der Anbieter in der
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 28 | 46
Regelleistungspotentiale
Erneuerbarer Energien unter
realen Marktbedingungen
angebotenen Höhe gleichermaßen in der Lage sein muss, negative und positive
Leistungsreserven bereitstellen zu können.
Die Regeleistungsanbieter müssen die Bereitstellung der Regelleistung mit einer
Zuverlässigkeit von 100 % vertraglich zusichern. Die derzeitigen Anbieter erreichen
diese durch die Besicherung ihres Pools gegen einen Anlagenausfall. In der Regel
werden die größten Anlagen oder die zwei größten Anlagen im Pool besichert (n-1 und
n-2). Oftmals wird auch so viel Besicherungsleistung vorgehalten, dass circa 20 % des
Regelleistungsangebots abgesichert sind. Die Höhe der Besicherungsleistung ist stark
abhängig von der Verfügbarkeit der Poolteilnehmer und der Prognosegüte der
erstellten Fahrpläne.
Im Folgenden werden die Marktbedingungen am Regelleistungsmarkt aufgeführt.
Dabei wird sich auf die für Regelleistungserbringung aus Erneuerbaren Energien
wichtigsten Aspekte beschränkt.
Primärregelleistung Sekundärregelleistung Minutenreserve
Mindestangebot ± 1MW 5MW 5MW
Pooling Ja , nur regelzonenintern
Ja, nur regelzonenintern.
Zur Erreichung der
Mindestangebotsgröße
auch regelzonenübergrei-
fend
Ja, nur regelzonenintern.
Zur Erreichung der
Mindestangebotsgröße
auch regelzonenübergrei-
fend
Ausschreibungs-
zeitraum 1 Woche 1 Woche
Täglich, Ausnahme
Wochenenden und
Feiertage
Produktlänge 1 Woche
HT (8 Uhr – 20 Uhr)
werktags und ansonsten
NT
Täglich sechs
4-Stundenblöcke,
beginnend bei 0 Uhr
Vergütungsprinzip Leistungspreis Leistungspreis und
Arbeitspreis
Leistungspreis und
Arbeitspreis
Auktionskriterium Günstigster
Leistungspreis
Günstigster
Leistungspreis
Günstigster
Leistungspreis
Aktivierungsge-
schwindigkeit 30 Sekunden 5 Minuten 15 Minuten
Abruf Dezentral über
Frequenzmessung
Signal vom zentralen
Netzregler Auf Abruf vom ÜNB
auktionierte
Leistung
(Durchschnitt
2013)
± 576 MW -2066 MW (neg) /
2108 MW (pos)
-2578 MW (neg) /
2470 MW (pos)
Die vorangegangen Marktbedingungen befähigen derzeit eine Vielzahl von Anlagen
am Regelleistungsmarkt teilzunehmen. Dazu zählen auch viele Biogasanlagen und
Wasserkraftwerke, welche bereits in großem Stil Regelleistung bereitstellen.
Voraussetzung für die Bereitstellung von Regelleistung ist die Teilnahme dieser Anlagen
an der Direktvermarktung.
In Kapitel 3.1.1 wurde bereits beschrieben, welche Erneuerbare-Energien-Anlagen
bereits Regelleistung bereitstellen. Aus dem Umstand, dass diese Anlagen bereits
Regelleistung bereit stellen, kann geschlussfolgert werden, dass die Marktbedingungen
hinreichend sind, damit Regelleistung angeboten werden kann. Hauptprobleme bei der
Tabelle 1: Marktbedingungen
auf dem deutschen Markt für
Regelleistung
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 29 | 46
Regelleistungspotentiale
Erneuerbarer Energien unter
realen Marktbedingungen
Erbringung von Regelleistung ist derzeit die Anlagenanbindung an den Regelleistungs-
pool, weniger die Marktbedingungen. Biomasseanlagen stellen derzeit i.d.R. negative
Regelleistung bereit. Grund hierfür sind zum einen die höheren Erlöspotentiale im
Vergleich zur positiven Regelleistung. Zum anderen passt die Bereitstellung negativer
Regelleistung gut zu den etablierten, oft rein wärmegeführten Betriebskonzepten
(Lange et. al 2014).
Für die Regelleistungsbereitstellung von fluktuierend einspeisenden Erneuerbaren
Energien kommt derzeit nur der Minutenreservemarkt in Betracht. Die Sekundär- und
Primärregelleistung sind aufgrund der großen Vorlaufzeiten von mehr als einer Woche
prognosetechnisch nicht abbildbar. Ähnliche Probleme kann es für einen Teil der
Biomasseanlagen geben, welche über nur geringe Gasspeicherkapazitäten verfügen
und daher eine Angebotserstellung nur schwer möglich ist. Vorangegangene
Untersuchungen (Speckmann et.al 2014, Jansen et.al 2012) haben außerdem gezeigt,
dass derzeit nur negative Regelleistung wirtschaftlich durch Windenergie und
Photovoltaik bereitgestellt werden kann. Daher konzentriert sich diese Studie auf das
Produkt der negativen Minutenreserveleistung.
Ein zukünftiger Regelenergiemarkt, der hier bis jetzt nicht betrachtet wird, ist der von
ACER (Agency for the Cooperation of Energy Regulators) geplante, europäische
Regelenergiemarkt, welcher im ENTSO-E Networkcode Electricity Balancing
ausformuliert werden soll (ACER 2012). Dieser Markt soll in naher Zukunft
implementiert werden, um den Austausch von Regelenergie über die Ländergrenzen
hinweg standardisiert zu ermöglichen. Anders als der Regelleistungsmarkt in diesem
Kapitel wird dieser Markt als ein reiner Markt für Regelenergie organisiert sein. Das
bedeutet, dass dort nur Energiemengen bereitgestellt werden. Ähnlich der
Minutenreserve, jedoch ohne Leistungspreisvergütung. Durch diese Ausgestaltung ist
es vielen flexiblen Anbietern möglich, diese Leistung anzubieten. Die Bereithaltung der
Regelleistung kann er aber nicht ersetzen. Aus diesem Grund wird dieser Markt auch
nicht die Must-Run-Problematik adressieren können. In (ACER 2012) werden konkrete
Marktregeln vorgeschlagen. Dabei soll es Marktteilnehmern möglich sein, ihre Gebote
mit maximal einer Stunde Vorlaufzeit einzustellen. Die Vorlaufzeiten und Produktlän-
gen sollen sich dabei an grenzüberschreitenden Strommärkten orientieren. Damit ist
eine Produktlänge von einer Stunde zu erwarten.
4.2 Anpassungen an das reale Marktmodell
Die vorangegangen Marktbedingungen ermöglichen bereits heute erfolgreich die
Teilnahme am Regelleistungsmarkt von Biomasseanlagen und Wasserkraftwerken.
Windenergie- und Photovoltaik-Anlagen sind bis jetzt aufgrund der fehlenden
Möglichkeit zur Präqualifikation noch nicht am Regelleistungsmarkt etabliert. Laut der
Aussage der Übertragungsnetzbetreiber liegt dies hauptsächlich an der Prognoseunsi-
cherheit, welcher dargebotsabhängige Erzeugung unterliegt. Mit Hilfe von
probabilistischen Prognosen kann dieses Problem aber beherrschbar gemacht werden
(Speckmann et. al 2014).
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 30 | 46
Regelleistungspotentiale
Erneuerbarer Energien unter
realen Marktbedingungen
Derzeitig befindet sich ein Verfahren für die Präqualifikation zur Regelleistungsbereit-
stellung durch Windenergie- und Photovoltaik-Anlagen in der Diskussion, welches sich
stark an die bereits bestehenden Marktbedingungen anlehnt. In Kapitel 3 wurden die
idealen Rahmenbedingungen identifiziert, welche die Regelleistungsbereitstellung
fluktuierend einspeisender Erneuerbarer Energien ermöglichen.
Um den Marktbedingungen zu entsprechen und die Potentiale abbilden zu können,
werden die folgenden limitierenden Faktoren in die Angebotserstellung mit
einbezogen:
Das Mindestgebot beträgt 5 MW. Alle Gebote, die kleiner sind als 5 MW,
werden nicht betrachtet und zu null gesetzt.
Bei der wochentäglichen Ausschreibung wird angenommen, dass das Regel-
leistungsangebot nur maximal mit einem Tag Vorlaufzeit zuverlässig bestimmt
werden kann. Da freitags die Regelleistung für Samstag, Sonntag und Montag
versteigert wird, ergibt sich, dass Windenergie- und Photovoltaik-Anlagen frei-
tags nur an der Auktion für Samstag teilnehmen können. Damit können Re-
gelleistungspotentiale an Sonntagen und Montagen grundsätzlich nicht
genutzt werden.
Die Produktlänge für die Regelleistungsbereitstellung beträgt vier Stunden.
Dies führ zu einer Reduktion des Regelleistungspotentials für Windenergie im
Allgemeinen und Photovoltaik im Speziellen.
Verbot des regelzonenübergreifenden Poolings bedeutet, dass Regelleistungs-
pools immer nur in einer Regelzone gebildet werden können. Als einzige Aus-
nahme darf regelzonenübergreifend gepoolt werden, wenn ansonsten die
Mindestangebotsgröße nicht erreicht werden könnte.
Die derzeitig diskutierten Regelungen zur Präqualifikation sehen den Nachweis
der Regelleistungserbringung mit Hilfe des Fahrplans vor. Das bedeutet, dass
Windenergieanlagen auf den Fahrplan abgeregelt werden müssen, wenn sie
Regelleistung anbieten wollen. Dies geht mit Energieverlusten einher, welche
die Wirtschaftlichkeit negativ beeinflussen. Das technische Potential ist davon
unabhängig, jedoch wird de facto weniger Regelleistung angeboten.
Die ausgeschriebene Regelleistung ist begrenzt. Das Potential kann daher
unter Umständen nicht vollständig genutzt werden. Die Gebote werden daher
auf den Jahresmittelwert von 2013 begrenzt.
Der Unterschied, der durch eine Verkürzung der Vorlaufzeit entsteht, wird im Rahmen
dieser Studie nicht untersucht. Zum einen ist es sehr unwahrscheinlich, dass die
Regelleistungsbeschaffung in naher Zukunft wesentlich kürzer wird. Dies hat Gründe
der Versorgungssicherheit. Es besteht die Befürchtung, dass nicht genügend Anlagen
kurzfristig Regelleistung bereitstellen können und dann keine Zeit mehr zum Reagieren
besteht. Thermische Kraftwerke brauchen eine längere Vorlaufzeit, um am Netz zu sein
und Regelleistung bereit zu stellen. Zum anderen steht derzeit die Umsetzung der
„ACER Framework Guidelines for Electricity Balancing“ an. Dort wird die Einführung
eines europaweiten Energy-Only-Regelenergiemarktes vorgesehen (wie oben
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 31 | 46
Regelleistungspotentiale
Erneuerbarer Energien unter
realen Marktbedingungen
beschrieben). Kurzfristige Angebote hätten somit die Möglichkeit dort Berücksichti-
gung zu finden.
4.3 Angebotspotentiale durch die Regelleistungsbereitstellung von fluktuierend einspeisenden Erneuerbaren Energien unter realen Marktbedingungen
Nachfolgend, in Abbildung 8 und Abbildung 9, werden die Regelleistungspotentiale
unter realen Marktbedingungen gezeigt. In grau werden die Werte aus Abbildung 2
und Abbildung 3 zum Vergleich gezeigt. Die rote gestrichelte Linie zeigt dabei das
Potential bei einer Produktlänge von einer Stunde, einer Zuverlässigkeit von 99,994 %,
was den idealen Marktbedingungen entspricht. Die blauen Balken zeigen das Potential
für die Regelleistungsbereitstellung aus Windenergieanlangen, die gelben Balken
repräsentieren das Potential der Photovoltaikanlagen. Die grüne gestrichelte Linie zeigt
die Potentiale unter realen Marktbedingungen, welche durch die Mindestgebotsgröße,
die wochentägliche Ausschreibung und Produktlänge begrenzt sind. Abbildung 8 zeigt
die Ergebnisse für die Pools aus jeweils 30 GW Windenergie- und Photovoltaikanlagen.
Abbildung 9 zeigt die Ergebnisse für die jeweils 5 GW großen Pools.
Unter realen Marktbedingungen mit einer Produktlänge von vier Stunden beträgt das
Potential von einem 30 GW Pool von Windenergieanlagen 9,9 TWh. Das Potential eines
30 GW Pools von Photovoltaikanlagen beträgt noch 2,1 TWh. Würden Windenergiean-
lagen unter idealen Marktbedingungen anbieten, könnte sich ihr Angebot um 73 %
erhöhen, das Photovoltaikpotential würde sich um 230 % erhöhen. Beide Pools
zusammen könnten dabei das Angebotspotential um 101 % steigern.
1 h 4 h 12 h0
10 000 000
20 000 000
30 000 000
40 000 000
50 000 000
Produktlänge
Sum
me d
er
anbie
tbare
n M
enge [
MW
h]
Wind
95 %
Wind
99 %
Wind
99.9 %
Wind
99.994 %
PV
95 %
PV
99 %
PV
99.9 %
PV
99.994 %
Abbildung 8: Kumulierte
Regelleistungspotentiale des
30 GW Windpools und des
30 GW Photovoltaikpools
unter realen
Marktbedingungen
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 32 | 46
Regelleistungspotentiale
Erneuerbarer Energien unter
realen Marktbedingungen
Für die 5 GW großen Pools beträgt das Potential unter realen Marktbedingungen
1,6 TWh für Windenergieanlagen. Das Potential eines 5 GW Pools von Photovoltaikan-
lagen beträgt noch 0,4 TWh. Unter idealen Marktbedingungen könnten Windenergie-
anlagen ihr Angebot um 75 % erhöhen, das Photovoltaikpotential würde sich um
225 % erhöhen. Beide Pools zusammen könnten dabei das Angebotspotential um
105 % steigern.
Die Auswertungen zeigen sowohl für den 5 GW Pool als auch für den 30 GW Pool,
dass sich die Angebotspotentiale unter idealen Marktbedingungen gegenüber den
realen Marktbedingungen ungefähr verdoppeln ließen, wenn die in Kapitel 3
genannten Marktbedingungen implementiert würden. Dabei gilt, dass kleinere Pools
von Photovoltaikanlagen überproportional profitieren würden.
4.4 Potentialnutzung im Zeitverlauf
In diesem Kapitel wird gezeigt, wie der Bedarf an negativer Minutenreserveleistung
durch Wind, Photovoltaik, Biomasse und Wasserkraft derzeit gedeckt werden könnte.
Dabei ist zu bemerken, dass Biomasse konstant mit 820 MW (grüne Fläche)
angenommen wurde und Wasserkraft (blaue Fläche) mit 230 MW. Diese repräsentieren
das bereits am Regelleistungsmarkt teilnehmende Portfolio von Biomasseanlagen und
Wasserkraftanlagen. Die schwachgraue Fläche ist der Bedarf, welcher nicht unmittelbar
durch das Angebot des Wind- oder Photovoltaikpools gedeckt werden kann. Dies wird
dann durch andere Regelleistungsanbieter gefüllt werden müssen. Darunter zählen
unter anderem auch alle unter Kapitel 2.2 aufgezählten Flexibilitätsoptionen. Weiterhin
gibt es auch ein noch nicht erschlossenes Potential an Biomasseanlagen, welche in dem
grauen Bereich enthalten sind.
In der nachfolgenden Grafik wird die Deckung des Minutenreservebedarfs durch
Erneuerbare-Energien-Anlagen durch einen jeweils 30 GW großen Pool von
Windenergieanlangen und Photovoltaikanlagen dargestellt. Es zeigt sich, dass unter
realen Bedingungen wöchentlich Lücken im Potentialverlauf vorhanden sind, an denen
Windenergie- und Photovoltaikanlagen keine Regelleistung bereitstellen können. In
diesen Zeiten wird die Regelleistung durch andere Anbieter bereitgestellt werden
1 h 4 h 12 h0
2 000 000
4 000 000
6 000 000
8 000 000
10 000 000
Produktlänge
Sum
me d
er
anbie
tbare
n M
enge [
MW
h]
Wind
95 %
Wind
99 %
Wind
99.9 %
Wind
99.994 %
PV
95 %
PV
99 %
PV
99.9 %
PV
99.994 %
Abbildung 9: Kumulierte
Regelleistungspotentiale des
5 GW Windpools und des
5 GW Photovoltaikpools unter
realen Marktbedingungen
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 33 | 46
Regelleistungspotentiale
Erneuerbarer Energien unter
realen Marktbedingungen
müssen, beispielsweise durch Wasserkraft oder Biomasseanlagen. Wird nun
angenommen, dass der gesamte deutsche Windenergie- und Photovoltaikanlagenpool
mit je 30 GW Regelleistung bereitstellt, lässt sich erkennen, dass der Abdeckungsgrad
durch die fluktuierend einspeisenden Erneuerbaren Energien bereits sehr hoch ist. Es ist
aus diesem Aspekt her also wünschenswert, dass so viele fluktuierend einspeisende
Erneuerbaren Energien wie möglich am Regelleistungsmarkt teilnehmen. Das Potential
ließe sich noch einmal deutlich steigern, wenn die Ausschreibung täglich anstatt
wochentäglich wäre.
Abbildung 11 zeigt die Potentialabdeckung bei einem Pool von jeweils 5 GW von
Windenergie- und Photovoltaikanlagen. Bei einem jeweils 5 GW großen Pool würde
derzeit fast das gesamte Potential in der Minutenreserveleistung genutzt werden
können.
Abbildung 10 und Abbildung 11 zeigen außerdem eine gute saisonale Ergänzung von
Windenergieanlangen und Photovoltaikanlagen. Im Sommer kann die Photovoltaik
mehr anbieten und gleichzeitig die Windenergie weniger. Im Winter ist dies
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000
1000
2000
3000
4000
5000
Stunden im Jahr
Leis
tung
Andere Flexibilitäten
(inklusive zus. Biomasse)
vorhandene
Wasserkraft
vorhandene
Biomasse
Potential
Photovoltaik
Potential
Windenergie
Bedarf
Neg. Minutenreserve
1000 2000 3000 4000 5000 6000 7000 80000
1000
2000
3000
4000
5000
Stunden im Jahr
Leis
tung
Andere Flexibilitäten
(inklusive zus. Biomasse)
vorhandene
Wasserkraft
vorhandene
Biomasse
Potential
Photovoltaik
Potential
Windenergie
Bedarf
Neg. Minutenreserve
Abbildung 10: Potentiale zur
Deckung der negativen
Regelleistung unter realen
Marktbedingungen (30 GW)
Abbildung 11: Potentiale zur
Deckung der negativen
Regelleistung unter realen
Marktbedingungen (5 GW GW)
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 34 | 46
Regelleistungspotentiale
Erneuerbarer Energien unter
realen Marktbedingungen
umgekehrt. Allerdings wird auch ersichtlich, dass für die Regelleistungsvorhaltung
unbedingt regelbare Biomasseanlagen und Wasserkraft nebst anderen Flexibilitäten
vorhanden sein müssen. Windenergieanlangen und Photovoltaikanlagen stellen
Regelleistung fast nur in Zeiten starker Einspeisung aus fluktuierend einspeisenden
Erneuerbaren Energien bereit. Damit ermöglichen Sie zum einen die Ablösung der
fossilen „Must-Run“-Kraftwerke und zum anderen die Absicherung der Versorgungssi-
cherheit gegenüber den eigenen Schwankungen.
4.5 Ökonomische Potentiale
Nachfolgende werden die ökonomischen Potentiale unter realen Marktbedingungen
dargestellt. Dabei wurden die Potentiale aus Kapitel 4.3 genutzt und die Kosteneinspa-
rungspotentiale und möglichen Zusatzerlöse mit der gleichen Methodik berechnet wie
in Kapitel 3.
Die zu erwartenden Einsparungen sinken unter realen Marktbedingungen stärker ab als
das energetische Potential. Bei einem 30 GW großen Pool von Windenergieanlagen
beträgt das Potential noch ca. 7,5 Mio. €, bei einem gleich großen Pool von
Photovoltaikanlagen weniger als 1 Mio. €. Bei einem 5 GW großen Pool von
Windenergieanlagen sind noch ca. 3 Mio. € Einsparung möglich. Bei Photovoltaikanla-
gen sind es deutlich weniger als 1 Mio. €. Die Einsparungen und die Zusatzerlöse
sinken überproportional mit abnehmender Poolgröße. Das liegt daran, dass bei der
Gebotserstellung immer der letzte ersetzte Preis maßgeblich ist. Je höher das Angebot,
desto tiefer kann der gebotene Preis angesetzt werden. Aus diesem Grund ist es
wünschenswert, möglichst viele fluktuierend einspeisende Erneuerbare Energien
0
12 000 000
24 000 000
36 000 000
48 000 000
60 000 000
Koste
nein
sparu
ng/Z
usatz
erlös [
€]
95 %99 %
99.9 %99.994 %
Wind
12 Std. Einsparung
Wind
12 Std. Zusatzerls
Wind
4 Std. Einsparung
Wind
4 Std. Zusatzerlös
Wind
4 Std. Einsparung
Wind
1 Std. Zusatzerlös
PV
12 Std. Einsparung
PV
12 Std. Zusatzerlös
PV
4 Std. Einsparung
PV
4 Std. Zusatzerlös
PV
1 Std. Einsparung
PV
1 Std. Zusatzerlös
Abbildung 12: Wirtschaftliche
Potentiale negativen
Minutenreservebereitstellungd
urch Wind- und
Photovoltaikanlagen unter
realen Marktbedingungen
(30 GW)
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 35 | 46
Regelleistungspotentiale
Erneuerbarer Energien unter
realen Marktbedingungen
Anlagen im Regelleistungsmarkt zu haben, da sie die Kosten signifikant senken
können. Würden die idealen Marktbedingungen implementiert, könnten die
Kosteneinsparungen bei Teilnahme eines 30 GW Pools am Regeleistungsmarkt 420 %
höher sein. Photovoltaik hat ein insgesamt geringeres Kostensenkungspotential, allein
schon bedingt durch die geringeren Vollaststunden. Insgesamt könnten durch die
Implementierung der idealen Marktbedingungen gegenüber dem Status quo ein um
1400 % höheres Kostensenkungspotential erreicht werden.
4.6 Reales Gebotsverhalten & Pooling
Die oben dargestellten Ergebnisse grenzen die Gebote zwischen Wasserkraftwerken,
Biogasanlagen, Windenergieanlagen, Photovoltaikanlagen und flexiblen Lasten
(inklusive KWK) voneinander ab. Für die reine Potentialanalyse ist es zweckdienlich die
Potentiale einzeln darzustellen. Dies bildet allerdings nicht die Realität ab. Regelleistung
aus Erneuerbaren Energien wird aller Voraussicht nach nicht alleinig aus Regelenergie-
pools erbracht werden, welche nur eine Anlagengattung beinhalten. Ein realer Pool
zum Angebot von Regelleistung wird aller Wahrscheinlichkeit nach aus verschiedenen
Erneuerbaren Energien-Anlagen, Lasten (wie z.B. Power-to-Heat) und kleineren KWK-
Anlagen bestehen. Dies hat den Vorteil, dass Risiken reduziert werden können und
bietet die Möglichkeit, Kosten einzelner Sparten gegeneinander zu optimieren.
Werden steuerbare Erneuerbare Energien, oder auch Lasten und KWK-Anlagen, mit
fluktuierend einspeisenden Erneuerbaren Energien kombiniert, können durch den
Zusammenschluss die Zuverlässigkeit und das Angebotspotential gesteigert werden.
Dies liegt vor allem an dem verschiedenen Charakteristiken der probabilistischen
0
4 000 000
8 000 000
12 000 000
16 000 000
20 000 000
Koste
nein
sparu
ng/Z
usatz
erlös [
€]
95 %99 %
99.9 %99.994 %
Wind
12 Std. Einsparung
Wind
12 Std. Zusatzerls
Wind
4 Std. Einsparung
Wind
4 Std. Zusatzerlös
Wind
4 Std. Einsparung
Wind
1 Std. Zusatzerlös
PV
12 Std. Einsparung
PV
12 Std. Zusatzerlös
PV
4 Std. Einsparung
PV
4 Std. Zusatzerlös
PV
1 Std. Einsparung
PV
1 Std. Zusatzerlös
Abbildung 13: Wirtschaftliche
Potentiale negativen
Minutenreservebereitstellungd
urch Wind- und
Photovoltaikanlagen unter
realen Marktbedingungen
(30 GW)
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 36 | 46
Regelleistungspotentiale
Erneuerbarer Energien unter
realen Marktbedingungen
Prognosen für fluktuierend einspeisende Erneuerbare Energien und der Ausfallwahr-
scheinlichkeit von steuerbaren Anlagen. Dieser Poolingeffekt hat zur Folge, dass ein
gemeinsam anbietender Pool ein höheres Angebotspotential hat als beide Pools jeweils
getrennt.
Die Ausfallwahrscheinlichkeit der steuerbaren Anlagen haben eine diskrete
Wahrscheinlichkeitsverteilung, mit Werten ausschließlich für die verschiedenen
Betriebszustände (normaler Betrieb, Teilausfall, Totalausfall), während der Prognosefeh-
ler der fluktuierend einspeisenden Erneuerbaren Energien eine stetige Wahrscheinlich-
keitsverteilung mit funktionalen Zusammenhang hat. Werden die Anlagen nun
gemeinsam angeboten, indem die probabilistische Prognose für den Windparkpool,
wie oben beschrieben für die Zuverlässigkeit von 99,994%, mit der Wahrscheinlichkeit
der steuerbaren Anlagen kombiniert wird, kann sich ein höheres Potential ergeben.
Folgendes Beispiel soll verdeutlichen wie dieses Vorgehen funktioniert. Nachfolgende
Abbildung zeigt das Ergebnis der Kombination eines Windparkpools mit einer
Nennleistung von insgesamt 1000 MW und einem Pool aus 5 Gaskraftwerken, die je
200 MW Regelleistung bereitstellen können. Das Angebot über zwei Tage basiert auf
der Vortagsprognose. Die Blaue Linie zeigt den Verlauf des Angebots des Gaskraft-
werkpools einzeln, die grüne Linie das Angebot des Windparkpools einzeln. Die braune
Linie ist die Summe des Angebots beider Angebote, während die rote Linie das
Angebot des gemeinsam angebotenen Pools aus Windparks und Gaskraftwerken ist. Es
ist zu erkennen, dass durch Kombinationseffekte das Angebot der Gasturbinen durch
die Kombination mit Windenergieanlagen deutlich gesteigert werden kann, selbst in
Zeiten, in denen der Windparkpool alleine keine oder kaum Regelleistung hätte
anbieten können. Die Stärke dieses Effekts hängt davon ab, wie stark sich die
kombinierten Prognosen in ihrer Charakteristik unterscheiden. Wird eine Untertags-
prognose des Windparks mit den Gasturbinen kombiniert, so ist der Effekt weniger
stark ausgeprägt, da die Fehlerverteilung bei der Untertags-Prognose wesentlich
schmaler ist und damit eher einen diskreteren Charakter hat als die Vortagsprognose.
Bestünde der Pool aus 50 Gasturbinen zu je 20 MW (bei derselben Gesamtleistung)
würde sich der Effekt auch verkleinern, da die Ausfallwahrscheinlichkeit der
Gasturbinen stetiger ist im Vergleich zu dem Pool mit 5 Gasturbinen zu je 200 MW.
0 20 40 60 80 100 120 140 160 180 2000
200
400
600
800
1000
1200
1400
Zeit [1/4 Stunden]
Ma
x. A
ng
ebo
t [M
W]
Pool WindparksPool GasturbinenSumme beider PoolsGemeinsamer Pool
Abbildung 14:
Angebotspotentiale eines
Pools aus
Windenergieanlangen und
Gasturbinen (Speckmann et. al
2014)
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Vergleich und Fazit
5 Vergleich und Fazit
5.1 Potentialunterschiede durch Marktbedingungen
In Kapitel 3 werden die optimalen Bedingungen zur Bereitstellung von Regelleistung
aus fluktuierend einspeisenden Erneuerbaren dargestellt. Dabei haben die einzelnen
Regelungen einen unterschiedlichen Einfluss.
1. Die Produktlänge hat ein Einfluss auf das Regelleistungspotential. Da jeweils
immer nur das Minimum eines Zeitintervalls als Regelleistung angeboten wird,
ist die Variabilität der fluktuierend einspeisenden Erneuerbaren Energien ein
limitierender Faktor.
o Bei Windenergieanlagen gilt, dass eine Potentialreduktion bei einem
Produktlängenunterschied von einer Stunde und vier Stunden relativ
gering ausfällt. Das Regelleistungspotential verringert sich deutlich
stärker bei einer Verlängerung der Produktlänge. In die Realität über-
tragen bedeutet dies, dass Windenergie mit den Vier-Stunden-
Produkten am Minutenreservemarkt teilnehmen kann. Die Vorhalte-
zeit von 12 Stunden bei der Sekundärregelleistung im HT/NT-Tarif al-
lerdings stellt sich als limitierender Faktor heraus.
o Für Photovoltaikanlagen sieht die Situation hingegen anders aus. Die
größten Potentialverluste ereignen sich bei einem Produktlängenun-
terschied von einer Stunde und vier Stunden. Dies gilt insbesondere
für die derzeitige Lage der Regelleistungsprodukte am Tag. Minuten-
reserve wird in Vier-Stunden-Blöcken beginnend bei 0:00 Uhr ausge-
schrieben. Das bedeutet, dass für Photovoltaik nur die Blöcke von
8:00-12:00 Uhr und 12:00-16:00 Uhr für die Teilnahme in Frage
kommen und dies in signifikanten Mengen auch nur in den Sommer-
monaten relevant ist. Die Bereitstellung von Sekundärregelleistung
durch Photovoltaikanlagen wäre demnach nicht möglich.
o Biomasse und Wasserkraftanlagen würden ebenfalls von einer kürze-
ren Produktlänge profitieren, da die Bereitstellung von Regelleistung
auf Stundenbasis besser mit dem normalen Betrieb übereingebracht
werden kann. Bei den Biogasanlagen ist der limitierende Faktor häufig
die Größe des Gasspeichers. Bei dem Abruf von negativer Regelleis-
tung über die gesamte Produktlänge füllt sich der Gasspeicher einer
Biogasanlage. Besteht keine Möglichkeit dieses Gas anderweitig zu
nutzen, muss das Gas verbraucht werden und limitiert somit das Re-
gelleistungspotential. Ein weiterer Aspekt ist die Wärmenachfrage bei
wärmegeführten Anlagen, welche bedient werden muss.
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Vergleich und Fazit
2. Die Vorlaufzeit zwischen Auktionierung und Regelleistungsbereitstellung
variiert derzeit zwischen einigen Stunden und mehr als einer Woche. In der
Minutenreserve können wochentäglich Angebote erstellt werden.
o Für Windenergie- und Photovoltaikanlagen kann am Vortag mit hin-
reichender Sicherheit die Einspeisung prognostiziert werden. Das be-
deutet, dass diese Anlagen Ihr Potential jeweils von Dienstag bis
Samstag nutzen können. Da Minutenreserve für Sonntag und Montag
ebenfalls schon am Freitag beschafft wird, können die Potentiale nicht
genutzt werden. Dabei ist insbesondere der Sonntag kritisch, da die
Regelleistung aus konventioneller Erzeugung bereitgestellt werden
muss, in Zeiten mit geringer Nachfrage und womöglich hoher Einspei-
sung aus fluktuierender Erzeugung aus Erneuerbaren Energien. Letzt-
endlich führt diese Must-Run-Problematik zu einer Situation in der
Erzeugung aus Erneuerbaren Energien abgeregelt werden muss, weil
andere Kraftwerke systembedingt nicht heruntergefahren werden
können.
o Für Biomasse und Wasserkraftanlagen stellt die Vorlaufzeit kein größe-
res Problem dar. Einzig die Ungewissheit über die Teilnahme am
Spotmarkt, welche zum Zeitpunkt des Angebots noch unsicher ist,
kann hier genannt werden. Dies ist aber ein Mechanismus dem alle
Anbieter unterliegen.
3. Die geforderte Zuverlässigkeit von 99,994 % stellt eine Herausforderung für
alle Marktteilnehmer dar. Diese Zuverlässigkeit wird durch die Besicherung des
Angebots erreicht.
o Das Potential zur Regelleistungsbereitstellung bei Windenergie- und
Photovoltaikanlagen sinkt bei steigender Zuverlässigkeit. Es ist aber
wenig wünschenswert die Zuverlässigkeit unter die Zuverlässigkeit
vorhandener Anbieter zu bringen, da die Regelleistung als Systemre-
serve gebraucht wird. Die Folgen einer Nicht-Erbringung im großen
Maßstab sind schwer abzuschätzen. Darüber hinaus kann die Zuver-
lässigkeit des Angebots durch das Pooling mit steuerbaren Anlagen
positiv beeinflusst werden. Durch die Kombination von Anlagen, wel-
che unterschiedliche Faktoren haben, die die Zuverlässigkeit beeinflus-
sen, sind neue Ansätze denkbar, welche die Nachteile einer hohen
Zuverlässigkeit teilweise ausgleichen können.
o Biomasse- und Wasserkraftanlagen nehmen bereits am Markt teil und
haben diese Herausforderung bereits erfolgreich adressiert.
Flexible Einheiten wie Biomasse, Wasserkraftanlagen, Blockheizkraftwerke, Speicher
und steuerbare Lasten werden jeweils immer dann flexibel zur Regelleistungsbereitstel-
lung herangezogen, wenn dies gesamtwirtschaftlich optimal ist. Das bedeutet, dass
sich ein konstant ändernder Mix der Regelleistungsvorhaltung ergibt, welcher sich
flexibel am Bedarf orientiert. Viele Probleme wie z.B. die Wochenendproblematik kann
schon durch diese Flexibilität begegnet werden. Allerdings ist es besser ein größeres
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Potential zur Verfügung zu haben, damit daraus dann die am besten geeigneten
Einheiten ausgewählt werden können.
5.2 Handlungsempfehlung
Um die Erbringung von Regelleistung aus fluktuierend einspeisenden Erneuerbaren
Energien zu fördern werden folgenden Maßnahmen vom Fraunhofer IWES
vorgeschlagen:
1. Eine Verkürzung der Vorlaufzeiten, also der Zeit zwischen Ausschreibung und
tatsächlicher Vorhaltung der Regelleistung, auf einen Tag würde es ermögli-
chen, dass fluktuierend einspeisende Erneuerbare Energien am Regelleis-
tungsmarkt ihr Potential nutzen können.
o Eine noch kürzere Vorlaufzeit für Windenergie- und Photovoltaikanla-
gen ist zusätzlich vorteilhaft, da durch den kürzeren Prognosehorizont
die Unsicherheit der Prognose abnimmt. Eine so radikale Verkürzung
könnte allerdings andere Marktteilnehmer evtl. Probleme bereiten, da
z.B. konventionelle Kraftwerke eine längere Inbetriebnahmezeit brau-
chen, wenn sie nicht am Netz sind.
o Historisch gesehen wird Regelleistung über lange Zeiten ausgeschrie-
ben, da diese durch konventionelle Kraftwerke erbracht wurde. In Zei-
ten, in denen die Last jeden Tag annähernd gleich ist, kann der
Kraftwerksbetreiber gut abschätzen, dass seine Anlagen zu einer be-
stimmten Zeit Strom liefern werden. Bedingt durch die fluktuierend
einspeisenden Erneuerbaren Energien werden konventionelle Kraft-
werke zunehmend flexibel gefahren. Der Betreiber hat die Sicherheit,
dass er Strom liefern wird, nicht mehr über einen langen Zeitraum.
Der Einsatzplan ändert sich von Tag zu Tag. Aus diesem Grund ist es
sinnvoll, die Vorlaufzeiten zu reduzieren, damit Kraftwerke Regelleis-
tung bereitstellen können, wenn sie ohnehin Strom liefern.
o Derzeitig wird Regelleistung in den verschiedenen Qualitäten be-
schafft. Primärregelleistung und Sekundärregelleistung werden wö-
chentlich ausgeschrieben, Minutenreserve wochentäglich als
Vortagesauktion (also von Montag bis Freitag). Im Falle der Primärre-
gelleistung und Sekundärregelleistung bedeutet das, dass der Anbieter
u.U. bereits mehr als eine Woche im Voraus wissen muss, ob seine
Anlage Regelleistung liefern kann oder nicht. Wie viele andere Anbie-
ter auch, können fluktuierend einspeisende Erneuerbare Energien mit
einem derart langen Prognosehorizont nicht zuverlässig anbieten.
Gleiches gilt für die wochentägliche Ausschreibung der Minutenreser-
veleistung, welche ebenfalls verhindert, dass fluktuierend einspeisende
Erneuerbare Energien zuverlässig für Sonntage und Montage Regel-
leistung anbieten könnten.
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Vergleich und Fazit
2. Die Vorhaltezeit, auch Produktlänge genannt, sollte auf eine Stunde reduziert
werden.
o Bei der Primärregelleistung muss über den Zeitraum einer Woche die
Regelleistung vorgehalten werden, bei der Sekundärregelleistung je-
weils 12 Stunden eines Tages am Stück für sieben Tage. Bei der Minu-
tenreserve sind es Blöcke von vier Stunden, welche einzeln beschafft
werden.
o Die Regelleistungsprodukte wurden ausgestaltet mit einem konventi-
onellen Kraftwerkspark im Hinterkopf. Grundlastkraftwerke sind dafür
geeignet Primärregelleistung für den Zeitraum einer Woche vorzuhal-
ten, da sie immer am Netz sind. Mittellastkraftwerke sind prädestiniert
um Sekundärregelleistung anzubieten, da die Sekundärregelleistung
sich am Tag-Nacht-Wechsel (Peak/Off-Peak) orientiert. Spitzenlast-
kraftwerke sind demnach für die Minutenreserve vorgesehen. Durch
den Wandel im Energiesystem ist eine eindeutige Unterteilung der Be-
triebsführung in Grundlast, Mittellast und Spitzenlast nicht mehr mög-
lich. Folglich ist die eigentliche Zielgruppe, welche bei der
Ausgestaltung der Regelleistungsprodukte vorgesehen war, nicht
mehr unbedingt vorhanden. Kürzere Produktlängen würden konventi-
onellen Kraftwerken die Freiheit geben, Regelleistung dann bereit zu
stellen, wenn sie auch Strom liefern.
o Je länger die Vorhaltezeit, desto schwieriger ist es, einen Block bedie-
nen zu können. Eine Verkürzung der Vorhaltezeit würde bedeuten,
dass Regelleistung flexibler und bedarfsgerechter angeboten werden
kann, nämlich immer genau aus den Einheiten, die zum Zeitpunkt am
besten geeignet sind.
o Die Synchronisation mit dem Spotmarkt ermöglicht eine Entkopplung
der „Must-Run“-Kraftwerke von der Regelleistungsbereitstellung.
Wenn diese Kraftwerke keine Elektrizität bereitstellen, werden sie
auch keine Regelleistung bereithalten.
3. Abschaffung des Verbots von regelzonenübergreifenden Pooling
o Regelleistung wird üblicherweise von einem Pool aus Anlagen er-
bracht. Das Verbot von regelzonenübergreifendem Pooling bedeutet,
dass Regelleistung gemeinsam immer nur aus Anlagen einer Regelzo-
ne gemeinsam erbracht werden kann.
o Regelzonenübergreifendes Pooling ist nicht möglich, da jeder Übertra-
gungsnetzbetreiber für seinen Netzbereich verantwortlich ist. Mit der
Einführung eines gemeinsamen Netzregelverbunds aller deutschen
Übertragungsnetzbetreiber ist diese Verantwortung gemeinschaftlich
übernommen worden. Das Verbot des regelzonenübergreifenden Poo-
ling ist historisch bedingt und nicht mehr zwingend notwendig. Wür-
de es abgeschafft werden, müssten allerdings Netzengpässe bei der
Regelleistungsbereithaltung vermehrt betrachtet werden.
o Für die fluktuierend einspeisenden Erneuerbaren Energien bedeutet
das, dass Ausgleichseffekte aufgrund der geografischen Verteilung
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Vergleich und Fazit
von Windenergieanlangen und Photovoltaikanlagen nicht genutzt
werden können. Diese Ausgleichseffekte bewirken, dass Prognosefeh-
ler sich teilweise gegenseitig aufheben. Zusätzlich dazu sichern sie ge-
gen extreme unvorhergesehene Wetterereignisse ab, da diese nie
zeitgleich im gesamten Land auftreten, wohl aber eine große Gleich-
zeitigkeit innerhalb einer Regelzone aufweisen können.
o Ein Pooling mit steuerbaren Anlagen kann u.U. dadurch erschwert
werden, dass die Einheiten in einer anderen Regelzone angeschlossen
sind.
4. Die Präqualifikationsbedingungen muss für stochastische Einheiten angepasst
werden
o Alle Einheiten haben eine Wahrscheinlichkeit, die angebotene Regel-
leistung beim Abruf nicht liefern zu können. Einheiten, welche einem
anderen Typ von Risiko unterliegen, wird der Zugang verwehrt. Darun-
ter zählen neben fluktuierend einspeisenden Erneuerbaren Energien
zum Beispiel in Zukunft auch E-Kfz oder Lastmanagementanwendun-
gen. Bei diesen Einheiten ist nicht der technische Fehler einer Einheit
determinierend über die Zuverlässigkeit der Regelleistungsvorhaltung,
sondern die Prognoseungenauigkeit bei der Ermittlung der Angebots-
erstellung.
o Dieses stochastische Verhalten, gepaart mit der Charakteristik der va-
riablen Einspeisung, ist anders als das Ausfallverhalten konventioneller
Anlagen. Ausschlaggebend sollte aber nicht das Ausfallverhalten sein,
sondern nur die Zuverlässigkeit der Erbringung beim Abruf. Diesem
Umstand sollte mit geänderten Regelleistungspräqualifikationsbedin-
gungen bedacht werden.
o Die Herausforderung hier ist, dass mit Einheiten umgegangen werden
muss, welche in der Energiewirtschaft auf der Erzeugerseite so nicht
vorgekommen sind. Die Zunahme kleiner dezentraler Einheiten mit
stochastischem Verhalten in das Energiesystem ist eine Herausforde-
rung an den Systembetrieb.
Für alle vorangegangenen Handlungsempfehlungen gilt, dass die Marktbedingungen
stets das Optimum darstellen sollten, um allen Marktteilnehmern einen fairen
Wettbewerb zu ermöglichen. Nur so kann garantiert werden, dass zu jedem Zeitpunkt
auch tatsächlich die am besten geeignete Einheit Regelleistung bereitstellt. Bei dieser
Betrachtung müssen auch die etwaigen Geschäftsmodelle der einzelnen Anbieter eine
Rolle spielen. Selbst wenn Windenergieanlangen und Photovoltaikanlagen technisch in
der Lage sind, Regelleistung zu erbringen, heißt das noch nicht, dass es wirtschaftlich
attraktiv ist.
Über die vorangegangen Fragestellungen hinaus ist es grundsätzlich sinnvoll, über die
zukünftige Gestaltung der Strommärkte nachzudenken. Um die Wochenendproblema-
tik in den Griff zu kriegen müssten nicht unbedingt die Vorlaufzeiten geändert werden,
sondern wäre es auch denkbar, dass die Produkte ganz anders gestaltet werden. Ein
wirkleistungsabhängiges Regelleistungsprodukt wäre hier ein Ansatz. Dies würde dem
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Vergleich und Fazit
Fakt Rechnung tragen, dass bei viel Windenergie und Photovoltaik im Netz ein hoher
Regelleistungsbedarf besteht. Ein Produkt, welches sich nach der Wirkleistung richtet
wäre in diesem Zusammenhang dann für die fluktuierend einspeisenden Erneuerbaren
Energien wünschenswert, weil dadurch viel Regelleistung bereitgestellt wird, wenn sie
benötigt würde. Das bedeutet, dass das Regelenergiepotential hoher Einspeisung groß
ist und damit der hohe Regelleistungsbedarf zu diesem Zeitpunkt bedient werden
kann. Konkret könnte es dann so ausgestaltet werden, dass die Einheiten einen
bestimmten Prozentsatz ihrer derzeitigen Einspeisung als Regelleistung anbieten
würden. Diese Art der Regelleistungsbereitstellung wird derzeit in Irland (EirGrid 2013)
praktiziert. Eine solche Umsetzung würde aber auch bedeuten, dass die Marktregeln
grundsätzlich angepasst werden müssen. Das derzeitige System des Angebots und des
Nachweises ist dann nicht mehr anwendbar. Insbesondere der heute übliche Nachweis
über den Fahrplan einer Anlage ist dann nicht mehr möglich, was auch in dem irischen
Beispiel der Fall ist.
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 43 | 46
Literatur
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gen - Abschlussbericht. Fraunhofer IWES. Kassel
Fraunhofer IWES Marktbedingungen für die Regelleistungsbereitstellung durch Erneuerbare Energien 45 | 46
Begriffsdefinitionen
7
Begriffsdefinitionen
BHKW Blockheizkraftwerk; KWK-Generator
EE Erneuerbare Energien
EEG Erneuerbare-Energien-Gesetz
EE-Methan Synthetische Methan, welches mit Überschuss-
strom hergestellt wird
EE-Wasserstoff Synthetischer Wasserstoff, welcher mit
Überschussstrom hergestellt wird
ENTSO-E European Network of Transmission System
Operators for Electricity, Verband der europäi-
schen ÜNB
Graf-Haubrich-Verfahren Verfahren zur Dimensionierung des Regelleis-
tungsbedarfs, angewandt durch die vier ÜNB in
Deutschland
Hz/mHz Hertz/Milihertz; Einheit für die Frequenz
KWK Kraft-Wärme-Kopplung; Gleichzeitige
Bereitstellung Strom und Wärme
Must-Run Kraftwerke die für Aufrechthaltung der
Systemstabilität notwendig sind
nRMSE normalised root-mean-square error; Messgröße für
die Qualität der Windleistungsprognose
n-1 Absicherung des Ausfall des größten Betriebsmit-
tels, auch n-2 möglich
MW Megawatt; Einheit für elektrische Leistung
TWh Terrawattstunde; Einheit für elektrische Energie
PV Photovoltaik
Überschussstrom Strom aus EE, zu welchem es keine Nachfrage
gibt. Bei Nichtnutzung wird er abgeregelt
ÜNB Übertragungsnetzbetreiber
Untertags-Prognose: Prognose die eine Stunde vor Beginn des
prognostizierten Zeitraums erstellt wurde. Kann
beliebig auf andere Vorlaufzeiten erweitert wer-
den
VNB Verteilnetzbetreiber
Auftraggeber:
Bundesverband Erneuerbare Energie e.V. (BEE)
Hannover Messe
Auftragnehmer:
Fraunhofer-Institut für Windenergie und Energiesystemtechnik (IWES)
Bereich Energiewirtschaft & Netzbetrieb
Königstor 59
34119 Kassel
www.iwes.fraunhofer.de
Autor:
Malte Jansen
malte.jansen@iwes.fraunhofer.de
+49 (0)561 / 7294 - 465
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