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Herausforderungen bei der Weiterentwicklung von Koordinationsprozessen für die Regelleistungserbringung

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dena Plattform Systemdienstleistung. Mai 2016

4 Grenzen

4 Grenzen bestehender Prozesse und Auswirkungen mangelnder Koordination bei der Regelleistungserbringung. 4.1.2 Konflikte zwischen Regelleistungserbringung und Netzsicherheitsmanagement. Eine Pflicht zur Vorabinformation im Rahmen des NSM durch den Netzbetreiber besteht nur für diejenigen Einsenkungsmaßnahmen, die der Netzbetreiber aufgrund von Prognosen vorab planen kann. Anlagen können aber auch von kurzfristigen Maßnahmen betroffen sein, die auf Basis der Prognosewerte nicht vorhersehbar waren. So kann es bei geplanten NSM-Maßnahmen zu Konflikten mit der Regelleistungsbereitstellung kommen, beispielsweise wenn die Notwendigkeit der NSM- Maßnahme zwar schon am Vortag bekannt ist, die betroffene Anlage sich jedoch an der Ausschreibung für Sekundärregelleistung beteiligt hat, die wöchentlich stattfindet. 11 Bei Minutenreserveleistung, die täglich ausgeschrieben wird, kommt es zu vergleichbaren Problemen, wenn untertägig eine NSM-Maßnahme angekündigt wird. Für den Abruf der Regelleistung verwendet der ÜNB bisher nur Informationen über Leistungsvorhaltung und den angebotenen Arbeitspreis der technischen Einheit, die die Regelleistung erbringen soll. Informationen bezüglich des Netzanschlusspunkts der technischen Einheit und der dort vorliegenden Netzsituation werden nicht berücksichtigt. Dies kann bei der Regelleistungserbringung dazu führen, dass der ÜNB Regelleistung abruft und gleichzeitig über die Kaskade vom zuständigen VNB das Einsenken der potenziell regelleistungserbringenden technischen Einheit einfordert. Der Einbezug der Standortinformation der technischen Einheit ist insbesondere für Regelleistungspools kein triviales Problem, wie im folgenden Abschnitt erläutert wird. 4.1.3 Einbindung von Regelleistungspools. Bei der Ausgestaltung von Koordinationsprozessen gilt es, die Bereitstellung von Regelleistung über einen durch Aggregatoren gesteuerten Pool von der Bereitstellung aus einer einzelnen technischen Einheit 12 zu unterscheiden. Regelleistungspools bringen folgende Eigenschaften mit sich, die bei der Ausgestaltung von Koordinationsprozessen zu berücksichtigen sind: • Die durch den Aggregator im Regelleistungspool zusammengefassten technischen Einheiten können an Netze verschiedener VNB angeschlossen sein. • Der Anbieter der Regelleistung sichert über die ihm bekannten Wahrscheinlichkeiten der Bereitschaft der Einzelanlagen eine ausreichend sichere Verfügbarkeit der insgesamt angebotenen Regelleistung ab. Im Vorfeld ist aber nicht genau bekannt, welche Anlagen im Pool zur Gesamtleistung beitragen werden. Da sich ein Pool über verschiedene Verteilnetze erstrecken kann, kann somit auch die Wirkung eines Abrufs auf das jeweilige Verteilnetz im Vorfeld nicht vollständig bestimmt werden. Hier zeigt sich beispielhaft der generelle Zielkonflikt: Einerseits wird für die Regelleistungserbringung aus kleineren Erzeugungsanlagen Pooling benötigt, damit die Steuerung der für Regelleistung eingesetzten technischen Einheiten für den ÜNB handhabbar bleibt. Andererseits wird mit einer 11 Im Rahmen des „Festlegungsverfahrens zur Weiterentwicklung der Ausschreibungsbedingungen und Veröffentlichungspflichten für Sekundärregelung und Minutenreserve“ durch die BNetzA werden die Ausschreibungszeiträume gegebenenfalls verkürzt. Dies würde das angesprochene Problem vermindern, es lässt sich aber nicht grundsätzlich ausschließen. 12 Als technische Einheit kann zum Beispiel auch ein Wind-/Photovoltaik-Park gelten, der an einem Netzknoten einspeist. 16

4 Grenzen bestehender Prozesse und Auswirkungen mangelnder Koordination bei der Regelleistungserbringung. zunehmenden Erbringung von Regelleistung aus DEA im Verteilnetz auch häufiger eine Koordination bezüglich der Netzsituation in den Verteilnetzen erforderlich sein. Hierfür werden wiederum Standortinformationen zu den einzelnen Regelleistung erbringenden Anlagen benötigt. 4.2 Ausgangsbedingungen für das Entstehen von Konfliktsituationen. Wie bereits in Abschnitt 3.2 beschrieben, können die Ausgangsbedingungen für das Entstehen von Konfliktsituationen bei der Regelleistungsbereitstellung aus dem Verteilnetz gegeben sein, wenn in einem Netzgebiet ein hoher EE-Anteil angeschlossen ist, DEA in diesem Netzgebiet in einem signifikanten Umfang für die Regelleistungserbringung präqualifiziert sind und eine hohe Auslastung der vorhandenen Netzkapazitäten vorliegt. Diese Indikatoren werden in Zukunft weiter zunehmen. Der durchschnittliche EE-Anteil am deutschen Stromverbrauch lag 2014 bei rund 28 Prozent. 13 Die im EEG festgeschriebenen Ziele liegen bei 40 bis 45 Prozent bis zum Jahr 2025 und bei 55 bis 60 Prozent bis zum Jahr 2035. Da bereits heute in Regionen mit hohem EE-Anteil vereinzelt Probleme bei der Koordination von Regelleistungserbringung und Netzsicherheitsmaßnahmen auftreten, kann von einer Verschärfung dieser Problematik bei steigendem EE-Anteil ausgegangen werden. Die Anzahl der Regelleistungsanbieter hat in den letzten Jahren zugenommen. Insgesamt stieg die Zahl der präqualifizierten Anbieter zwischen 2007 und 2015 bei der Primärregelung von 5 auf 19 (inklusive Anbietern aus den Niederlanden und der Schweiz), bei der Sekundärregelung von 5 auf 31 und im Minutenreservemarkt von 20 auf 44. 14 Neu hinzugekommen sind dabei auch Poolanbieter, die an das Verteilnetz angeschlossene Anlagen bündeln und betreiben. Die Ergebnisse der dena-Studie Systemdienstleistungen 2030 zeigen unter anderem, dass alternative Erbringer für Regelleistung in Zukunft mehr Verantwortung im Rahmen der Bereitstellung übernehmen können und müssen, da konventionelle Erzeuger zeitweise von Erneuerbaren aus dem Strommarkt verdrängt werden und damit in diesen Zeiten auch nicht für die Regelleistungserbringung zur Verfügung stehen. Außerdem wird der Bedarf an Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung künftig steigen. 15 Es ist daher davon auszugehen, dass es in Zukunft verstärkt zu einer Regelleistungserbringung aus dem Verteilnetz kommen wird, also auch dieser Indikator für Koordinationsbedarf an Bedeutung gewinnt. Zurzeit werden vonseiten der Bundesregierung die Weichen für eine Spitzenkappung der Einspeisung aus Erneuerbaren gestellt, um den Netzausbaubedarf zu reduzieren. 16 Dies bedeutet aber auch, dass Engpasssituationen nicht nur ein vorübergehendes Phänomen sind, das durch Netzausbau vollständig beseitigt wird, sondern dass sie in Netzen mit hohem EE-Anteil standardmäßig auftreten können. Da der EE-Anteil in Zukunft weiter steigen wird, kann auch von einer Zunahme der Engpasssituationen ausgegangen werden. Die Entwicklung der Indikatoren für Konfliktsituationen bei der Regelleistungserbringung aus dem Verteilnetz zeigt somit, dass die Häufigkeit solcher Situationen und die Anzahl betroffener 13 vgl. http://www.bmwi.de/DE/Presse/pressemitteilungen,did=694106.html (abgerufen am 02.11.2015) 14 Anbieter Regelleistung, https://www.regelleistung.net/ext/, abgerufen am 23.10.2015 15 Deutsche Energie-Agentur (2014) 16 BMWi (2014), (2015); E-Bridge u. a. (2014) dena-Plattform Systemdienstleistungen: Herausforderungen bei der Weiterentwicklung von Koordinationsprozessen für die Frequenzhaltung. 17

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