Die Studie „Energiewirtschaftliche Planung für die Netzintegration von Windenergie in Deutschland an Land und Offshore“ (dena-Netzstudie)1 untersucht die Auswirkungen des Ausbaus der regenerativen Energien (REG) zur Stromerzeugung, insbesondere der Windenergie, auf das elektrische Verbundnetz und den Kraftwerkspark für den Zeitraum von 2003 bis 2015. In einer Folgestudie (dena-Netzstudie II) soll dann die Entwicklung mit weiter steigenden REG-Beiträgen zur Stromerzeugung bis zum Jahr 2025 untersucht werden. Im Folgenden werden die Ergebnisse der dena-Netzstudie hinsichtlich der Auswirkungen des REG-Ausbaus auf den Regel- und Reservebedarf des gesamten Kraftwerksparks analysiert.
Die gesicherte Leistung der installierten REG-Anlagenkapazitäten (Leistungskredit) beschreibt, welcher Anteil dieser Kapazitäten zur Deckung der saisonalen Höchstlast als gesichert angesehen werden kann. Unterstellt wird in den Untersuchungen der dena-Netzstudie ein Niveau der Versorgungssicherheit von 99%. Die Jahreshöchstlast tritt in Deutschland während besonders kalter Perioden auf. Der Leistungskredit beschreibt somit, wie viel konventionelle Kraftwerksleistung langfristig nicht als Reserve vorgehalten werden muss, um die Stromversorgung sicher zu stellen.
Abbildung 1: Durchschnittlicher Zugewinn an gesicherter WEA-Leistung zum Zeitpunkt der Jahreshöchstlast2; Quelle: dena-Netzstudi.
Im Szenario der dena-Netzstudie wird ein Ausbau der Windenergie von rund 15 GW installierter Leistung in 2003 auf 36 GW in 2015 (davon 26,2 GW Onshore und 9,8 GW Offshore) prognostiziert. Die Windstromeinspeisung steigt in diesem Zeitraum von 24 TWh/a auf 77 TWh/a. Der Leistungskredit der Windenergie in 2015 beträgt 6% der installierten Windenergieleistung (Abbildung 1). In 2015 können somit rund 2,2 GW Windenergie als gesicherte Leistung zur Höchstlastdeckung beitragen und die installierte Leistung des konventionellen Kraftwerksparks um diesen Betrag reduziert werden. Zusätzlich kann die installierte Leistung des konventionellen Kraftwerksparks durch den Ausbau der nicht dargebotsabhängigen regenerativen Energien (Biomasse und Geothermie) um weitere 3,5 GW reduziert werden. Die installierte Anlagenleistung zur regenerativen Stromerzeugung in Höhe von rund 39,5 GW ersetzt somit bis zum Jahr 2015 insgesamt ca. 5,7 GW an konventioneller Kraftwerksleistung.
Die bei Nutzung dargebotsabhängiger regenerativer Energiequellen (vor allem Windenergie und Solarstrahlung) benötigte Regel- und Reserveleistung ist direkt abhängig von der Güte der Prognose des Primärenergieangebots. Je mehr sich Prognose und tatsächliche Stromeinspeisung unterscheiden, desto größer wird der Bedarf. Um unvorhergesehene Veränderungen der REG-Stromeinspeisung kurzfristig ausgleichen zu können, muss jederzeit ausreichend positive und negative Regel- und Reserveleistung zur Verfügung stehen. Grundsätzlich unterscheidet man zwischen Primär- und Sekundärregelleistung sowie Minuten- und Stundenreserve.
Die Verfügbarkeit und Übertragung der erforderlichen Regel- und Reserveleistungen muss auch in kritischen Fällen gewährleistet sein. Beim Neubau von Spitzenleistungskraftwerken spielen deshalb der Standort und die zeitliche Verfügbarkeit der Übertragungskapazitäten eine entscheidende Rolle.
Primärregelleistung. Die bisherigen Erfahrungen mit der Leistungsabgabe der Windenergieanlagen (WEA) im großräumigen Verbund haben gezeigt, dass die Veränderungen des Prognosefehlers der WEA-Einspeisung im Zeitbereich der Primärregelleistung gering sind und ohne zusätzlichen Primärregelleistungsbedarf ausgeregelt werden können. Dies könnte sich jedoch verändern, wenn nach dem Anschluss sehr großer Windparks an das Verbundnetz die Ausfallleistung infolge eines Einfachfehlers die Leistung von thermischen Großkraftwerken überschreitet. Ebenso kann sie durch Sturmabschaltungen bei hoher regionaler Konzentration von Windenergieanlagen notwendig werden. Im Rahmen der dena-Netzstudie wird davon ausgegangen, dass diese Effekte beim Ausbau der Windenergie durch Einsatz entsprechender Technik Berücksichtigung finden und damit kein zusätzlicher Bedarf an Primärregelleistung notwendig wird.
Sekundärregelleistung. Die Wirkung des Prognosefehlers der Windenergieeinspeisung auf die Höhe der vorzuhaltenden Sekundärregelleistung ist noch nicht abschließend geklärt und wurde in der dena-Netzstudie nicht untersucht. Es wurde aber auf Grund der vorliegenden Erfahrungen unterstellt, dass die Abweichungen, die durch die Erhöhung des Prognosefehlers der WEA-Stromeinspeisung verursacht werden, im maßgeblichen Zeitraum auch bei weiterem Ausbau der Windenergie ohne zusätzliche Sekundärregelleistung ausgeglichen werden können.
Durch den Ausbau der Windenergie steigt der Bedarf an positiver und negativer Minuten- und Stundenreserve. Dabei wurde eine Entwicklung der Windprognosegüte gemäß Tabelle 1 angenommen.
| day ahead Windprognose | 4h Windprognose | |||||||
| Mittel-wert | Standard- abweichung |
Min. | Max. | Mittel-wert | Standard- abweichung |
Min. | Max. | |
| 2003 | -0,28% | 7,29% | -27,5% | 41,5% | 1,26% | 4,92% | -17,0% | 33,0% |
| 2015 | -0,32% | 5,91% | -23,5% | 29,5% | 0,97% | 3,89% | -14,0% | 24,3% |
Tabelle 1: Kennzahlen der day ahead - und 4h-Windprognose in %
der installierten WEA-Leistung 2003 und 2015.
Quelle: dena-Netzstudie.
Im Jahr 2003 mussten durchschnittlich 1,2 GW und maximal 2,0 GW positive Reserveleistung einen Tag im Voraus (day ahead) eingeplant werden. Im Jahr 2015 steigt die durchschnittlich benötigte Reserveleistung auf 3,2 GW (9% der installierten Windleistung, 4% der geschätzten Jahreshöchstlast in 2015). Maximal sind 7,0 GW Reserveleistung einen Tag im Voraus einzuplanen.
Um den steigenden Bedarf an positiver Reserveleistung zu decken, sind folgende Maßnahmen im Kraftwerkspark notwendig:
Bei weiterem Windenergieausbau steigt auch der Bedarf an negativer Reserveleistung. Im Jahr 2003 mussten im Mittel 0,75 GW und maximal 1,9 GW negative Reserveleistung einen Tag im Voraus eingeplant werden. Im Jahr 2015 werden dann durchschnittlich 2,8 GW (5% der installierten Windleistung, 3% der Jahreshöchstlast) bzw. maximal 5,5 GW benötigt. Die Vorhaltung negativer Reserveleistung kann durch folgende Maßnahmen realisiert werden:
Darüber hinaus sind weitere Kraftwerkskapazitäten am Netz, deren Einsetzbarkeit zur Vorhaltung negativer Reserveleistung beschränkt oder ausgeschlossen ist:
Analog zum steigenden positiven Reserveleistungsbedarf wächst der Abruf von positiver Reserveenergie von 2,1 TWh/a in 2003 (0,4% des Jahresstromverbrauchs) auf 5,6 TWh/a (1% des Jahresstromverbrauchs). Davon entfallen ca. 58% auf die Minutenreserve und ca. 42% auf die Stundenreserve. Von den zusätzlich abgerufenen 3,5 TWh/a leisten die Pumpspeicherkraftwerke, deren installierte Leistung im gleichen Zeitraum konstant bleibt, einen Beitrag von rund 1,0 TWh/a.
Die vorzuhaltende positive und negative Reserveleistung und der damit verbundene Abruf von Reserveenergie ist zusammenfassend für die Jahre 2003 und 2015 in Tabelle 2 dargestellt.
| positiv | negativ | |||||
| Durchschnitt | max. | Energie | Durchschnitt | max. | Energie | |
| GW | GW | TWh/a | GW | GW | TWh/a | |
| 2003 | 1,2 | 2,0 | 2,1 | 0,8 | 1,9 | -0,6 |
| 2010 | 2,6 | 5,5 | 4,4 | 2,0 | 4,3 | -1,7 |
| 2015 | 3,2 | 7,0 | 5,6 | 2,8 | 5,5 | -2,3 |
Tabelle 2: Durchschnittlicher und maximaler positiver und
negativer Regel- und Reserveleistungsbedarf 2003 und 2015
und damit verbundener Abruf von Regel- und Reserveenergie.
Quelle: dena-Netzstudie
Durch den Ausbau der regenerativen Energien zur Stromerzeugung entsteht bis 2015 im deutschen Verbundsystem voraussichtlich kein zusätzlicher Bedarf an Primär- und Sekundärregelleistung. Zum Ausgleich von Abweichungen der Windenergieprognose, die trotz kontinuierlicher Verbesserung der Prognosegüte noch vorhanden sein werden, erhöht sich der Bedarf an positiver und negativer Minuten- und Stundenreserve bis 2015 auf das Zwei- bis Vierfache des Bedarfs im Jahr 2003. Die zusätzliche Reserveleistung kann durch neue Spitzenleistungskraftwerke (vor allem Gasturbinen) und durch Anpassung der Betriebsführung bestehender Pumpspeicherkraftwerke bereitgestellt werden. Die installierte Spitzenleistungskapazität steigt in den untersuchten Szenarien der dena-Netzstudie bis 2015 gegenüber 2003 um 1,7 % bis 3,4 % der gesamten in Deutschland installierten Kraftwerksleistung. Der resultierende zusätzliche Reserveenergieabruf wird gemäß dena-Netzstudie zu ca. 30% von Pumpspeicherkraftwerken und zu ca. 70% von fossil befeuerten Spitzenleistungskraftwerken geliefert. Der Abruf positiver Regelenergie beträgt damit 2015 ca. 1% des Stromverbrauchs.