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Sturmtief Sebastian – so flexibel reagierte der Strommarkt

18.10.2017 – Im September 2017 zog das Sturmtief Sebastian über Deutschland. Das hat zu einer hohen Einspeisung von Windenergie in das Stromnetz geführt. An Land sowie in Nord- und Ostsee produzierten Windenergieanlagen am 13. September mehr als 50 Prozent des in Deutschland verbrauchten Stroms. Wie konventionelle Kraftwerke auf solche Einspeisespitzen reagieren, zeigt ein Blick in die Daten von SMARD.

Bei Stürmen übernehmen Windenergieanlagen einen Großteil der Stromerzeugung in Deutschland.

Sowohl die Stromnachfrage als auch die Erzeugung aus Wind und Sonne können rasch steigen oder sinken. Viele konventionelle Kraftwerke waren in der Vergangenheit hingegen eher auf eine konstante Stromproduktion ausgelegt. Sie hätten auf solche dynamischen Veränderungen nur vergleichsweise langsam reagieren können, weil sie nur relativ langsam hoch- und runtergefahren werden konnten. In den vergangenen Jahren haben diese Kraftwerke hinsichtlich ihrer Flexibilität Fortschritte gemacht. Die Flexibilität – Fachleute sprechen auch von Regelbarkeit – ist bei den verschiedenen konventionellen Erzeugungsarten sehr unterschiedlich.

Ein Blick in die Woche vom 11. bis 17. September 2017 zeigt, dass die konventionellen Kraftwerke den gestiegenen Flexibilitätsanforderungen gewachsen sind. Am Mittwoch dieser Woche (13. September) zog das Zentrum des Sturmtiefs Sebastian über Deutschland. Dies ermöglichte auf dem Meer und an Land zeitweise eine sehr hohe Windenergieeinspeisung. Gleichzeitig schien auch die Sonne in Deutschland. Diese Wetterlage stellte hohe Anforderungen an die Regelbarkeit konventioneller Kraftwerke.

Abbildung 1 zeigt die realisierte Erzeugung der einzelnen Energieträger und den realisierten Verbrauch in Deutschland in der Woche 11. bis 17. September 2017. Die Darstellungsreihenfolge der Erzeugungsarten ist so gewählt, dass die Flexibilität der konventionellen Erzeugung erkennbar wird.

Abbildung 1 zeigt, dass am Mittwoch (13. September) die Einspeiseleistung aus Windenergieanlagen an Land teilweise fast 36 GW und auf dem Meer weitere 2 GW betrug. Zusammen mit der PV-Einspeisung von maximal 12 GW und den weiteren erneuerbaren Energieträgern haben diese mit 980 GWh zwei Drittel des gesamten Stromverbrauchs des Tages (1.447 GWh) abgedeckt.

Erkennbar ist auch: Die konventionelle Erzeugung konnte die Differenz zwischen der Erneuerbare-Energien-Erzeugung und der Nachfrage ausgleichen und sich ständig an die Veränderungen anpassen. Sie reagierte flexibel. Die Koordination über die Großhandelspreise am Markt hat funktioniert. In Deutschland wurde in dem Zeitraum mehr Strom erzeugt als nachgefragt und Strom wurde ins Ausland exportiert. Die detaillierte Betrachtung der Einspeisungen während der stürmischen Septemberwoche zeigt, dass neben den Pumpspeichern vor allem die Stein- und Braunkohlekraftwerke die erforderliche Flexibilität auf dem Strommarkt erbracht haben.

Pumpspeicherkraftwerke

Pumpspeicherkraftwerke helfen dabei, die Flexibilitätsanforderung an konventionelle Kraftwerke zu verringern. Sie erhöhen beim Einspeichern zum Beispiel den Stromverbrauch in der Mittagszeit und nehmen dann viel von der Photovoltaik-Stromerzeugung auf. Wenn zu einer anderen Zeit mit zusätzlichem Strom ein guter Preis auf dem Strommarkt erzielt werden kann, können Pumpspeicherkraftwerke schnell und flexibel Strom erzeugen und ausspeichern. Mit dieser entlastenden Wirkung durch zusätzlichen Verbrauch beziehungsweise zusätzliche Erzeugung übernehmen Pumpspeicher eine energiewirtschaftliche Funktion. Ohne die Pumpspeicher müssten die Stein- und Braunkohlekraftwerke wesentlich größere und schnellere Anpassungen vornehmen. Im Ergebnis erlauben Erzeugung und Verbrauch von Pumpspeicherkraftwerken einen gleichmäßigeren Betrieb der Kohlekraftwerke.

Abbildung 2 zeigt die realisierte Erzeugung der Pumpspeicherkraftwerke in der Woche 11. bis 17. September 2017.

Pumpspeicherkraftwerke stellen derzeit die einzigen verfügbaren Stromspeicher mit einer relevanten Größenordnung dar, die am Stromgroßhandel teilnehmen. Es gibt weitere Stromspeichertypen (z. B. Batteriespeicher) mit einer im Vergleich insgesamt deutlich geringeren Leistung. Diese kommen insbesondere im Eigenverbrauch und im Regelenergiemarkt zum Einsatz.

Dem deutschen Stromsystem stehen Pumpspeicher mit ungefähr 9 GW installierter Leistung zur Verfügung. Während sie früher einmal am Tag die Nachfragespitze zur Mittagszeit (höchster Strombedarf des Tages) ausgeglichen haben, sind sie nun oft zweimal am Tag im Einsatz: Sie kompensieren den raschen Nachfrageanstieg am Morgen und den Rückgang der Einspeisung aus Photovoltaikanlagen beim Sonnenuntergang. Zu erkennen ist dies in Abbildung 2 an den beiden Einspeisespitzen an jedem Tag der Woche.

Inzwischen übernehmen die modernen und besonders flexiblen Steinkohlekraftwerke und die teilweise flexiblen Braunkohlekraftwerke einen großen Teil der erforderlichen Erzeugungsanpassung. Das zeigen auch die Daten auf SMARD: Selbst an einem so dynamischen Tag wie dem stürmischen 13. September 2017 war nur weniger als die Hälfte der Pumpspeicherleistung in Betrieb: Von der installierten Leistung wurden maximal knapp 4 GW abgerufen.

Gaskraftwerke

In der betrachteten Septemberwoche haben Gaskraftwerke wenig Strom erzeugt. Der Grund: Das Verhältnis der Brennstoffkosten – also das Verhältnis der Gaspreise zu den Kohlepreisen. Auch unter Einschluss der CO2-Preise ist die Stromproduktion in Gaskraftwerken oft teurer als in Steinkohlekraftwerken. Am Strommarkt konnten die Gaskraftwerke im betrachteten Zeitraum kaum Strom verkaufen. Die folgende Abbildung 3 zeigt die relativ niedrige Einspeisung (bis Sonntagmittag maximal 0,7 GW bei einer installierten Leistung von 27 GW). Die Gaskraftwerke haben in dieser Woche nur rund 1 Prozent der Nachfrage gedeckt.

Abbildung 3 zeigt die realisierte Erzeugung der Gaskraftwerke in Deutschland in der Woche 11. bis 17. September 2017.

Steinkohlekraftwerke

Die Steinkohlekraftwerke haben von Montag (11. September) bis Donnerstag (14. September) mit einer vergleichsweise geringen Leistung eingespeist. Sie haben an diesen Tagen nur noch durchschnittlich gut 4 Prozent der täglichen Nachfrage gedeckt. Erst am Ende der Woche sprang mit abflauendem Wind die Stromproduktion der Steinkohlekraftwerke wieder spürbar an. Von Freitag (15. September) bis Sonntag (17. September) deckte sie durchschnittlich 14 Prozent der Tagesnachfrage.

Abbildung 4 zeigt die realisierte Erzeugung der Steinkohlekraftwerke in Deutschland in der Woche 11. bis 17. September 2017. 

Braunkohle- und Kernenergiekraftwerke

Die Braunkohlekraftwerke haben auf die hohe Windenergieeinspeisung mit Anpassungen auf gut 7 GW reagiert. Wie man in Abbildung 5 erkennen kann, haben sie ihre Produktion damit um die Hälfte reduziert. In Stunden, in denen die Flexibilitätsanforderung noch höher wurde, war offenbar die technische oder ökonomische Regelbarkeit der Braunkohlekraftwerke ausgeschöpft. Dann drosselten auch Kernkraftwerke ihre Erzeugung, die im Allgemeinen nahezu konstant ist. Dies ist besonders deutlich an den Daten für den frühen Montagmorgen der Woche (11. September) zu erkennen (in der Abbildung 5 ganz links). Auch am Mittwochmittag während des Sturms (13. September) zeigt in Abbildung 5 die Kernkraft eine Delle, die einen Hinweis auf diesen Effekt gibt. 

Abbildung 5 zeigt die realisierte Erzeugung der Braunkohlekraftwerke und der Kernkraftwerke in Deutschland in der Woche 11. bis 17. September 2017.

Zum Vergleich: geringere Flexibilität der Braunkohlekraftwerke 2015

Die Betreiber konventioneller Kraftwerke stehen vor der Herausforderung, sich nicht zu langsam, aber auch nicht zu schnell an den wachsenden Bedarf an Regelbarkeit ihrer Kraftwerke anzupassen. Der fortschreitende Ausbau der erneuerbaren Energien erhöht die Anforderungen nicht sprunghaft, sondern kontinuierlich.

Um den in den letzten Jahren erzielten Zuwachs an Flexibilität zu erkennen, lohnt ein Vergleich mit dem Sturmtief Roland von Mitte April 2015. Damals konnten Windenergieanlagen von hohem Windaufkommen profitieren. Sie speisten mit einer Leistung von etwas mehr als 25 GW ein. Die Braunkohlestromerzeugung reagierte weniger flexibel als heute. Sie konnte ihre Erzeugung nur weniger stark reduzieren als während des Sturmtiefs Sebastian im Jahr 2017. Erkennbar ist dies in Abbildung 6 an den im Vergleich zu Abbildung 5 etwas weniger tiefen Tälern und den etwas weniger steilen An- und Abstiegen der Erzeugungskurve. Während 2017 eine Einsenkung auf nur noch 7 GW möglich war, war die Regelbarkeit der Braunkohle im Jahr 2015 bereits bei 9 GW erschöpft. Beim Überfahren der Grafiken mit der Maus werden die Zahlenwerte angezeigt, so dass sich die Werte für die entsprechenden Stunden auf SMARD miteinander vergleichen lassen.

Abbildung 6 zeigt die realisierte Erzeugung der Braunkohlekraftwerke und der Kernkraftwerke in Deutschland vom 9. bis 16. April 2015. 

Zusammengefasst: Die hohe Flexibilität sorgt für eine sichere Stromversorgung

Nachrüstungen von Kraftwerken zur Ertüchtigung ihrer Flexibilität erfordern hohe Investitionen. Diese tätigen die Kraftwerksbetreiber, sobald sie sich rentieren. Also dann, wenn der Ertrag aus den flexibleren Erzeugungsmöglichkeiten die Kosten deckt. Die konventionelle Kraftwerksleistung wird von den Kraftwerksbetreibern so weit flexibilisiert, dass sie auf realistische, zu erwartende Marktereignisse reagieren können. In dem Maße, in dem der Ausbau von Wind- und Sonnenenergie fortschreitet, steigt auch der Flexibilitätsbedarf. Es ist damit zu rechnen, dass die Kraftwerksbetreiber weiter zusätzliche Flexibilität bereitstellen werden.

Die Daten auf SMARD zeigen, dass die Integration der erneuerbaren Energien im Strommarkt derzeit ohne eine Anpassung der Stromnachfrage gelingt und dass darüber hinaus ein erhebliches Flexibilitätspolster besteht. Dank dieses Polsters kann der Strommarkt gut mit Ereignissen wie dem Sturmtief Sebastian umgehen und sorgt für eine stabile Stromversorgung mit hoher Versorgungsqualität und -sicherheit.