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Sichere Versorgung

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Der Umstieg auf regenerative Energien ist aus Gründen des Klimaschutzes und angesichts endlicher fossiler Ressourcen unumgänglich.

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Durch den Ausbau erneuerbarer Energieanlagen kommt es zu stärkeren Frequenzschwankungen im Übertragungsnetz, hervorgerufen durch die volatilere Stromeinspeisung aus Solar- und Windkraftanlagen. Regelreserve sorgt für eine unterbrechungsfreie Stromversorgung.

Regelreserven dienen dem Ausgleich von Schwankungen im Stromnetz, die durch ein Ungleichgewicht zwischen Einspeisung und Entnahme aus dem Netz hervorgerufen werden. Je nach Reaktionsgeschwindigkeit unterscheidet man zwischen der Primärregelung (Regelung innerhalb weniger Sekunden), der Sekundärregelung (bei einer Beeinflussung des Netzes von mehr als 30 Sekunden) und der Tertiär- oder Minutenreserve (bei einer Abweichung von mehr als 15 Minuten).

Ein auftretendes Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch – zB aufgrund von Kraftwerksausfällen oder unerwarteten Verbrauchsänderungen – muss permanent durch die Aktivierung von Kraftwerksleistung kompensiert werden. Dies gilt sowohl für den Fall einer Unterversorgung (bei einem unerwarteten Anstieg der Nachfrage nach Energie) als auch im Falle eines Überangebotes von Strom im Netz (bei überhöhten Einspeisungen oder zu geringer Nachfrage). Daher besteht sowohl Bedarf an „positiven Regelreserven“ als auch an „negativen Regelreserven“. Die Bereitstellung von negativen Regelreserven kann durch ein rasches Herunterregeln von Kraftwerksanlagen erzielt werden.

Zuschlag nach dem Bestbieterprinzip

Für die Beschaffung und Aktivierung der für die Systemsteuerung benötigten Kraftwerksleistung am österreichischen Energiemarkt ist der Regelzonenführer verantwortlich. Die Beschaffung von Regelreserven erfolgt für das gesamte österreichische Netzgebiet mittels regelmäßig stattfindender Ausschreibungen, welche von der Austrian Power Grid GmbH (APG) durchgeführt und über eine elektronische Ausschreibungsplattform abgewickelt werden. An den Ausschreibungen können sich ausschließlich Marktteilnehmer beteiligen, die bestimmte technische Bedingungen (Präqualifizierungskriterien) erfüllen.

Der Zuschlag von Regelreserven erfolgt nach dem Bestbieterprinzip. Jeder Bieter erhält für seine Gebote, die einen Zuschlag erhalten haben, den im Angebot genannten Leistungspreis („pay as bid“).

Für ihre Bereitschaft, im Bedarfsfall einzuspringen, erhalten Anlagenbetreiber eine Bereitschaftsvergütung – den sogenannten Leistungspreis. Anlagenbetreiber, die tatsächlich Strom in Form von Minuten- oder Sekundärreserve bereitstellen, werden zusätzlich mit einem Arbeitspreis entlohnt. Sowohl Leistungspreis, als auch Arbeitspreis sind Gebotspreise und unterliegen damit erheblichen Marktschwankungen. Da die Preise für Regelreserven im Allgemeinen über dem Marktpreis von Normalstrom liegen, ist die Bereitstellung für den Produzenten eine attraktive Alternative zur Vermarktung seiner Energie.

Die Kosten der Regelreserven werden sowohl über die Netznutzungsentgelte als auch über den Ausgleichsenergiemechanismus umgelegt1. Dabei werden die Kosten für die Vorhaltung der Regelkapazität (der Leistungspreis) von den Stromverbrauchern über das Netznutzungsentgelt vergütet. Als Gegenleistung erhalten diese eine permanent unterbrechungsfreie Stromversorgung. Weiters tragen die von ihren Einspeise- und Entnahmeprognosen abweichenden Bilanzkreise über den Ausgleichsenergiemechanismus die Kosten der tatsächlichen Abrufe von Regelreserven (den Arbeitspreis).

Bedeutung für „kleinere Kraftwerksbetreiber“

Der Großteil der erforderlichen Regelreserven wird von den großen Übertragungsnetzbetreibern bereitgestellt. Insbesondere im Bereich der Minuten- und Sekundärreserve kommt jedoch auch den Betreibern von Kleinanlagen zunehmende Bedeutung zu.

In den letzten Jahren haben sich in zunehmendem Ausmaß auch Betreiber von Erneuerbaren Energieanlagen (Photovoltaik, Windkraft, Biomasse etc) am Regelreservenmarkt etabliert. Da für den Eintritt in den Markt eine Mindestleistung von 5 MW notwendig ist, ist es erforderlich, über ein sogenanntes „virtuelles Kraftwerk“ mehrere kleinere Kraftwerke zu einem großen Kraftwerk zu bündeln. Damit wird es auch kleineren Anlagenbetreibern ermöglicht, am Regelreservenmarkt teilzunehmen.

Bei einem virtuellen Kraftwerk handelt es sich um kein Kraftwerk im eigentlichen Sinn, sondern um eine Anlage, die aus mehreren dezentralen Erzeugungsanlagen besteht und die den aus den angeschlossenen Anlagen erzeugten Strom gebündelt ins Stromnetz einspeist. Man spricht daher häufig auch von „Kombikraftwerken“ oder DEA-Clustern (Cluster aus dezentralen Erzeugungsanlagen).

Modernste Technologie

Für den Betrieb von virtuellen Kraftwerken ist der Einsatz modernster Technologien erforderlich. Um verlässlich vorhersagen zu können, wie viel Strom das virtuelle Kraftwerk tatsächlich in das Stromnetz einspeisen kann, muss jede einzelne Erzeugungsanlage über ein Monitoring-System in Echtzeit überwacht werden. Die einzelnen Anlagen müssen zudem so gesteuert werden, dass der eingespeiste Strom der im Vorfeld vermarkteten Energiemenge entspricht. Die Anbindung der dezentralen Anlagen an das Leitsystem des virtuellen Kraftwerkes erfolgt über eine Fernwirkeinheit. Diese stellt eine bidirektionale Verbindung zwischen der Steuerung der Anlage und dem Leitsystem des virtuellen Kraftwerks her. Alle Anlagen, die über eine entsprechende Fernwirkeinheit verfügen, laufen im Leitsystem des virtuellen Kraftwerkes zusammen. Welche Anlage konkret im Falle eines Abrufs von Regelreserven geschaltet wird, ist in der Regel über einen Algorithmus im Leitsystem des Pools definiert.

Bei der konkreten Auswahl einer Anlage spielen ua Parameter wie das aktuell verfügbare Regelband oder die aktuelle Wirkleistung der Anlage eine entscheidende Rolle. Dieser Prozess läuft grundsätzlich ohne Zutun des Betreibers des virtuellen Kraftwerks ab, dh im Falle eines Abrufs von Regelreserven werden auf Basis des vorgegebenen Algorithmus automatisch die passenden Anlagen ausgewählt und von der Leitstelle aus geregelt. Der Betreiber der ausgewählten Anlage wird zugleich elektronisch benachrichtigt und über die Details des Abrufs informiert.

Einzelne virtuelle Kraftwerke ziehen auch Stromspeicher und flexible Lasten in das Zusammenspiel aus verschieden Anlagen ein und erbringen Systemdienstleistungen. Damit werden sie zu einem wichtigen Baustein für die Gewährleistung einer sicheren Stromversorgung.

 

1 Die Kosten für die Vorhaltung der Primärregelreserve werden allen österreichischen Stromerzeugern mit einer installierten Engpassleistung von über 5 MW, in Abhängigkeit von ihrer Jahreserzeugung, verrechnet. Die Kosten der Sekundärregelung werden demgegenüber zum Teil Stromerzeugern mit einer installierten Engpassleistung über 5 MW über die Tarifkomponente der Systemdienstleistung – zum Teil als Teil der Ausgleichsenergiekosten – an die österreichischen Bilanzgruppen weiterverrechnet. Aus den Kosten und Volumen der Minutenreserve wird der Ausgleichsenergiepreis abgeleitet.
 

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