Stromsituation
 
[Netzengpassmanagement]
 
 
 
Redispatchmaßnahmen der Übertragungsnetzbetreiber
 
Erläuterung

Redispatch ist das von den Übertragungsnetzbetreibern (ÜNB) veranlasste tagesaktuelle Abweichen von dem am Vortag festgelegten Fahrplan (Dispatch) für den Kraftwerkspark in Deutschland bzw. in Europa. Eine Fahrplanänderung (Redispatch) ist immer dann notwendig, wenn die ÜNB aufgrund tagesaktueller Lastflußberechnungen feststellen, dass es in der vorliegenden Netzinfrastruktur zu Engpässen in der Stromversorgung und/oder zu Überlastungen von Betriebsmitteln in der Netzstruktur kommen wird. Entsprechend den daraus resultierenden Erfordernissen werden die Kraftwerksbetreiber von den ÜNB angewiesen, ihren am Vortag festgelegten Fahrplan zu verlassen um am Anfang eines sogenannten Netzengpasses die Leistung zu reduzieren (oder zu erhöhen) um dann gleichzeitig am Ende des Netzengpasses die Leistung zu erhöhen (oder zu reduzieren). Damit soll die (europaweite) Versorgungssicherheit gewährleistet und Überlastungen von Betriebsmitteln vermieden werden. Die Änderung der eigentlich am Vortag vorgesehenen Lastflüsse geschieht dann sowohl innerhalb von Deutschland als auch grenzüberschreitend. Reichen die getroffenen Redispatchmaßnahmen nicht aus, bestehen weitere Maßnahmen zur Überlast- und Engpassvermeidung in einem aktiven Lastmanagement mit einem vorgesehenen Lastabwurf entsprechend der aktuellen Netzfrequenz bis hin zu kleinflächigen und kurzfristigen Netztrennungen (Brownouts) um eine großflächige und langanhaltende Netztrennung (Blackout) zu vermeiden.

Die konventionellen Kraftwerksbetreiber werden für jede Redispatchmaßnahme finanziell entschädigt. Die Kosten dafür betrugen bis zum 30. September 2024 bei einem positiven Redispatch (Leistungserhöhung) 222,00€/MWh und bei einem negativen Redispatch (Leistungsreduzierung) 142,23 €/MWh und beziehen sich auf die konventionellen Kraftwerke Ab dem 01. Oktober 2024 bis einschließlich 30. September 2025 gilt für positive Redispatchmaßnahmen ein Preis von 181,10 €/MWh und für negative Redispatchmaßnahmen ein Preis von 130,40 €/MWh. [Quelle: Übertragungsnetzbetreiber]

Eine hohe Anzahl an Redispatchmaßnahmen ist auf der einen Seite ein Zeichen für einen hohen Anteil an unzuverlässig liefernden Kraftwerken mit wetterabhängiger volatiler Leistungsabgabe und auf der anderen Seite ein Zeichen für einen Mangel an zuverlässig liefernden Kraftwerken mit wetterunabhängiger stabiler Leistungsabgabe im aktuell vorhandenen Kraftwerkspark in Deutschland bzw. in Europa. Durch die stetige Stilllegung von stabil leistungsliefernden Grundlastkraftwerken und dem gleichzeitigen massiven Ausbau von volatil leistungsliefernden Wind- und Solarkraftwerken mit fehlenden Speichermöglichkeiten und mangelhafter Netzinfrastruktur ist ein ebenso massiver Anstieg an durchgeführten Redispatchmaßnahmen zu verzeichnen.

Der vom Gesetzgeber geplante und bereits begonnene Umbau von einem zentral aufgebauten Stromversorgungsnetz mit relativ wenigen leistungsstarken Grundlastkraftwerken hin zu einem dezentral aufgebauten Stromversorgungssystem mit vielen relativ leistungsschwachen Wind- und Solarkraftwerken führt zu dem aktuell vorgeschriebenen Redispatch 2.0.

Beim Redispatch 2.0 werden dezentrale Kraftwerksbetreiber ab einer Leistung von 100 kW sowie Betreiber von steuerbaren Wind- und Solarkraftwerken verpflichtet, am Redispatch teilzunehmen. Das gilt erstmalig auch für die Verteilnetzbetreiber (VNB). Das führt zu einem weiteren Anstieg von erforderlichen Redispatchmaßnahmen mit entsprechenden Kosten. Die kalkulatorischen Entschädigungssummen für die Betreiber von steuerbaren Wind- und Solarkraftwerken bei den dann angeordneten Redispatchmaßnahmen (nur Leistungsreduzierung bis hin zu Abschaltungen --> Einspeisemanagement) betragen aktuell 325,80 €/MWh. Müssen konventionelle Kraftwerke aus der Netzreserve an Redispatchmaßnahmen teilnehmen, werden die Betreiber mit 476,90 €/MWh entschädigt. All diese angeführten (kalkulatorischen) Redispatchkosten sind in den Netznutzungsentgelten enthalten und werden auf jeden einzelnen Stromkunden umgelegt.

Im Jahr 2022 beliefen sich die Gesamtkosten aller Netzengpassmanagementmaßnahmen auf 4248 Millionen Euro. [Quelle: Bundesnetzagentur] [Weiterführende Infos: Energy-Charts]
 
 
 
 
 
Anzahl der täglich gestarteten Redispatchmaßnahmen der Übertragungsnetzbetreiber im Jahr 2023
 
Erläuterung
Dargestellt ist die Anzahl der täglich im aktuellen Jahr von den Übertragungsnetzbetreibern veranlassten Redispatchmaßnahmen für die notwendige Netzstabilität. Es sind die Tage dargestellt, an denen eine Redispatchmaßnahme gestartet wurde. Im Vergleich ist die Anzahl der täglich gestarteten Redispatchmaßnahmen aus dem Jahr 2014 dargestellt. Es ist offensichtlich, dass die Anzahl der Maßnahmen deutlich geringer war. Im Mittel benötigten die Übertragungsnetzbetreiber im Jahr 2014 täglich nur 9 Netzeingriffe, im Jahr 2023 sind es im Mittel täglich 42 Netzeingriffe.
 
[Quelle: netztransparenz.de]
 
 
 
In den nachfolgenden Grafiken sind die geschätzten Kosten für die gesamten im Jahr 2015 und die geschätzten Kosten für die bisher im aktuellen Jahr durchgeführten Redispatchmaßnahmen der Übertragungsnetzbetreiber dargestellt. Des Weiteren ist die prozentuale Aufteilung hinsichtlich der Redispatchmaßnahme angegeben.
 
 
 
 
 
 
Tagesaktuelle Redispatchmaßnahmen der Übertragungsnetzbetreiber am 31.12.2023
 
Erläuterung
Hier werden die tagesaktuellen Redispatchmassnahmen (Leistungserhöhungen, Leistungsreduzierungen) und die daran beteiligten Anlagen dargestellt. Dabei bedeuten positive Leistungswerte eine Wirkleistungssteigerung und negative Werte bedeuten eine Wirkleistungsreduzierung. Die verrichtete Arbeit (Energieeinsatz) ergibt sich aus der Multiplikation der Zeit mit dem dargestellten Mittelwert der positiven oder negativen Leistung. Die rechte Skale stellt die Zeitwerte in Stunden dar.
Hinweis: UW bedeutet Umspannwerk. OWP bedeutet Offshore-Windpark.
 
[Quelle: netztransparenz.de]
 
 
 
 
In der nachfolgenden Grafik sind die geschätzten Kosten für die tagesaktuell durchgeführten Redispatchmaßnahmen der Übertragungsnetzbetreiber dargestellt.
 
 
 
 
 
 
 
Jährliche Anzahl und Art der Redispatchmaßnahmen der Übertragungsnetzbetreiber
 
Erläuterung
Hier werden die jährlichen Redispatchmassnahmen (strombedingt, spannungsbedingt) aller deutschen Übertragungsnetzbetreiber dargestellt. Zum Beispiel waren im Jahr 2023 12907 strombedingte und 838 spannungsbedingte Redispatchmaßnahmen notwendig. Dafür wurde eine Gesamtenergiemenge von 2,4813 TWh eingesetzt.
 
[Quelle: netztransparenz.de]
 
 
 
 
 
 
Anzahl der positiven und der negativen Redispatchmaßnahmen im Jahresvergleich
 
Erläuterung
 
Im Jahr 2023 wurde auf Anweisung der Übertragungsnetzbetreiber an die Kraftwerksbetreiber 7313 mal die Wirkleistung erhöht und 7872 mal die Wirkleistung verringert. Im Jahr 2023 wuchsen gegenüber dem Jahr 2013 die gesamten Redispatchmaßnahmen auf das ca. 6-fache an.
 
[Quelle: netztransparenz.de]
 
 
 
 
 
 
Leistungs- und Energieeinsatz für die positiven und die negativen Redispatchmaßnahmen im Jahr 2023
 
Erläuterung
 
Im Jahr 2023 wurde bisher für jede positive Redispatchmaßnahme (Leistungserhöhung) eine durchschnittliche Leistung von 204 Megawatt eingesetzt. Diese 204 Megawatt flossen im Schnitt 9,4 Stunden und erforderten dabei eine Energiemenge von 1912 MWh.
 
[Quelle: netztransparenz.de]
 
 
 
 
 
 
Summe und Art der gestarteten Redispatchmaßnahmen der einzelnen Bundesländer zwischen Juli 2022 und April 2024
 
Erläuterung
 
In der linken Grafik ist deutlich zu erkennen, dass Nordrhein-Westfalen zur Vermeidung von Netzengpässen die höchste Anzahl an positiven (Leistungserhöhung) Redispatchmaßnahmen fahren muß. Demgegenüber muß Niedersachsen seine große Anzahl an Windkraftanlagen im bundesweiten Schnitt am häufigsten herunter regeln (negativer Redispatch). Gefolgt wird Niedersachsen von Schleswig-Holstein und Brandenburg. Diese drei Bundesländer haben den Windkraftausbau besonders forciert.
 
[Quelle: Smard]
 
 
 
 
 
 
Veröffentlichte Kosten aller Maßnahmen für Redispatch und Countertrading der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber im Jahr 2023
 
Erläuterung
Dargestellt sind die Kosten für Redispatch und Coutertrading der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber 50 Hertz, Amprion, TenneT und TransnetBW.

Dazu heißt es bei entso-e: "In accordance with the definition in Art. 2 (26) of EU Regulation 543/2013, the costs for redispatching for Germany include as well the costs of multilateral remedial actions (MRAs), interruptible loads, feed-in management of renewables and activation of reserve power.
As there is currently no legal basis with regard to the amount of compensation for the settlement of redispatch costs in Germany, the displayed costs are preliminary values and may be subject to updates."
 
[Quelle: entso-e, Karte der Übertragungsnetzbetreiber: Francis McLloyd - Eigenes Werk, CC BY-SA 3.0, wikimedia, Karte des Höchstspannungsnetzes: Alexrk2 - Eigenes Werk, CC BY-SA 3.0]
 
 
                                                         
 
 
 
In Übereinstimmung mit der Definition in Art. 2 Abs. 26 der EU-Verordnung 543/2013 umfassen die Kosten für Redispatch für Deutschland auch die Kosten für multilaterale Abhilfemaßnahmen (MRAs), unterbrechbare Lasten, Einspeisemanagement von erneuerbaren Energien und Aktivierung von Reserveleistung.
Da es derzeit keine Rechtsgrundlage für die Höhe der Entschädigung für die Abwicklung der Redispatch-Kosten in Deutschland gibt, sind die dargestellten Kosten vorläufige Werte und können Aktualisierungen unterliegen.

Die Kosten für das Redispatch für 50Hertz beinhalten die Kosten für multilaterale Abhilfemaßnahmen (MRAs), unterbrechbare Lasten, Einspeisemanagement von erneuerbaren Energien und Aktivierung von Reserveleistung. Bis Ende September 2021 beinhalten die Redispatching-Kosten die geschätzten Kosten für das Einspeisemanagement der Erneuerbaren Energien. Ab Anfang Oktober 2021 enthalten die Redispatchkosten die geschätzten Kosten für Redispatch 2.0 (geschätzte Kosten für die DSO-Vergütungszahlungen nach EEG §14/15 und DSO-Saldoausgleich). Die dargestellten Kosten sind vorläufige Werte und können sich noch ändern.

Die Gegenhandelskosten beinhalten die Handelskosten von 50Hertz mit der EnDK aufgrund der Combined Grid Solution (CGS) sowie die Gegenhandelskosten von TenneT mit der EnDK auf gemeinsamen Antrag von 50Hertz und TenneT, die aufgrund bestimmter Netzkonstellationen zu gleichen Teilen auf die betroffenen Leitungen umgelegt werden.
 
 
Einzelauflistung:
 
 
Zusammenfassung:
 
 
 
 
 
 
Maximale negative und positive Abweichungen der Netzfrequenz innerhalb der Synchronzone Kontinentaleuropa im Jahr 2023
 
Erläuterung
 
[Aktuelle Netzfrequenz und eingesetzte Primärregelleistung: Netzfrequenzmessung.de Netzfrequenz.info GRIDRADAR Netzfrequenzinfodienst]
 
Dargestellt sind die jeweils höchsten negativen und positiven monatlichen Abweichungen der Netzfrequenz von ihrem Sollwert von 50 Hz im Sekundenbereich. Falls keine größeren bis große Störungen im europäischen Verbundnetz vorhanden sind und auf die deutsche Netzfrequenz rückwirken, ist eine Abweichung der Netzfrequenz von ihrem 50 Hz-Sollwert in einem Bereich von +/- 20 mHz normal und in einem Bereich von +/- 200 mHz noch zulässig, solange diese Abweichung durch geeignete Gegenmaßnahmen in einer entsprechenden Zeit eingefangen werden kann. Dabei sind Frequenzsprünge im geringen Sekundenbereich (< 3 s) noch unkritisch, sehr kritisch hingegen sind lang anhaltende Frequenzunter- oder überschreitungen im Minutenbereich (Beispiel). Um die abweichende Netzfrequenz wieder auf ihren Sollwert zu bringen, werden die in den unteren Abschnitten erläuterten Maßnahmen durchgeführt.
 
[Quelle: netztransparenz.de]
 
 
Im nachfolgenden Diagramm ist der Verlauf der Netzfrequenz am 17. Juli 2023 ab 06:00:38 dargestellt. 34 Sekunden später kam es zu einem plötzlichen positiven Frequenzsprung um 352 mHz auf eine Frequenz von 50,352 Hz. Vor diesem Frequenzsprung ist ersichtlich, dass die Netzfrequenz bereits außerhalb des normalen Toleranzbandes von 50 Hz +/- 20 mHz lag. Ein Zeichen dafür, dass bereits vor dem Frequenzsprung mehr erzeugte als verbrauchte elektrische Wirkleistung im europäischen Verbundnetz vorhanden war.
Nach dem Sprung dauerte es ca. 10 Sekunden, bevor die Netzfrequenz wieder auf das Niveau vor dem Sprung gedrückt werden konnte. Allerdings erreichte die Netzfrequenz im gesamte betrachteten Zeitraum niemals den geduldeten Toleranzbereich zwischen 50,02 Hz und 49,98 Hz.
 
 
Der Frequenzsprung erfolgte hier zum Studenwechsel von 05.00 Uhr auf 06.00 Uhr. Diese Stundenwechsel (aber auch Halbstunden- oder auch Viertelstundenwechsel) sind zum größten Teil mit dem Strommarktgeschehen in der Form verbunden, dass zu diesen Wechselzeitpunkten einige Marktteilnehmer ihre Kraftwerke planmäßig herunter fahren (Wirkleistungsreduzierung) und dafür andere Marktteilnehmer ihre Kraftwerke planmäßig herauf fahren (Wirkleistungserhöhung). Das geschieht in den wenigsten Fällen synchronisiert, sodass es oftmals vorkommt, dass das herunterzufahrende Kraftwerk immer noch Wirkleistung liefert, während das hochzufahrende Kraftwerk bereits beginnt Wirkleistung einzuspeisen. Das wiederum führt, bei gleichbleibendem Verbrauch, zu einer Entlastung aller im Verbundnetz befindlichen Generatoren, was letztendlich zu einem Drehzahlanstieg dieser Generatoren und somit zu einer merklichen Netzfrequenzerhöhung führt. Erst wenn der momentante Wirkleistungsverbrauch mit dem momentanen Wirkleistungsangebot übereinstimmt, haben die Generatoren ihre Nenndrehzahl erreicht. Da die Netzfrequenz bei den großen konventionellen Kraftwerken unmittelbar und starr von der Generatordrehzahl abhängt (bzw. umgekehrt), erreicht auch die Netzfrequenz erst mit der Generatornenndrehzahl wieder ihren Nennwert von 50 Hz.

Bei modernen Windkraftanlagen spielt die Drehzahl des Generators nur eine untergeordnete Rolle. Hier werden die Ausgangsspannung, der Ausgangsstrom, der Phasenwinkel und die Ausgangsfrequenz mit Hilfe leistungselektronischer Schaltungen weitestgehend drehzahlunabhängig hochdynamisch erzeugt und geregelt.

Bei allen Solarkraftwerken wird die Wechselspannung mit der Nennfrequenz von 50 Hz ebenfalls durch leistungselektronische Schaltungen erzeugt. Kommt es hier auf Grund von Lastsprüngen nach oben oder unten zu (sehr kurzzeitigen) Frequenzänderungen am Netzanschlußpunkt, können die Solarkraftwerke diese Änderungen wegen ihrer zu geringen Speichereigenschaften nicht auffangen. Sie können mithin nicht genügend zusätzliche Energie zur Verfügung stellen oder zusätzliche Energie aus dem Netz aufnehmen. Im Gegensatz zu den großen rotierenden Massen in den konventionellen Kraftwerken fehlt ihnen die glättende (ausgleichende) Wirkung der tonnenschweren und träge rotierenden Massen die verhindern, dass bei einem elektrischen Lastsprung am Generator sich dieser elektrische Lastsprung sofort und unmittelbar in einem gleichartigen mechanischen Sprung (und damit in einem gleichartigen Frequenzsprung der Generatorspannung) widerspiegelt. Das verhindert (zum Glück) die große Massenträgheit des mechanischen Systems Generator-Welle-Turbine. Ohne diese großen trägen mechanischen Massenspeicher würde die Netzfrequenz weitaus mehr schwanken. Will man diese mechanischen Massenträgheiten ersetzen und dennoch die Netzfrequenz stabil halten, müßten entsprechend große elektrische Massenträgheiten wie z.B. sehr voluminöse und teure Batteriespeicher mit angeschlossener Leistungselektronik zur Verfügung gestellt werden.
 
Auf das deutsche Verteilnetz hatte dieser gemessene Frequenzsprung keine nennenswerten Auswirkungen, wie die Daten des Fraunhofer Instituts zeigen. Allerdings lag auch hier die Netzfrequenz im betrachteten Zeitraum dauerhaft außerhalb des geduldeten Toleranzbandes von 50,02 Hz bis 49,98 Hz:
 
 
Im nachfolgenden Diagramm ist der Verlauf der Netzfrequenz am 20. Juli 2023 ab 16:24:30 dargestellt. 34 Sekunden später, also um 16:25:04, kam es zu einem plötzlichen negativen Frequenzsprung um 826 mHz auf eine Frequenz von 49,174 Hz. Um 16:25:20, also 16 Sekunden später, trat die Netzfrequenz erstmalig wieder in das normale Toleranzband mit einer unteren Frequenz von 49,98 Hz ein.
Damit die Netzfrequenz solch heftig negative Werte annehmen konnte, mußte ein entsprechendes elektrisches Wirkleistungsdefizit im Verbundnetz vorliegen. Das heißt, es wurde in diesem Moment mehr elektrische Wirkleistung verbraucht als zu diesem Zeitpunkt im Verbundnetz zur Verfügung stand. Im vorliegenden Fall kann man dieses Leistungsdefizit annähernd über die Beziehung Lambda [MW/mHz] = deltaP [MW] / deltaFrequenz [mHz] angeben. Im europäischen Verbundnetz (UCTE Continental Europe) wird ein Lambda von 15,33 bis 16,67 angenommen. Bei einem mittleren Lambda von 16 und einem Delta der Netzfrequenz von 789 mHz betrug der kurzfristige Leistungsmangel deltaP also 13216 MW, was der ungefähren Nennleistung von 10 modernen Kernkraftwerken entspricht.
 
 
Auf das deutsche Verteilnetz in Süddeutschland hatte dieser gemessene Frequenzeinbruch keine spürbaren Auswirkungen, wie die Daten des Fraunhofer Instituts zeigen. Allerdings war auch in diesem betrachteten Zeitraum die Netzfrequenz außerhalb ihres geduldeten Toleranzbandes von 50,02 Hz bis 49,98 Hz. In diesem Zeitraum gingen alle deutschen netzsynchronisierten Uhren nach. Die Netzzeit wich im betrachteten Zeitraum also von der koordinierten Weltzeit (UTC-Zeit) nach unten ab.
 
 
 
 
 
 
Der Netzregelverbund-Saldo (NRV-Saldo) am 31.12.2023 in Deutschland
 
Erläuterung
 

Kommt es im Netz zu einer Differenz zwischen Angbot und Nachfrage von elektrischer Leistung, kann dass bei einem Leistungsdefizit (Leistungsangebot < Leistungsbedarf) zu einem Abfall der Netzfrequenz unter 50 Hz und bei einem Leistungsüberschuss (Leistungsangebot > Leistungsbedarf) zu einer Erhöhung der Netzfrequenz über 50 Hz führen. Im ersten Fall (Leistungsdefizit) werden vom Übertragungsnetzbetreiber sogenannte Regellleistungs- und Reservekraftwerke in Betrieb genommen, die das negative Leistungsdefizit ausgleichen (z.B. Pumpspeicherwerke im generatorischen Betrieb). Darüber hinaus können Verbraucher abgeschaltet oder in der Leistung reduziert werden. Das führt zu einer positiven Regelleistung. Bei einem Leistungsüberschuss im Netz, regelt der Übertragungsnetzbetreiber Erzeugungsleistung herunter oder schaltet weitere Verbraucher (z.B. Pumpspeicherwerke im motorischen Betrieb) an das Netz. Das führt zu einer negativen Regelleistung. Oberstes Ziel ist es, die Netzfrequenz auf ihren Sollwert von 50 Hz zu halten. Grundsätzlich sollte der Einsatz von Regelleistung so gering wie möglich (idealerweise Null) gehalten werden, was insbesondere durch den hohen Anteil an erneuerbaren volatilen Einspeiseeinheiten im deutschen Energiemix nicht möglich ist. Regelleistung ist ein Bestandteil des Redispatches. Die Kosten für die Bereitstellung (Leistungspreis) und den Einsatz (Arbeitspreis) von Regelleistung werden auf den Strompreis umgelegt. Ein positiver Mittelwert der Regelleistung kennzeichnet ein Leistungsdefizit (Unterproduktion) und ein negativer Mittelwert der Regelleistung kennzeichnet einen Leistungsüberschuß (Überproduktion) in der Tagesproduktion aller eingesetzten regulären konventionellen und regenerativen Kraftwerke.

Die Übertragungsnetzbetreiber schreiben dazu: "Aus der Summe aller eingesetzten Maßnahmen zum Bilanzausgleich wird je der Regelzonen-Saldo (RZ-Saldo) ermittelt. Deren Summe bildet den Netzregelverbund-Saldo (NRV-Saldo) für Deutschland ab. Die Saldi geben Auskunft über die Abweichung des Verbrauchs von der Erzeugung, deren Absolutwert die ÜNB durch den Einsatz der Regelenergie minimieren."
 
Ein positiver Mittelwert des tagesaktuellen NRV-Saldos zeigt einen Strommangel und ein negativer Mittelwert des tagesaktuellen NRV-Saldos zeigt einen Stromüberschuß im deutschen Stromversorgungsnetz an.
 
[Quellen: netztransparenz.de Regelleistung.net next netzfrequenz.info wikipedia]
 
 
 
 
 
 
Der Netzregelverbund-Saldo (NRV-Saldo) im Dezember 2023 in Deutschland
 
Erläuterung
 
Ein positiver Mittelwert des monatlichen NRV-Saldos zeigt einen Strommangel und ein negativer Mittelwert des monatlichen NRV-Saldos zeigt einen Stromüberschuß im deutschen Stromversorgungsnetz an.
 
[Quelle: netztransparenz.de]
 
 
 
 
 
 
Eingesetzte Regelleistungen der Übertragungsnetzbetreiber am 31.12.2023
 
Erläuterung
 
Die für die Frequenzstabilisierung erforderliche elektrische Leistung gliedert sich in eine sogenannte Primärregelleistung (PRL), in eine sogenannte Sekundärregelleistung (SRL) und eine sogenannte Minutenregelleistung (MRL). Kommt es zum Beispiel zu einer plötzlichen negativen Frequenzabweichung von der geforderten Netzfrequenz von 50 Hz (Erzeugung < Verbrauch), werden innerhalb von 30 s die dafür vorgesehenen Regelkraftwerke auf ihre volle Leistung hochgefahren. Diese Primärregelkraftwerke decken diesen Störfall für nominell 15 Minuten ab. Kann diese Frequenzabweichung nicht durch die Primärregelleistung beseitigt werden, speisen innerhalb von 5 Minuten nach Beginn des Störfalls die sogenannten Sekundärregelleistungskraftwerke mit voller Leistung in den betroffenen Netzabschnitt ein. Die nominelle Zeitdauer dieser Einspeisung beträgt ebenfalls 15 Minuten. Sollte auch dadurch der Störfall nicht beseitigt werden, kommen weitere Regelkraftwerke an das Netz, die sogenannten Minutenregelkraftwerke. Diese müssen innerhalb von 15 Minuten ab Beginn des Störfalls mit voller Leistung einspeisen und diese für 60 Minuten halten.

Sollte ein Frequenzanstieg vorliegen, müssen dafür vorgesehene Stromverbraucher und Stromspeicher die überschüssige Energie aufnehmen. Dementsprechend liegt eine negative Regelleistung vor. Für all diese genannten Maßnahmen sind die vier deutschen Übertragunsnetzbetreiber (50 Hertz, Amprion, Tennet, Transnet BW) innerhalb eines sogenannten Netzregelverbunds (NRV) verantwortlich.

Sollte selbst nach 60 Minuten eine vorhandene Netzfrequenzschwankung (Über- oder Unterfrequenz) nicht ausgeglichen worden sein, tritt die sogenannte Stundenreserve in Kraft. Dafür sind allerdings nicht mehr die Übertragungsnetzbetreiber, sondern der Verursacher der Störung selbst, verantwortlich. Dazu hat der Verursacher seine eigenen Kraftwerke in Abhängigkeit von der Frequenzabweichung entweder hoch oder herunter zu fahren.
 
[Quelle: netztransparenz next]
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Jährliche Anzahl der Redispatchmaßnahmen versus eingespeister Windkraftleistung in Deutschland im Jahr 2023
 
Erläuterung
 
Dargestellt ist die jährliche Korrelation zwischen Windkraftanlageneinspeisung und den daraus resultierenden Redispatchmaßnahmen. Es ist deutlich zu erkennen, dass die Anzahl an erforderlichen (und preisintensiven) Redispatchmaßnahmen proportional mit der Leistung der einspeisenden Windkraftanlagen zunimmt. Im Umkehrschluß bedeutet das, umso mehr unstetig produzierende Windkraftanlagen in Deutschland einspeisen, desto mehr kostspielige Redispatchmaßnahmen müssen für den Erhalt der Netzstabilität durchgeführt werden. Es ist also zu konstatieren, dass vorwiegend die volatilen Windkraftwerke ursächlich für die erforderlichen Redispatchmaßnahmen sind.
 
[Quelle: energy-charts]
 
 
 
Monatliche Anzahl der Redispatchmaßnahmen versus eingespeister Windkraftleistung in Deutschland im Jahr 2023
 
Erläuterung
Dargestellt ist die monatliche Korrelation zwischen Windkraftanlageneinspeisung und den daraus resultierenden Redispatchmaßnahmen. Es ist deutlich zu erkennen, dass die Anzahl an erforderlichen (und preisintensiven) Redispatchmaßnahmen proportional mit der Leistung der einspeisenden Windkraftanlagen zunimmt.
 
[Quelle: energy-charts]
 
     
 
 
 
 
Abschaltbare Lasten
 
Erläuterung
"Unter abschaltbaren Lasten versteht man stromintensive Industrieprozesse, die kurzfristig deaktiviert – abgeschaltet – oder gedrosselt werden können, wenn der physikalische Netzzustand dies erfordert. Abschaltbare Lasten zeichnen sich durch eine sehr hohe, kontinuierliche Stromabnahme aus und finden sich zumeist in der verarbeitenden Industrie."

"Die Verordnung zu abschaltbaren Lasten, kurz „AbLaV“, bestand von ihrer Verabschiedung im Jahr 2012 bis zur Außerkraftsetzung am 1. Juli 2022 und regelte die Nutzung von steuerbaren, d.h. auch abschaltbaren, Stromverbrauchern (sogenannten „Lasten“) in der Industrie. Ziel einer solchen Steuerung war die Stabilisierung der Übertragungsnetze. Zu den präqualifizierten Anlagen zählten überwiegend Industriebetriebe mit stromintensiven Prozessen, die kurzfristig abgeschaltet oder gedrosselt werden konnten. Grundsätzlich wurde zwischen schnell abschaltbaren Lasten („SNL“; Aktivierung innerhalb von 15 Minuten) und sofort abschaltbaren Lasten („SOL“; Aktivierung innerhalb von 350 Millisekunden) unterschieden."

Die Verordnung zu abschaltbaren Lasten wurde am 28.09.2023 durch die (von den betroffenen Unternehmen als kritisch eingestufte) Feststellung einer wirksamen Verfahrensregulierung der Kosten und Erlöse aus der Beschaffung eines Systemdienstleistungsprodukts aus abschaltbaren Lasten (kurz: FSV Seal) abgelöst.

Die Unterschiede zwischen AbLaV und Seal zeigt die folgende Tabelle des Aluminiumherstellers trimet:
 
 
 
[Quelle: Netztransparenz next Bundesnetzagentur]
 
Die nachfolgenden Grafiken zeigen die durchgeführten Abschaltungen im Zeitraum vom 13.02.2014 bis 22.06.2022 im Bereich der Regelzonen 50 Hertz, Amprion und Tennet insgesamt und einzeln spezifiziert an. Es ist deutlich zu erkennen, dass die meisten Lastabschaltungen in der Regelzone des Übertragungsnetzbetreibers Amprion erfolgten, hingegen in der Regelzone des Übertragungsnetzbetreibers TransnetBW überhaupt keine Abschaltungen erfolgten.
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Grund der Lastabschaltungen
 
Erläuterung
Dargestellt ist die Anzahl und der Grund der erfolgten Lastabschaltungen zwischen dem 13.02.2014 bis 22.06.2022 im Bereich der Regelzonen 50 Hertz, Amprion und Tennet. Obwohl nach den Bestimmungen der AbLaV die abschaltbaren Lasten erst dann zum Redispatch herangezogen werden dürfen wenn die vorgelagerte Regelenergie (siehe oben) der Regelenergiekraftwerke erschöpft ist, kam es im angeführten Zeitraum dennoch zu Lastabschaltungen im Sinne des erforderlichen Redispatches. Grund dafür war, dass die Vergütungen für die Lastabwürfe geringer als die für die Regelkraftwerke waren und somit die resultierenden Redispatchkosten niedriger waren.
 
 
 
 
 
 
Zu zahlende Umlage für nichtprivilegierten Letztabnehmehmer auf Grund der abschaltbaren Lasten
 
Erläuterung
"Mit der Umlage für abschaltbare Lasten werden Vergütungszahlungen der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) an Anbieter von sogenannter „Abschaltleistung“ ausgeglichen. Anbieter von Abschaltleistung sind z. B. Industriebetriebe, die für einen vereinbarten Zeitraum oder auch kurzfristig auf die Lieferung von Strom verzichten können, wenn im Stromnetz gerade nicht genügend Strom vorhanden ist. Die ÜNB gleichen ihre Zahlungen untereinander aus und legen den Betrag auf alle Letztverbraucher um. Ziel ist eine bessere Netzstabilität und damit eine höhere Versorgungssicherheit.
Die Umlage wird einmal jährlich neu festgelegt und zum 1. Januar angepasst. Die Verordnung über Vereinbarungen zu abschaltbaren Lasten (AbLaV) tritt schrittweise bis 31. Dezember 2023 außer Kraft. Die Umlage für abschaltbare Lasten nach § 18 AbLaV wird letztmalig 2023 erhoben."
 
[Quelle: Bundesnetzagentur Netztransparenz]
 
 
 
 
 
 
Auszug aus der Stellungnahme des Bundesverbands der Deutschen Industrie e.V. zum FSV Seal
 
[Quelle: Stellungnahme BDI]
 
Grundsätzlich wird die Einführung eines Nachfolgeproduktes für abschaltbare Lasten begrüßt. Nachdem die „Verordnung zu abschaltbaren Lasten“ (AbLaV) Ende Juni 2022 aus europarechtlichen Gründen ausgelaufen war, bestand eine Regelungslücke, die aufgrund der angespannten Versorgungslage große Unsicherheiten in der Industrie zur Folge hatte. Im Herbst 2022 traten die Übertragungsnetzbetreiber mit der Bitte zur Teilnahme an freiwilligen (und unvergüteten) Lastreduktionen in Form einer Vorstufe zur Abschaltkaskade des § 13(2) EnWG („BDEW-Kaskade“) heran. Damit konnten die Unternehmen dazu beitragen, vor dem Hintergrund der Gasmangellage und des Ausfalls von französischen Kernkraftwerken, bei möglichen kritischen Situationen das Stromnetz zu stabilisieren. Im Gegenzug sollten Stromabschaltungen nach der „BDEW-Kaskade“ für die Unternehmen vermieden werden, da diese bei Unternehmen zu hohen Kosten und zu erheblichen Schäden an Produktionsanlagen führen können. Eine Berücksichtigung bei der „BDEW-Kaskade“ wäre - gemäß einem Schreiben der BNetzA an den VIK - jedoch ausgeschlossen gewesen, d. h. trotz freiwilliger und vorzeitiger Lastabschaltungen hätten Unternehmen innerhalb der „BDEW-Kaskade“ ggf. dennoch als Erstes abschalten müssen. Eine solche Teilnahme an unvergüteten Lastreduzierungen war aus Industrie-Sicht aber ein einmaliger Vorgang und der Sondersituation des letzten Jahres geschuldet, da ein unvergütete Reduktion der Produktion die Wettbewerbsfähigkeit der deutschen Industrie erheblich beeinträchtigt.

Eine freiwillige und angemessen vergütete Regelung, die entsprechende industrielle Flexibilitäten hebt, stellt daher ein wichtiges Instrument zur Stabilisierung der Netze dar und ist einem ungeregelten Zustand mit Zwangsabschaltungen prinzipiell vorzuziehen. Die Verbände plädieren im Sinne der Versorgungssicherheit und angesichts des steigenden Bedarfs an steuerbarer Leistung dafür, freiwillige und marktbasierte Bereitstellung von Flexibilität zu erleichtern und nicht durch übermäßig hohe administrative Zugangshürden zu erschweren, wie dies derzeit z.B. bei der Flexibilisierungsoption nach § 118 Abs. 46a EnWG und der entsprechenden Festlegung der Bundesnetzagentur der Fall ist (BK4-022-089). Auch die Übertragungsnetzbetreiber haben im Rahmen der Plattform Klimaneutrales Stromsystem selbst auf die wachsende Bedeutung lastseitiger Flexibilitäten hingewiesen und den Abbau wirtschaftlicher und regulatorischer Hemmnisse zur Bereitstellung angeregt.

Es wird dennoch festgestellt, dass das FSV SEAL in seiner derzeitigen Ausgestaltung bei allen zentralen Punkten keinen Anreiz bietet, daran teilzunehmen. Dies liegt einerseits daran, dass das Abschalt-Kriterium von < 1 Sekunde das Produkt in der vorgeschlagenen Form für den allergrößten Teil des bereits durch die AbLaV erschlossenen Potenzials industrieller Flexibilität ungeeignet macht, da diese Anlagen ihre Flexibilität aus technischen Gründen nicht in so kurzer Zeit erbringen können. Für die Anlagen, für die das obengenannte Kriterium keine Hürde darstellt, besteht aufgrund des fehlenden Arbeitspreises sowie der nicht angemessenen Vergütungshöhe des Leistungspreises kein wirtschaftlicher Anreiz zur Teilnahme am FSV SEAL.
Die folgenden Punkte werden aus Sicht der Industrieverbände daher besonders kritisch bewertet und sollten im Rahmen der Konsultation des FSV SEAL entsprechend angepasst werden, wenn ein für die Industrie praktikables marktbasiertes Flexibilitätsprodukt zum nächsten Winter und darüber hinaus zur Verfügung stehen soll:

1. Der vorgeschlagene Vergütungsmechanismus ist nicht ausreichend, um die potenziellen Verluste einer sofortigen Abschaltung (SOL) < 1 Sekunde auszugleichen. Der Vergütungsmechanismus macht somit eine Teilnahme der in den beiden Verbänden vertretenen Unternehmen am FSV SEAL höchst unwahrscheinlich.

2. Die Präqualifikationsanforderungen sollten möglichst einfach gestaltet werden und eine breite Teilnahme an den Ausschreibungen des SEAL ermöglichen.

3. Durch die Beschränkung auf SOL (< 1 Sekunde) bleibt bereits gehobenes freiwilliges Abschaltpotenzial in der Industrie künftig ungenutzt. Es ist daher die Entwicklung eines ergänzenden Produktes nötig, das dieses Potenzial adressiert.

4. Es darf aus Sicht der Verbände keine Bestrafung für bereits geleistete Bereitschaft und Arbeit geben. Nicht-Verfügbarkeiten aus technischen Gründen sollten keine negativen Konsequenzen haben.

5. Die Mindestangebotsmenge sollte auf 1 MW gesenkt werden. Eine Angebotsbündelung sollte auch innerhalb eines Verbundstandorts möglich sein.

Aufgrund der besonderen Beschaffenheit des deutschen Stromsystems, welches derzeit durch eine hohe volatile EE-Einspeisung und hohem Redispatch-Bedarf geprägt ist, sollte die Erbringung von Flexibilität in Deutschland eigentlich deutlich höherwertiger bemessen sein als z.B. in Frankreich.
 
 
 
 
 
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Prognosen: Eigene Berechnung [GW = Gigagawatt  GWh = Gigawattstunde  TWh = Terawattstunde]
 
Daten: Bundesnetzagentur GIE|AGSI energy-charts SMARD netztransparenz