Die Abschaltung von Windenergieanlagen aufgrund von Netzengpässen ist im Vergleich zum Vorjahr um bis zu 69 Prozent gestiegen. Zu diesem Ergebnis kommt die Ecofys Studie 'Abschätzungen der Bedeutung des Einspeisemanagements nach EEG 2009', die im Auftrag des Bundesverbandes WindEnergie e.V. (BWE) erstellt wurde. Im Jahr 2010 sind bis zu 150 Gigawattstunden Windstrom verloren gegangen, weil die Netzbetreiber Anlagen abgeschaltet haben. Auch zahlenmäßig nahmen diese als Einspeisemanagement (EinsMan) im Erneuerbaren Energien Gesetz geregelten Abschaltungen massiv zu. Gab es 2009 noch 285 sogenannte EinsMan-Maßnahmen, waren es 2010 bereits 1085. Der durch Abschaltungen verlorengegangen Strom entspricht dabei einem Anteil von bis zu 0,4 Prozent an der in Deutschland im Jahr 2010 insgesamt eingespeisten Windenergie. Ursachen für EinsMan waren im Jahr 2010 überwiegend Überlastungen im 110 kVHochspannungsnetz und an Hochspannungs-/ Mittelspannungs-Umspannwerken, selten auch im Mittelspannungsnetz. In den nächsten Jahren ist von einem weiteren Anstieg der Ausfallarbeit bei Windenergieanlagen auszugehen, insbesondere weil sowohl 2009 mit 86Prozent als auch 2010 mit nur 74Prozent vergleichsweise sehr schlechte Windjahre gewesen sind. Mit dem Ziel, die Transparenz der EinsMan-Maßnahmen und deren Auswirkungen auf die Einspeisung aus Windenergieanlagen und anderer Anlagen zur Erzeugung von Strom aus Erneuerbaren Energien zu verbessern, sollte für jeden Einsatz von EinsMan ex-post im Internet in einem einheitlichen Datenformat aufgeschlüsselt nach Energieträgern - der Zeitpunkt und die Dauer, - die betroffene Netzregion inklusive der installierten und zum Zeitpunkt tatsächlich eingespeisten Leistung, die maximale Reduzierung je -Std. Zeitraum sowie - die Netzregion übergreifenden Korrekturfaktor, Ausfallarbeit und Entschädigungszahlungen und - der Grund für die Maßnahme veröffentlicht werden.
Der Ausbau der Erneuerbaren Energien in den vergangenen Jahren, insbesondere der Ausbau der Windenergieerzeugung, stellt die regionalen 110-kV-Verteilungsnetze und die 220/380-kV-Übertragungsnetze vor große Herausforderungen. Aufgrund von Kapazitätsengpässen der Netze ist bereits aktuell nicht mehr gewährleistet, dass der EE-Strom zu jeder Zeit vollständig abgenommen und übertragen werden kann. Mit dem weiteren Zubau an Erneuerbaren Energien, die bis 2020 mehr als 35 Prozent des Stromverbrauchs im Jahr abdecken sollen, werden diese Netzengpässe voraussichtlich weiter zunehmen. Die Planung und Genehmigung von Freileitungstrassen zur Erweiterung der Netzkapazität öffentlicher Netze zur Integration von Erneuerbaren Energie, zu der Netzbetreiber durch das Erneuerbare-Energien-Gesetz verpflichtet sind, erstreckt sich allerdings häufig über mehrere Jahre. Der Netzausbau kann dadurch in vielen Fällen nicht mit der Dynamik des Zubaus an EE-Leistung mithalten. Der Bundesverband WindEnergie e.V. (BWE) beauftragte Ecofys mit einer Kurzstudie zu den technischen Rahmenbedingungen von Einspeisenetzen. Die Ergebnisse der Studie stellte der BWE am Rande der Hannover Messe 2012 vor.
Zur Gewährleistung der Netzsicherheit und Bewältigung der 50,2 Hz Problematik sieht die im Mai 2012 vom Bundeskabinett verabschiedete Systemstabilitätsverordnung die Umrüstung von ca. 350.000 PV-Bestandsanlagen mit einer installierten Leistung von ca. 14 GW bis Ende 2014 vor. In diesem Rahmen wurde Ecofys von den deutschen Übertragungsnetzbetreibern beauftragt den Umrüstungsablauf zu unterstützen. Gemeinsam mit den Übertragungsnetzbetreibern erstellte Ecofys mehrere Listen, welche als Grundlage für die Planung und das Monitoring für die Umrüstung der PV Bestandsanlagen fungierten. Ecofys fragte dazu auch die notwendigen Daten von Wechselrichterherstellern ab und unterzog alle Daten einer Plausibilitätsprüfung. Zusätzlich wurden die erstellten Listen während der gesamten Umrüstung gemäß der Systemstabilitätsverordnung bei Bedarf aktualisiert.
Ecofys und Partner entwickelten für das Bundesministerium für Wirtschaft und Energie eine Nachrüststrategie für Stromerzeugungsanlagen zum Erhalt der Systemsicherheit bei Über- und Unterfrequenz. Konkret wurde untersucht, welche Anlagentypen (Wind-, Biomasse-, KWK- und Wasserkraftanlagen) nach welchen Verordnungen an das Stromnetz angeschlossen sind, und wie groß das Gefährdungspotential ist. Darauf aufbauend wurde abgeschätzt, wie hoch der Aufwand zur Anpassung der Anlagen an aktuelle Erfordernisse ist, um die Stabilität des Stromnetzes auch bei Störfällen zu gewährleisten. Als Ergebnis erarbeitete das Konsortium konkrete Handlungsempfehlungen für das Ministerium. Dabei wurden auch juristische Vorschläge für eine neue Verordnung entwickelt.
Für einen stabilen Netzbetrieb muss das Angebot an elektrischer Leistung stets dem Verbrauch entsprechen. Dazu halten die Übertragungsnetzbetreiber Regelleistung zur Primär- und Sekundärregelung sowie Minutenreserve vor. Mit der Zunahme der Leistungseinheiten mit volatiler Netzeinspeisung aus erneuerbaren Energien, wie Windkraft und Photovoltaik, erhöht sich permanent der Bedarf an Regelleistung. Gleichzeitig wird die eingespeiste Leistung aus konventionellen Großkraftwerken und damit die zur Verfügung stehende Regelleistung abnehmen. Aktuelle Studien zeigen zudem, dass in der Primärregelung künftig signifikant kürzere Reaktionszeiten und höhere Leistungsänderungsgeschwindigkeiten erforderlich sind. Die so entstehende Bedarfslücke kann künftig durch regionale zellulare Verbünde von Versorgungseinheiten abgedeckt werden. Sie sind gekennzeichnet durch eigene dezentrale Versorger-, Verbraucher- und Speicherkapazitäten , insbesondere Industriebetriebe mit eigenen Heizkraftwerken auf Basis von Gas, Biomasse oder Kohle mit Priorität der Wärmeversorgung, Windenergie- und Photovoltaik-Anlagen sowie elektrische Batteriesysteme und thermische Speicher. Sie stellen nach außen einen Verbund mit positiver und negativer Regelreserve dar. Der Netzbetreiber kann die einzelnen Verbünde gestuft einsetzen und abrufen. Hierdurch entstehen zusätzliche Redundanzen, welche die Gesamtsystemstabilität erhöhen. Ziel des Vorhabens ist es zunächst, Lösungsansätze zu entwickeln, so dass regionale zellulare Verbünde von Versorgungseinheiten auch hochdynamische Netzregelaufgaben erfüllen können. Das komplexe Zusammenwirken von Energiebereitstellungs-, Nutzungs- und Speichereinheiten unterschiedlicher Energieformen stellt dabei eine besondere Herausforderung dar. Die Übernahme von Netzregelaufgaben muss ohne Abstriche bei Prozess- und Versorgungsstabilität, Betriebszuverlässigkeit und Anlagenlebensdauer erfolgen. Nur durch die Integration geeigneter Speicher, einer intelligenten Nutzung systeminhärenter Speicherkapazitäten sowie einer übergeordneten Steuerung und Überwachung des komplexen dezentralen Systems können die Anforderungen erfüllt werden. Als Entwicklungsplattform und Demonstrator soll das Technikum des Zentrum für Energietechnik (ZET) der TUD dienen. Es repräsentiert einen derartigen Verbund dezentraler Erzeuger- und Verbrauchereinheiten von Elektroenergie und Wärme mit Kopplung zum Strom- und Wärmenetz des lokalen Energieversorgers im Universitätscampus.
Diese im Auftrag des Bundesverbands WindEnergie e.V. erstellte Studie erläutert die Auswirkungen des Einspeisemanagements auf die Windenergieerzeugung in den Jahren 2010 und 2011. Ecofys analysierte das Einspeisemanagement, welches Verteilnetzbetreiber (VNB) anwenden, um die Netzsicherheit zu gewährleisten. Während des EinspeiseManagement-Vorgangs regelt der Verteilnetzbetreiber temporär die Erneuerbaren Energien (EE) Anlagen in der betroffenen Netzregion ab, um eine Überlastung des Netzes zu vermeiden. Wir führten eine Bestandsaufnahme zum Einspeisemanagement der deutschen Verteilnetzbetreiber durch und entwickelten eine Methode zur Abschätzung der dadurch abgeregelten Energiemenge. Die Ergebnisse der Ausfallarbeit eines Jahres vergleichen wir regelmäßig mit den Ergebnissen der vorangegangenen Jahre, um daraus den sich ergebenden Trend abzuleiten. Bislang veröffentlichen Netzbetreiber die durch Einspeisemanagement verloren gegangene Energie nicht. Darüber hinaus untersuchte Ecofys, ob in Engpasssituationen Einspeisemanagement nach Paragraph 11 EEG durchgeführt wurde und Entschädigungen nach Paragraph 12 EEG gezahlt wurden oder ob Maßnahmen nach Paragraph 13 Abs. 2 EnWG, ohne die Möglichkeit zur Entschädigung der Anlagenbetreiber, durchgeführt wurden.
Ecofys hat im Auftrag der Smart Energy for Europe Platform (SEFEP) untersucht, wie sich ein verzögerter Ausbau der Stromübertragungsnetze bei unterschiedlicher geografischer Verteilung Erneuerbarer Energien-Anlagen auswirkt. Wird das Netz nicht optimal ausgebaut, müssen regional mehr Speicher und flexible Kraftwerke eingesetzt, und Erneuerbare Energie Anlagen häufiger abgeregelt werden. Die dadurch verursachten Kosten sinken, wenn die Anlagen zur Nutzung erneuerbaren Energiequellen gleichmäßiger verteilt sind.
Im Auftrag des schleswig-holsteinischen Ministeriums für Energiewende, Landwirtschaft, Umwelt und ländliche Räume hat Ecofys die Entwicklung des Einspeisemanagements (EinsMan) in dem norddeutschen Bundesland untersucht. Ecofys schätzte auf Basis der durch die Netzbetreiber veröffentlichten Meldungen die aufgrund von Überlastungen von Betriebsmitteln nicht eingespeiste Energie ab. Im untersuchten Zeitraum zwischen 2009 und 2011 waren vor allem Gebiete an der West- und Ostküste Schleswig-Holsteins mit hoher installierter Leistung an Windenergieanlagen von Einspeisemanagement betroffen. Die Ausfallarbeit verdoppelte sich etwa jährlich und lag 2011 zwischen105 und 236 GWh. Im gleichen Zeitraum stiegen die Entschädigungszahlungen von rund 2 Mio. Euro auf 10 bis 23 Mio. Euro an. Rund 97Prozent der im Jahr 2011 entstandenen Ausfallarbeit in Schleswig-Holstein betraf Windenergieanlagen. In den Jahren 2009 und 2010 machten hauptsächlich Überlastungen im regionalen Verteilnetz Einspeisemanagement nötig. In 2011 nahm die Bedeutung von Überlastungen in Umspannwerken zwischen der 20 und 110 kV-Ebene sowie im 220/380 kV Übertragungsnetz zu.
Dresden will Modellkommune zur Transformation der Ziele des Projektes WindNODE in eine Kommune werden. Für die vier zentralen Handlungsfelder Flexibilisierung der Energieerzeugung, Flexibilisierung der Verbraucher, Energieeffizienz sowie Intelligente Netze sollen geeignete Maßnahmen und Instrumentarien zum Benchmarking der Ergebnisse aus WindNODE für kommunale Einrichtungen, Unternehmen, Bürgerverbände entwickelt und der Aufbau von Pilotprojekten forciert werden. Dabei sollen insbesondere Lastenverschiebungspotenziale in Kommunen untersucht und hinsichtlich deren Umsetzung bewertet werden. Mit diesem übergreifenden Ansatz sollen bisher ungenutzte Synergiepotenziale gewinnbringend und bestmöglich im Sinne der Energiewende erschlossen und auch zunehmend nachhaltig in konkreten Projekten umgesetzt und verankert werden. Damit soll die weitere Entwicklung der Stadt nachhaltig und zukunftsfähig gestaltet werden. Mit den kommunalen Liegenschaften, Eigenbetrieben und Einrichtungen bietet Dresden ein enormes Potenzial zur Energieeinsparung sowie für den kurz- und mittelfristigen Lastausgleich im Stromnetz. Dieser Bereich bietet ein enormes Potenzial für Lastverschiebungen, Senkung der Energiekosten sowie der Erschließung neuer Geschäftsfelder am Regelenergiemarkt. Die Landeshauptstadt Dresden sieht sich in der Verantwortung und Verpflichtung, als Kommune aktiv eine Vorreiter- und Treiberfunktion wahrzunehmen. Die Erfahrungen und Ergebnisse sollen auch anderen Kommunen in Deutschland zur Verfügung gestellt werden.
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