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Was ist Primärregelleistung?

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Eingestellt 9, Mär 2015 in Energiewende von Friedrich H.
   

2 Antworten

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Beantwortet 9, Mär 2015 von Martin Werner (2,069 Punkte)
Primärregeleistung (PRL) ist eine durch die Stromerzeuger vorzuhaltende Leistungsreserve (positiv oder negativ) um Schwankungen der Netzlast, bzw. der Differenz von Einspeisung und Entnahme von elektrischer Energie innerhalb von 30 s ausgleichen zu können. In jeder Regelzone des europäischen Verbundnetzes sind 2% der Nettostromerzeugung als PRL vorzuhalten. In Deutschland sind dies 0,7 GW. In der Regel wird die PRL durch Variation der Drehzahl der Generatoren in den Kraftwerken bereitgestellt.

Nahezu gleichzeitig zur PRL wird auch die Sekundärregelleistung aktiviert, die nach spätestens 15 Minuten die PRL ablösen muss, damit diese für weitere Schwankungen zur Verfügung steht. Die Sekundärregelleistung wird durch schnell anlaufende Kraftwerke (Speicherkraftwerke, Gasturbinen) bereitgestellt.
+1 Punkt
Beantwortet 10, Apr 2015 von Caterva Master (58 Punkte)

Hier eine ausführliche Antwort:

Wo kommt eigentlich der Strom her?
In Deutschland versorgen zu ca. 77 % große, konventionelle Stromkraftwerke Endverbraucher wie
Sie und die Industrie mit Elektrizität. Dazu zählten in 2013 Braunkohle- (26 %), Steinkohle- (20 %),
Erdgaskraftwerke (10 %), Kernkraftwerke (15 %) und sonstige Kraftwerke (5 %). Die verbleibenden
23 % der Stromerzeugung werden durch einen stetig wachsenden Anteil erneuerbarer Energieerzeuger
bereitgestellt, darunter etwa 4,5 % durch Photovoltaikanlagen1.
Alle konventionellen Kraftwerke verdampfen mit einem Brennstoff (z.B. Braunkohle) normales
Wasser. Dieser Wasserdampf treibt einen sich drehenden Generator – vergleichbar mit der
Lichtmaschine eines PKWs nur deutlich größer – der Wechselstrom erzeugt. Die Generatoren
drehen sich ziemlich genau 50 mal in einer Sekunde, so dass der von ihnen erzeugte Wechselstrom
seine Polarität (Stromrichtung) auch 50 mal in einer Sekunde ändert. Daher beträgt
unsere Netzfrequenz in Deutschland (übrigens auch in ganz Europa) 50 Schwingungen pro
Sekunde, also 50 Hz.

Woher wissen die Kraftwerke, wieviel Strom gebraucht wird?
Die kurze Antwort auf diese Frage lautet: „Die Kraftwerke wissen es nicht“, zumindest nicht genau.
Um zu verstehen, warum trotzdem alles gut funktioniert, ist ein kleiner Exkurs notwendig. Die
Betreiber der großen konventionellen Kraftwerke – die Energieversorger – haben umfangreiche
Erfahrung aus dem langjährigen Betrieb ihrer Kraftwerke. Sie können daher in etwa abschätzen,
wieviel Strom am nächsten Tag benötigt wird und planen den Betrieb ihrer Kraftwerke entsprechend.
Sie haben also einen Fahrplan für ihre Kraftwerke, basierend auf aktuellen Messdaten,
Wettervorhersage-Erfahrungen und Meldungen großer Verbraucher.

Meistens stimmt der im Fahrplan geplante Wert nicht ganz exakt mit der aktuellen Stromnachfrage
überein. In einem Stromnetz müssen Stromerzeugung und Stromverbrauch jedoch
immer exakt gleich sein, da man bisher Strom kaum speichern konnte2. Bei einer geänderten
Stromnachfrage müssen die Kraftwerksbetreiber entsprechend nachregeln. Dieses „Nachregeln“
erfolgt an einem separaten Markt – dem Regelleistungsmarkt.


Was passiert, wenn es „zu viel“ oder „zu wenig“ Strom im Netz gibt?
Wenn bei einem stabilen Netzbetrieb, bei dem Stromangebot und Nachfrage identisch sind,
ein zusätzlicher Verbraucher eingeschaltet wird, fließt etwas mehr Strom durch das Netz.
Da die meisten Kraftwerke Generatoren nutzen, haben diese es etwas „schwerer“, den nötigen
Strom bereitzustellen. Sie drehen sich daher etwas langsamer als mit den notwendigen
50 Umdrehungen pro Sekunde. In der Folge sinkt also auch die Netzfrequenz unter die
üblichen 50Hz.
In umgekehrter Richtung passiert etwas ganz ähnliches: wird ein Verbraucher plötzlich abgeschaltet,
steigt die Netzfrequenz etwas an.
Diese Änderungen der Netzfrequenz werden von geeigneten, präqualifizierten Kraftwerken
gemessen. Wird eine Abweichung der Netzfrequenz von 50Hz festgestellt, so regeln diese
Kraftwerke in der Primärregelung vollautomatisch nach. Diese Kraftwerke müssen also stets
eine gewisse Reserve zum Nachregeln der Netzfrequenz bereithalten und können nicht optimal
ausgelastet werden. Das Vorhalten von Reserveleistung kostet den Kraftwerksbetreibern
Geld. Die als Sicherheit vorgehaltene Leistung wird an den Regelleistungsmärkten gehandelt.


Wer ist verantwortlich für einen stabilen Betrieb des Stromnetzes?
In Deutschland sind die vier Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) dafür verantwortlich, dass
das Netz stabil ist und – unter anderem – die Netzfrequenz möglichst genau 50 Hz beträgt.
Die Übertragungsnetzbetreiber betreiben nach gesetzlichen Vorgaben einen Markt für
Regelleistung. An diesem schreiben sie die in der Zukunft (z.B. nächste Woche) benötigte
Regelleistung aus. Die Übertragungsnetzbetreiber – in Deutschland sind das Amprion, 50 Hz
Transmission, TransnetBW, Tennet TSO – haben sich für eine optimale Regelung des Netzes in
einem Netzregelverbund zusammengeschlossen. Die Bundesnetzagentur wiederum überwacht
die Übertragungsnetzbetreiber und legt Rahmenbedingungen fest.


Wie sieht der Markt für Regelleistung aus?
Bei der Regelung der Stromnetze gibt es grundsätzlich drei Stufen, die sich darin unterscheiden,
wie schnell die Regelung bereitstehen und wie lange sie verfügbar sein muss. Man unterscheidet
in Primärregelung, Sekundärregelung und Minutenreserve. Die Primärregelung muss
innerhalb von 30 Sekunden zur Verfügung stehen
und ist für die Stabilisierung der Netzfrequenz
von 50 Hz verantwortlich. Die Sekundärregelung folgt auf die Primärregelung und muss nach
5 Minuten bereitstehen. Danach folgt die Minutenreserve, die innerhalb von 15 Minuten
vollständig erbracht werden muss.
Die Energiespeicher der Caterva GmbH nehmen künftig an der Primärregelung teil und unterstützen die
Stabilität der Netzfrequenz von 50 Hz. Der gesamte Markt für primäre Regelleistung in
Deutschland beträgt Anfang 2015 ca. 600 MW.

Wie kann mit Regelleistung Geld verdient werden?
Am Markt für primäre Regelleistung wird der Bedarf an Regelleistung für die jeweils kommende
Woche von den Netzbetreibern ausgeschrieben.
Anbieter von primärer Regelleistung können nun Leistung an diesem Markt für den Ausschreibungszeitraum
von einer Woche anbieten. Ein Anbieter kann beispielsweise ein MW primäre
Regelleistung für die Woche vom 26.5.2014 bis 1.6.2014 zu € 4.014 pro MW anbieten. Bei
einem Zuschlag in der Ausschreibung (Auktion) erhält er dann für das Vorhalten dieser Leistung
für eine Woche eine Vergütung von € 4.014. Bietet er diese Leistung alle 52 Wochen des
Jahres an – und erhält auch immer den Zuschlag – kann er in einem Jahr Erlöse aus primärer
Regelleistung von € 208.728 erzielen. Pro kW und Jahr ließe sich in diesem Zahlenbeispiel also
ein Umsatz von € 209 erzielen. Das langjährige Mittel für diese Vergütung liegt bei € 163.000
pro MW und Jahr.
Alle für eine Wochenauktion eingehenden Angebote werden nach den Angebotspreisen sortiert.
Die Anbieter in dieser sortierten Liste bekommen solange einen Zuschlag, bis die ausgeschriebene
Regelleistungsmenge erreicht ist. Jeder Anbieter, der nach diesem Verfahren einen
Zuschlag erhält, bekommt den Preis von den Netzbetreibern vergütet, den er geboten hat.
Alle nach diesem Verfahren von den Netzbetreibern bezahlten Vergütungen für Regelleistung
werden als Teil des Netzentgeltes – also letztlich als Teil des Strompreises – auf alle Stromverbraucher
umgelegt.


Wer darf Primärregelleistung anbieten?
Der Markt für Regelleistung wurde vom Gesetzgeber stetig liberalisiert. Ausdrücklich erwünscht
sind vom Gesetzgeber Anbieter, die Kleinanlagen zusammenfassen. Am 27.6.2011 wurde
beispielsweise die Schwelle für alle Anbieter auf 1 MW gesenkt und der Auktionszeitraum auf
Wochenauktionen umgestellt. Seit diesem Zeitraum ist die Mindestgröße, die am Markt für
Primärregelleistung angeboten werden kann, 1 MW.
Darüber hinaus muss jeder qualifizierte Anbieter am Markt für Regelleistung von den Netzbetreibern
zugelassen werden. Dieser Prozess der Präqualifikation umfasst einen relativ aufwändigen
Test der technischen Einrichtungen, um sicherzustellen, dass der Anbieter von Regelleistung
auch alle für die Netzstabilität erforderlichen Anforderungen erfüllt. Derzeit gibt es in Deutschland
etwa 20 für Primärregelleistung präqualifizierte Anbieter, die meisten davon sind klassische
Energieversorger.

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