Kosovo und Serbien lassen Europas Uhren nachgehen
Eine Unstimmigkeit zwischen dem Kosovo und Serbien lässt seit Mitte Januar 2018 am Stromnetz hängende Uhren in Europa nachgehen. Wie bereits zu lesen war, ist der Grund dafür die Frequenz des Stromnetzes. Sie gibt den Synchronuhren den Takt vor. Im Mittel liegt sie bei 50 Hertz, doch seit Mitte Januar hat sie diesen Wert nicht mehr erreicht. Die Folge davon ist, dass die Uhren zu langsam gehen. Verursacher sind die Übertragungsnetzbetreiber aus dem Kosovo und Serbien. Sie sind ihrer Verpflichtung nicht nachgekommen, das Stromnetz vom Kosovo sauber auszubalancieren und bei 50 Hertz zu halten. Da auf dem Europäischen Kontinent die meisten Stromnetze miteinander verkoppelt sind und sozusagen im gemeinsamen Takt schwingen, wirkt sich dieser Fehler auf ganz Europa aus. Dreh- und Angelpunkt ist dabei die Primärregelung (siehe unten Hinweise zum Hintergrund). Primärregelung ist die Leistung, die Kraftwerke oder Batterien sehr schnell liefern oder aus dem Netz ziehen können, um kleine, schnelle Frequenzschwankungen auszugleichen. Vereinfacht gesagt überbrücken sie so die Zeit, bis langsamere Kraftwerke ihre Leistung dem Verbrauch im Netz anpassen können.
Die Pressemitteilung des Verbandes der Europäischen Übertragungsnetzbetreiber auf Englisch finden Sie hier.
*** Update 07.03.2018, 20:00 Uhr ***
Die Uhren in Europa sollten jetzt keine Zeit mehr zusätzlich verlieren. Das geht aus einer Pressemitteilung des Serbischen Netzbetreibers Elektromreza Srbije (EMS) hervor, die am Abend des 07.03.2018 veröffentlicht wurde. Demnach halte der Übertragungsnetzbetreiber des Kosovo (KOSTT) auf internationalen Druck seit dem 03.03.2018 die Standards der Europäischen Übertragungsnetzbetreiber wieder ein. Dem Vernehmen nach hat ein Deutscher Übertragungsnetzbetreiber beobachtet, dass sich die Frequenz des Stromnetzes wieder näher an den üblichen 50 Hertz einpendelt als in den vergangenen Wochen. Am Stromnetz hängende Uhren dürften somit keine Zeit mehr verlieren.
Der Serbische Übertragungsnetzbetreiber EMS ist dafür verantwortlich, Stromerzeugung und -Nachfrage im Regelzone Serbien-Montenegro-Mazedonien zu überwachen. Nach Auskunft von EMS sei die langanhaltende Frequenzabweichung in Europa darauf zurückzuführen, dass KOSTT sich seit Mitte Januar nicht an die gemeinsamen Standards der Europäischen Übertragungsnetz gehalten und insgesamt 113 Gigawattstunden Leistung unauthorisiert aus dem Europäischen Netz gezogen hat.
Die vollständige Pressemitteilung von EMS auf Englisch finden Sie hier.
Die Pressemitteilung des Verbandes der Europäischen Übertragungsnetzbetreiber auf Englisch hierzu finden Sie hier.
Institutsleiter, Institut für Energiesysteme, Energieeffizienz und Energiewirtschaft (ie3), Technische Universität Dortmund
„Bevor Übertragungsnetzbetreiber, die meist identisch mit Landesgebieten sind, in das Verbundsystem aufgenommen werden, muss die technische Fähigkeit zur Erbringung von Regelleistung nachgewiesen werden. Den gemeinsamen Regeln und Verpflichtungen (Grid-Codes) der ENTSO-E muss zugestimmt werden.“
„Eine längerfristige Nichteinhaltung dieser Regeln eines Partners ist mir bislang nicht bekannt. Daher ist die Situation neu, aber dringend zu beheben. Einzelne kleine Netzgebiete vom Rest des Verbundes zu trennen ist theoretisch möglich, wenn dort genügend eigene Erzeugungskapazität vorhanden ist. Ansonsten wird es zu einer Unterversorgung bis hin zum Black Out kommen. Dieses ist vorab zu prüfen. Das Dilemma ist, dass politisch kein Blackout in einer Region riskiert werden sollte, aber anders herum politisches Handeln Einzelner den sicheren Betrieb des Gesamtsystems auch nicht gefährden darf.“
Professorin und Leiterin des Fachgebiets Elektrische Energieversorgung unter Einsatz Erneuerbarer Energien, Technische Universität Darmstadt
„Die wochenlange Lieferung von Leistung aus Primärregelleistung ist nicht vorgesehen. Entsprechend der Norm (DIN EN 50160) sind Frequenzabweichungen von der Nennfrequenz 50 Hertz (Hz) in der öffentlichen Energieversorgung bei Normalbetrieb im kontinentaleuropäischen Verbundnetz bis zu einer Größe von 1 Prozent (49,5 Hz – 50,5 Hz) für 99,5 Prozent (ca. 44 Stunden im Jahr darf die Frequenz auch stärker schwanken) eines Jahres zulässig und für den Netznutzer als verträglich anzusehen. Dies verdeutlicht, dass die während der letzten zwei Monate häufig aufgetretenen minimalen Frequenzwerte von ca. 49,95 Hz (99,9 Prozent) für den Netzbetrieb zunächst nicht kritisch erscheinen. Die Häufigkeit der niedrigen Werte hat zu einem Frequenzmittelwert unterhalb von 50 Hz geführt, welcher zu den Ungenauigkeiten der über die Netzfrequenz synchronisierten Uhren geführt hat. Eine unangenehme, aber sicherlich nicht als kritisch einzuschätzende Erscheinung. Weiterhin ist der Nachlauf der Uhren als einmalig einzustufen, da planmäßig bei Abweichungen größer als 20 Sekunden eine Veränderung der europaweiten Sollfrequenz um 50 Millihertz (mHz) zum Ausgleich der Zeitabweichung erfolgt. Generell sollten aber alle elektrischen Verbraucher in der Lage sein, bei obiger Frequenzabweichung zu arbeiten, da die betrieblichen Frequenzgrenzen weit oberhalb der in den letzten zwei Monaten erreichten Werte liegen.“
Wirtschaftliche Folgen
„Das Vergütungsmodell berücksichtigt Leistungspreise für die Bereitstellung, aber keine Arbeitspreise, da sich das Verhältnis zwischen erbrachter positiver und negativer Leistung im Normalfall im Mittel ausgleicht. Somit wurden im vorliegenden Fall erhebliche Energiemengen für die Regelzone Serbien-Montenegro-Mazedonien (SMM Block) ohne Vergütungsmodell bereitgestellt. Technisch können nicht alle Regelleistungsmarktteilnehmer Leistung über einen längeren Zeitbereich zur Verfügung stellen, zum Beispiel Großbatterien, da diese in der Regel für eine Bereitstellung von 15 Minuten ausgelegt sind. Selbstredend ist unverzüglich die Einhaltung der technischen und organisatorischen Regeln durch die SMM Regelzone anzustreben.“
„Weiterhin definiert die bereitgestellte Primärregelleistung den Leistungsfluss im europäischen Übertragungsnetz. Dies schränkt unter Umständen den marktbedingten oder EEG-bedingten Leistungsfluss ein, das heißt das elektrische Energieversorgungsnetz stößt an seine Übertragungsgrenzen. Weitere Kosten aufgrund notwendiger Redispatchmaßnahmen oder der Notwendigkeit eines Erzeugungsmanagements, speziell für Erzeugungsanlagen aus erneuerbaren Energien, könnten die Folge sein.“
Technische Folgen
„Im Falle eines Störfalls im europäischen Energieversorgungsnetz bei der beschriebenen niedrigen Netzfrequenz liegt eine reduzierte Regelreserve vor. Die Frequenzgrenze von 49,8 Hz wird schneller erreicht, für welche die erste Stufe des sogenannten 5-Stufen-Plans greift, d.h. es werden weitere Primärregelreserven aktiviert. Gelingt es nicht die Frequenz mit der ersten Stufe zu stabilisieren, greifen weitere stabilisierende Maßnahmen, welche über mehrere Stufen des Lastabwurfs mit der fünften Stufe zum Trennen der Kraftwerke vom Netz bei einer Frequenz von 47,5 Hz – und damit einem Blackout – reichen.“
„Als Lösungsansatz sollte selbstredend verfolgt werden, die technischen und organisatorischen Regeln für alle Betreiber und Benutzer von Netzen einzuhalten, zumal hiermit die ENTSO-E Network Codes, speziell "Emergency and Restoration", umgesetzt werden. Diese sind seit ihrem Inkrafttreten in 2015 bindend.“
Alle: Keine Angaben erhalten.
Die Regelung der Netzfrequenz erfolgt in mehreren Stufen. Die Netzfrequenz ist konstant, wenn es ein Gleichgewicht zwischen erzeugter und verbrauchter elektrischer Leistung gibt. Dieses Gleichgewicht muss zu jedem Zeitpunkt vorliegen. Weicht die Frequenz von 50 Hz ab, liegt ein Ungleichgewicht zwischen elektrischer Erzeugung und Verbrauch vor.
Die Primärregelung speist bei Frequenzabweichungen größer als +/- 10 mHz zusätzliche Leistung in das Netz ein, bzw. reduziert die Leistungseinspeisung, so dass das Leistungsgleichgewicht wiederhergestellt wird. Es stellt sich eine konstante Frequenz ein. Diese Frequenz liegt dabei nicht zwangsläufig in dem oben beschriebenen Frequenzband von 50 Hz +/- 10 mHz. Mit der Primärregelung werden für den normalen Betrieb Belastungsschwankungen und auch kleinere Störungen ausgeregelt. Die hierfür eingesetzten Erzeugungsanlagen werden gemäß den vertraglichen Vereinbarungen zwischen den Netzbetreibern und Kraftwerksbetreibern festgelegt. Die Vorhaltung von Primärregelleistung wird solidarisch über alle zugehörigen Netzbetreiber im kontinentaleuropäischen Verbundnetz aufgeteilt.
Die verbleibende Abweichung der Frequenz im Anschluss an die Primärregelung wird durch die sogenannte Sekundärregelung und ggf. durch Abruf von Minutenreserve (Tertiärregelung) in den einzelnen Regelzonen zentral ausgeregelt. Zuständig für die Rückführung der Frequenz auf den Wert von 50 Hz mit Hilfe der Sekundärregelung ist die Regelzone, welche die Frequenzabweichung verursacht. Die Sekundärregelung greift in der Regel nach 30 Sekunden zur Ablösung der Primärregelung, so dass die Frequenz nach 15 Minuten ihren Nominalwert von 50 Hz aufweist.
Somit sind im elektrischen Energieversorgungsnetz jederzeit entsprechende Primärregelreserven, Sekundärregelreserven und Tertiärreserven vorzuhalten.
Die Beschreibung der Frequenzregelung lässt erkennen, dass der in den letzten Monaten aufgetretene Frequenzverlauf nicht hätte auftreten können, wenn die europaweiten Vereinbarungen für den Netzbetrieb eingehalten worden wären. Vielmehr wurden Leistungsungleichgewichte von der Regelzone Serbien-Montenegro-Mazedonien (SMM Block) nicht über die Sekundär- oder Tertiärregelleistung ausgeglichen.
Technisch bedeutet dies, dass über weite Zeiten ein Leistungsdefizit dieser Regelzone aus dem europäischen Verbund und damit aus Primärregelleistung gespeist wurde. Dies führte aufgrund der Charakteristik der Primärregelung bei fehlender Sekundärregelung zum einen dazu, dass die Netzfrequenz im Mittel unter der Sollfrequenz von 50 Hz lag; zum anderen wurde über lange Zeiten Leistung von primärregelnden Kraftwerken zur Verfügung gestellt und nicht durch die Sekundärregelung abgelöst.
Laut dem Verband europäischer Übertragungsnetzbetreiber (Entso-E) wird die Nichtbereitstellung der Regelleistung weder durch kalte Temperaturen noch durch eine sich ändernde Erzeugungsstruktur als Resultat der Energiewende verursacht.
Herr Prof. Dr. Christian Rehtanz
Institutsleiter, Institut für Energiesysteme, Energieeffizienz und Energiewirtschaft (ie3), Technische Universität Dortmund
Frau Prof. Dr.-Ing. Jutta Hanson
Professorin und Leiterin des Fachgebiets Elektrische Energieversorgung unter Einsatz Erneuerbarer Energien, Technische Universität Darmstadt
