Auswertung des Effekts der Sonnenfinsternis vom auf das deutsche Energieversorgungssystem

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1 Auswertung des Effekts der Sonnenfinsternis vom auf das deutsche Energieversorgungssystem Yves-Marie Saint-Drenan, Rafael Fritz, Dominik Jost Fraunhofer IWES, Institutsteil Energiesystemtechnik, Kassel Für Hobbyastronomen und interessierte Beobachter der Sonnenfinsternis war es deutschlandweit weitgehend das perfekte Wetter. Ein wolkenfreier Himmel herrschte über fast ganz Deutschland. Nur Niedersachsen, Nordrhein-Westphalen, Rheinland-Pfalz und ein Teil Hessens wurde während der Sonnenfinsternis durch Hochnebel bedeckt. Somit entsprach die Wettersituation annähernd einem Worst-Case Szenario, das heißt eine Wettersituation mit der stärksten Auswirkung der Sonnenfinsternis auf die PV- Einspeisung. Trotz dieser ungünstigen Bedingungen haben die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber die Situation gemeistert. Stressfreier Netzbetrieb als Ergebnis einer langen Vorbereitung Dies ergibt sich aus einer Vorbereitung, die sich über mehrere Monate hinzog. Eine Studie des IWES und des Deutschen Wetterdienstes (DWD) [Koehler et al. 215] kam im Vorfeld zu Ergebnissen, die sich mit denen anderer Studien sehr gut deckten: Um 1 Uhr 45 lag die maximale Reduktion durch die Sonnenfinsternis bei -18 Gigawatt gegenüber einem klaren Tag ohne Sonnenfinsternis. Dass der Effekt heute nicht ganz so groß war, konnte mithilfe von aktuellen Wetterprognosen abgeschätzt werden. Seit dem 17. März 215 hat der DWD parallel zu den operationellen Wettermodellen COSMO-EU und COSMO-DE weitere Modellberechnungen durchgeführt, welche den Effekt der Sonnenfinsternis auf Sonneneinstrahlung und Temperatur explizit berücksichtigen. Dies erlaubte der Energiewirtschaft eine ziemlich genaue Abschätzung der Wettersituation und des damit einhergehenden Effekts der Sonnenfinsternis auf die PV-relevanten meteorologischen Größen (siehe Anhang). Die Ergebnisse des DWD waren frei zur Verfügung, so dass jeder Netzbetreiber und Prognoseanbieter die Möglichkeit hatte, dies in seiner Planung zu berücksichtigen. Auf Basis der oben genannten Studien konnten die Übertragungsnetzbetreiber zusätzlich einschätzen, wie kritisch die Situation für das gesamte Stromnetz werden könnte. Um die hohen Gradienten der PV-Einspeisung sowie mögliche Prognosefehler ausgleichen zu können, wurde mehr Regelleistung beschafft als im Normalfall. Dabei wurde die vorgehaltene Minutenreserveleistung um jeweils etwa 5 MW auf 3 MW bzw. -37 MW erhöht. Die schneller zu aktivierende Sekundärregelleistung wurde hingegen auf 43 MW festgelegt und damit mehr als verdoppelt. Abbildung 1 zeigt die ausgeschriebenen Mengen vorzuhaltender Sekundärregel- und Minutenreserveleistung.

2 PV-Leistung in GW PV-Leistung in GW Leistung (MW) : 8: 1: 12: 14: 16: 18: 2: 22: : vorgehaltene Minutenreserveleistung vorgehaltene Sekundärregelleistung vorgehaltene Gesamtregelleistung (MRL + SRL) Abbildung 1 Vorhaltung von Sekundärregelleistung und Minutenreserveleistung am Datenquelle: regelleistung.net Vortages-Betrachtung der Sonnenfinsternis Da die erwarteten Einspeisemengen aus erneuerbaren Energien bereits am Vortag an der EPEX Strombörse gehandelt werden, ist die Vortages-Prognose ein besonders wichtiger Schritt für die Integration der fluktuierenden Stromerzeuger. Hierfür spielt die Qualität der vom DWD verfügbar gemachten Prognosen und ihre Anwendung durch die Prognoseanbieter eine unterstützende Rolle Regelzonen: Prognose (-) und Ist-Wert (o) Amprion 5Hz TransNetBW TenneT 25 2 DE: Prognose (-) und Ist-Wert (o) Tageszeit Tageszeit Abbildung 2: Vergleich der PV-Hochrechnung und der Vortagesprognosen für die einzelnen Regelzonen der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber (links) und Gesamtdeutschland (rechts) Datenquelle: Amprion, TenneT, 5Hertz, TransNetBW

3 Leistung (MW) Die Abbildung der Vortagesprognosen für die einzelnen Regelzonen der Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) (links) und Gesamtdeutschland (rechts) zeigt, dass der exakte Gang der PV-Einspeisung während der Sonnenfinsternis schon am Donnerstagmorgen sehr gut bekannt war. Lediglich in den Gebieten von Amprion und TenneT gab es am Morgen der Sonnenfinsternis noch vermehrt Nebel (siehe auch Anhang), wodurch der tatsächliche Verlauf von der Prognose abwich. Die Zeitverläufe der PV-Hochrechnung und der Prognose bei 5Hertz und TransNetBW, wo kein Hochnebel vorhanden war, zeigen dass die PV-Prognosen den Effekt der Sonnenfinsternis mit hoher Genauigkeit getroffen haben. Somit sieht man, dass die Sonnenfinsternis am Vortag erfolgreich betrachtet wurde. Abgerufene Regeleistung und Änderungen der Netzfrequenz während der Sonnenfinsternis Die gute Folgetags-Prognose der PV-Einspeisung sowie die Eliminierung verbleibender Abweichungen durch den Handel am Intraday-Spot-Markt auf Basis von kurzfristigeren Prognosen führten dazu, dass es kaum Bedarf für den Ausgleich von Prognosefehlern durch den Einsatz von Regelleistung gab. Abbildung 3 zeigt das Regelzonensaldo für den deutschen Netzreglerverbund, das dem Ungleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch entspricht, im Vergleich zur vorgehaltenen Regelleistung. Die während der Sonnenfinsternis aufgetretenen Ungleichgewichte bewegen sich im Bereich von weniger als ±12 MW. Dies sind auch im normalen Netzbetrieb durchaus übliche Werte. Beachten muss man hierbei jedoch, dass es sich um viertelstündliche Durchschnittswerte handelt, und somit auch Spitzen auftreten können, die hier nicht abgebildet sind. In den oben genannten Abweichungen sind auch die Abschaltungen von Lasten enthalten, die die Übertragungsnetzbetreiber zusätzlich eingesetzt haben : 7: 8: 9: 1: 11: 12: vorgehaltene Gesamtregelleistung (MRL + SRL) Regelzonensaldo Netzreglerverbund (MRL + SRL + IGCC-Austausch + Abschaltbare Lasten) Abbildung 3: Viertelstündliche Durchschnittswerte für das Regelzonensaldo des deutschen Netzreglerverbundes im Vergleich zur vorgehaltenen Regelleistung Datenquelle: regelleistung.net

4 Leistung (MW) Frequenz (Hz) Auch die Betrachtung der Netzfrequenz, die ein Indikator für Ungleichgewichte ist, die trotz des Einsatzes von Regelleistung in den einzelnen Regelzonen im Verbundnetz verbleiben, gibt keinen Hinweis darauf, dass es während der Sonnenfinsternis zu kritischen Situationen gekommen wäre. Die Abweichungen von der Soll-Frequenz waren zu jedem Zeitpunkt kleiner als,5 Hertz und somit im Bereich, der von der ENTSO-E als Zielkorridor definierten Netzfrequenz. Somit wurde auch die Primärregelleistung kaum in Anspruch genommen, da eine volle Aktivierung der vorgehaltenen 3 MW an Primärregelleistung erst ab einer Frequenzabweichung von,2 Hertz erfolgt : 1: 11: 12: Soll-Netzfrequenz Netzfrequenz : 1: 11: 12: vorgehaltene Primärregelleistung aktivierte Primärregelleistung Abbildung 3: Verlauf der selbst gemessenen Netzfrequenz sowie die daraus resultierende Aktivierung von Primärregelleistung Datenquelle: Fraunhofer IWES

5 Schlussfolgerung Die Sonnenfinsternis vom 2. März 215 wurde in der Presse als Stresstest für die Netzbetreiber und die Energiewende angekündigt. Die Analyse der wichtigsten Parameter des Versorgungssystems zeigt, dass es trotz einer - durch eine großräumige wolkenfreie Wetterlage - verstärkte Auswirkung der Sonnenfinsternis auf die PV- Einspeisung, keinerlei Anzeichen für eine Gefährdung der Stromversorgung gab. Die PV-Prognosen für den Folgetag treffen weitestgehend die Hochrechnungswerte der Übertragungsnetzbetreiber. In den Regelzonen von 5Hertz und TransNetBW fallen die Prognosefehler sogar überdurchschnittlich gering aus. Bei Amprion und TenneT sind die Prognosefehler aufgrund von Hochnebelfeldern etwas größer. Diese Fehler sind allerdings in erster Linie auf die Wetterlage zurückzuführen und nicht durch die Sonnenfinsternis bedingt. Die geringen PV-Prognosefehler sind zu einem großen Teil dem Engagement des Deutschen Wetterdiensts zu verdanken, der schon drei Tage vor der Sonnenfinsternis Wettervorhersagen unter Berücksichtigung der Sonnenfinsternis frei zur Verfügung gestellt hat. Dafür wurden neben dem operationellen Betrieb der Wettermodelle COSMO-EU und COSMO-DE speziell angepasste Modellrechnungen für diesen Zeitraum durchgeführt. In Vorbereitung auf die ungewöhnliche Situation der Sonnenfinsternis hatten die ÜNB die Menge der vorgehaltenen Regelleistung deutlich erhöht, um auf eventuell auftretende Ungleichgewichte zwischen Erzeugung und Verbrauch schnell reagieren zu können. Im Nachhinein betrachtet, wäre diese Vorsichtsmaßnahme jedoch gar nicht notwendig gewesen, da der tatsächliche Bedarf an Regelenergie nicht größer ausfiel als im alltäglichen Netzbetrieb. Der problemlose Betrieb des Versorgungssystems mit ca. 37 GWp installierter PV- Kapazität während der Sonnenfinsternis am 2. März 215 zeigt vor allem, dass die Integration der erneuerbaren Energien in das Stromversorgungssystem schon weit vorangeschritten ist. Eine besondere Rolle in diesem Kontext spielen die vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber, der Deutsche Wetterdienst und die PV-Prognoseanbieter. Allerdings gibt es mehrmals im Jahr Situationen, die gravierendere Einflüsse auf den Netzbetrieb haben als die von der Sonnenfinsternis verursachten. Tage mit großräumigen Hochnebelfeldern oder Kaltfronten können genauso oder sogar noch kritischer für das Netz sein. Diesbezüglich ist noch viel Forschungs- und Entwicklungsarbeit im Bereich der Wetter- und Leistungsprognosen notwendig, um die Integration der Solarenergie bei solchen extremen Situationen noch weiter zu verbessern.

6 Referenzen: [Koehler et al 215] Köhler, Carmen; Steiner, Andrea; Lee, Daniel; Thieler, Jens; Saint- Drenan, Yves-Marie; Ernst, Dominique; Mathias Zirkelbach; Bodo Ritter: Assessing the Impact of a Solar Eclipse on Weather and Photovoltaic Production, Eingereicht bei der Meteorologischen Zeitschrift, 215. Amprion PV-Prognose und Hochrechnung: TenneT PV-Prognose und Hochrechnung: 5Hertz PV-Prognose und Hochrechnung: TransNetBW PV-Prognose und Hochrechnung:

7 Satellite CEU 19/3 6: CDE 19/3 3. CEU 18/3 6. CEU 17/3 6: Anhang 1: DWD Strahlungsprognose zwischen 17 und 19 März und Satellitenbilder 9: - 9:15 9:15-9:3 9:3-9:45 9:45-1: 1: - 1:15 1:15-1:3 1:3-1:45 1:45-11: 11: - 11:15 11:15-11:3 11:3-11:45 11:45-12: Datenquelle: DWD, Sat24