Netzstabilität: Droht ein Stromausfall durch Sonnenstrom zu Pfingsten?

„Viele Photovoltaikanlagen sind heute abregelbar. Das heißt, bei Netzengpässen – zum Beispiel an sonnigen Tagen mit wenig Stromnachfrage – können die Anlagen heruntergeregelt werden. Funktioniert die zugrundeliegende Technik, so besteht keine Gefahr für das Netz. Höherwertige Wechselrichter, wie sie in Deutschland verbaut werden, sowie weitere elektrotechnische Anlagen bei größeren Photovoltaikkraftwerken, insbesondere netzbildende Wechselrichter, bieten dem Netz auch sogenannte Netzdienstleistungen an. Diese verstärken bereits heute die Netzstabilität. Abregelung ist auch ökonomisch sinnvoll und wird in einem Stromsystem, welches insbesondere auf Photovoltaik- und Windanlagen basiert, unvermeidbar sein.“

„Auf Netzebene ist also keine große Herausforderung zu erwarten, solange die oben genannten Funktionsweisen reibungslos arbeiten. Herausfordernd ist weiterhin, dass der Strom zunächst am Großhandel ohne Berücksichtigung von Netzengpässen gehandelt wird. Hierdurch werden manche Kraftwerke aus Netzsicht nicht optimal eingeplant und es kommt erst nach dem Stromhandel zum sogenannten Redispatch, welcher die Kraftwerkseinsatzplanung nachträglich anpasst. Dadurch steigen die Systemkosten, die durch Preiszonen oder einem netzknotenspezifischen Strompreis – sogenanntes ‚Nodalpricing‘ – vermindert werden könnten.“

„Untersuchungen zu Eintrittswahrscheinlichkeiten von Stromabschaltungen wegen zu hoher Photovoltaikerzeugung sind schwierig, da sie im Optimalfall nicht eintreten – solange die Wechselrichter und Kontrolltechnologie einwandfrei funktionieren. Bei Verwendung hochwertiger Technologie ist die Eintrittswahrscheinlichkeit extrem gering.“

„Prinzipiell waren Schwungmassen im fossildominierten Stromsystem schon hilfreich. Heute kann diese sogenannte Momentanreserve aber auch durch netzbildende Wechselrichter erbracht werden. Solche Wechselrichter an großen Photovoltaikanlagen mit (Batterie-)Speichern können nicht nur einen Systemausfall verhindern, sondern auch beim Schwarzstart nach einem Blackout helfen, das Stromsystem zeitnah wieder in Gang zu bringen.“

„Die Herausforderung von sehr großer Einspeisung aus Photovoltaik (PV) oder Windkraft liegt nicht in der Strommenge an sich, sondern in der regional ungleichmäßigen Verteilung und der begrenzten Flexibilität der unteren Netzebenen. Diese Effekte lassen sich auf unterschiedlichen Ebenen betrachten: Erstens die der Strompreise und daraus entstehende Kosten, zweitens die des bilanziellen Gleichgewichts hinsichtlich der Frequenz und drittens die der Netzstabilität im Rahmen von Spannungshaltung, Momentanreserve, Kurzschlussstrom, Oszillationen oder auch der Überlastung von Netzelementen.“

„Die ersten beiden Punkte –die bilanziellen Effekte und die des Strommarktes – spielen für die Netzstabilität nur eine sehr untergeordnete Rolle: Ein Überangebot am Strommarkt kündigt sich in der Regel mindestens 24 Stunden im Voraus an und es bestünde noch ausreichend Zeit und Möglichkeiten für Eingriffe im Vorfeld, um ein Überangebot zu verhindern. Auch bei zu hoher Netzfrequenz reduzieren PV-Wechselrichter automatisch schrittweise ihre Einspeiseleistung, sodass ein übermäßiger Anstieg der Netzfrequenz durch PV-Überangebot technisch ausgeschlossen ist.“

„Ähnlich sieht es mit den regional verteilten Effekten hinsichtlich der Spannungshaltung und Überlastung von Netzelementen aus. PV-Wechselrichter müssen ihre Einspeisung bei zu hoher Netzspannung reduzieren und tragen zudem durch Blindleistungseinspeisung zur Spannungshaltung bei, wodurch eine Überspannung ausgeschlossen werden kann.“

„Anders ist die Lage bei der Überlastung von Netzelementen wie Transformatoren, Leitungen oder Kabeln. Diese können überlastet sein, ohne dass es die einzelnen Einspeiser erkennen können. Hierzu ist ein entsprechendes Monitoring seitens der Verteilnetzbetreiber notwendig, in Kombination mit geeigneten Maßnahmen bei drohender Überlastung. Dazu verfügen etwa 63 Prozent der aktuell installierten PV-Leistung über Fernsteuerungseinrichtungen. Die verbleibende Netzeinspeisung von ungesteuerten PV-Anlagen beträgt in der Spitze etwa 20 Gigawatt (GW) und entspricht damit etwa der Hälfte des minimalen Stromverbrauchs zur Mittagszeit, der im Jahr 2024 gut 39 GW betrug. In ländlichen Gebieten mit sehr wenig Stromverbrauch kann es zu diesen Zeiten zu einer Überlastung von Netzelementen kommen. Hierfür ist dann das gezielte Monitoring in Kombination mit der Abschaltung von einzelnen Anlagen über die vorhandenen Fernsteuerungseinrichtungen notwendig.“

„Nach unseren Analysen sind die aktuell verbauten Steuerungseinrichtungen ausreichend, um eine Überlastung wirkungsvoll ausschließen zu können. Problematisch sind hierbei zwei Punkte:“

„Erstens: Es gibt Rückmeldungen von einzelnen Verteilnetzbetreibern, dass sie viele der verbauten Fernsteuerungseinrichtungen technisch nicht ansteuern können oder diese teilweise auch bewusst von den Anlagenbetreibern unbrauchbar gemacht wurden. Hier liegt es im Verantwortungsbereich der Netzbetreiber, die Funktionstüchtigkeit der verbauten Steuerungseinrichtungen sicherzustellen und entsprechende Überprüfungen oder Sanktionen durchzuführen.“

„Zweitens: Vielfach fehlen heute noch Messdaten zum Betriebszustand von Leitungen und Transformatoren, zum Beispiel Daten über die übertragene Leistung oder die Temperatur. Dadurch können die Netzbetreiber nur simulativ und dadurch sehr konservativ eine mögliche Überlastung abschätzen. Sollten die Netzbetreiber trotz der verbauten Steuerungseinrichtungen und weiterer Möglichkeiten im Verteilnetz, zum Beispiel durch die Nutzung von regelbaren Ortsnetztransformatoren die Einspeiseleistung nicht begrenzen können, müssten sie im Notfall den ganzen Netzstrang abschalten, um eine mögliche Überlastung zu vermeiden – man spricht dann von sogenannten Brownouts. Uns sind bisher keine derartigen Fälle in Deutschland bekannt geworden.“

„Hinsichtlich der Netzstabilität ist es also entscheidend, dass die Verteilnetzbetreiber die Fernsteuerung der Anlagen in ihrem Netz sicherstellen. Werden die bereits heute verbauten Steuerungseinrichtungen verwendet, kann wirkungsvoll eine Überlastung verhindert werden. Perspektivisch werden die Änderungen des Energiewirtschaftsgesetzes zu Beginn des Jahres 2025 – dem sogenannten Solarspitzengesetz – dazu führen, dass nur noch sehr geringe Mengen an neuen Anlagen nicht steuerbar sind. Mittelfristig wird sich die Thematik zudem durch den erwarteten starken Zubau von Batteriespeichern entschärfen, die künftig diese Strommengen aufnehmen können.“

„Hinsichtlich des Strommarktes gibt es Handlungsbedarf bei der Direktvermarktung von Photovoltaik. Aktuell werden etwa 40 Prozent der geförderten Energiemengen über das Marktprämienmodell vergütet. Hierbei haben die Direktvermarkter eigentlich keinen ökonomischen Anreiz auch bei stark negativen Preisen einzuspeisen, das heißt sie könnten ihre eigenen Anlagen abregeln und die von ihnen vertraglich zugesicherten Energiemengen stattdessen vorübergehend an der Strombörse beschaffen. Derzeit beobachten wir jedoch, dass trotz ökonomischer Nachteile deutlich weniger Einspeisung reduziert wird. Das hängt unter anderem mit komplexen Vertragsstrukturen, den Herkunftsnachweisen und teilweise fehlender Steuerbarkeit zusammen. Mittelfristig ist jedoch nicht zu erwarten, dass Direktvermarkter in solchen Zeiten ökonomisch ineffizient handeln und ihre Anlagen nicht abregeln.“

„In einem Stromnetz mit sehr hohem Anteil an leistungselektronischen Erzeugern und Verbrauchern wie zum Beispiel Photovoltaik oder Windkraftanlagen, spielt die Momentanreserve eine wichtige Rolle. Diese wird benötigt, um instantan im Millisekundenbereich Leistung zur Verfügung zu stellen, sollte zum Beispiel ein Erzeuger oder eine Leitung ausfallen. Dies ist notwendig, damit die Netzfrequenz nicht zu stark fällt, wenige Sekunden später kann die Primärregelleistung diesen Ausfall dann ausgleichen. Diese Momentanreserve, die heutzutage hauptsächlich durch rotierende Massen von Synchrongeneratoren zur Verfügung gestellt wird, kann allerdings perspektivisch auch mit netzbildenden Wechselrichtern über synthetische Trägheit nachgebildet werden. Dazu bieten sich insbesondere Batteriespeicher an. Denn diese bringen den entsprechenden Energiespeicher bereits mit und können durch die digitale Regelung ihre volle Leistung auch schon bei geringer Netzfrequenzänderung zur Verfügung stellen. Im Gegensatz dazu speichern rotierende Massen zwar sehr viel Energie in ihrer Rotation, können bei sehr kleinen Frequenzänderungen jedoch nur eine geringe Menge davon abgeben.“

„Es sind derzeit circa 100 Gigawatt (GW) Photovoltaik im deutschen Stromnetz installiert, von denen bei sehr guten Bedingungen maximal rund 50 GW gleichzeitig in das Stromnetz einspeisen. Der maximale Verbrauch – die Spitzenlast – beträgt an einem kalten Wintertag etwa 80 GW, zu den bundesweiten Feiertagen im Mai/Juni reduziert sie sich auf circa 40-50 GW, da viele Menschen nicht arbeiten und während der Zeit wenig Strom verbrauchen. An sonnigen Feiertagen im Mai/Juni kann die eingespeiste PV-Leistung somit den Verbrauch überschreiten. Diese Situation wird bei dem weiteren geplanten Zubau von PV-Anlagen zukünftig häufiger an sonnigen Tagen im Sommer auftreten.“

„Im elektrischen Energieversorgungsnetz muss aber zu jedem Zeitpunkt ein Gleichgewicht zwischen Erzeugung und Verbrauch vorliegen. Bei einem Ungleichgewicht verändert sich die Netzfrequenz: Zu viel Erzeugung erhöht die Frequenz, zu viel Verbrauch lässt sie sinken.“

„Verantwortlich für die Frequenzstabilität sind die Übertragungsnetzbetreiber. Diese / Mindestens einer / x  davon stehen/steht in einem regelmäßigen Austausch mit vielen Verteilnetzbetreibern, in deren Netzen der Großteil der PV-Leistung installiert ist. Über den Austausch der Wetterprognosen, Ertragsmodelle, Instandhaltungsmaßnahmen und weiteren Parametern zum Netzbetrieb bereitet man sich gemeinsam auf einen PV-Überschuss an den genannten Tagen vor. Dabei werden auch mögliche Netzengpässe im Vorfeld analysiert – unter anderem wird die Zeit der geringen Belastung des Stromnetzes gerne für Instandhaltungsmaßnahmen genutzt, die den Netzbetrieb aber nicht einschränken dürfen. Bei Bedarf können Netzbetreiber dann die Leistung von PV-Großanlagen reduzieren beziehungsweise vom Netz nehmen, so dass das Leistungsgleichgewicht eingehalten werden kann oder Netzengpässe während der maximalen PV-Einspeisung nicht auftreten. Die Möglichkeiten zum Schalten der PV-Großanlagen ist für die Netzbetreiber möglich.“

„Bei einem großen Angebot an Einspeiseleistung wird sich zudem der Marktpreis reduzieren beziehungsweise sogar negativ werden. Dies ist dann ein Signal für flexible Verbraucher, wie auch für Batterien und Pumpspeicherkraftwerke, Leistung aus dem Netz zu beziehen. Auch dies trägt zu einem Leistungsgleichgewicht bei.“

„Sollten die genannten Maßnahmen das Leistungsgleichgewicht nicht herstellen können, also immer noch zu viel Strom erzeugt werden, greift final ein automatischer Schutzmechanismus. Steigt die Netzfrequenz auf einen Korridor um 50,2 Hertz, beginnen sich ältere EE-Anlagen (Anlagen mit Erneuerbaren Energien), vom Netz zu trennen. Neuere Anlagen reduzieren ab dieser Frequenz die Leistungseinspeisung linear.“

„Die genannten Maßnahmen zeigen die Komplexität und die notwendige Koordination, die erforderlich ist, um das Leistungsgleichgewicht sicherstellen zu können. Ein weiteres Risiko liegt in der Prognosegenauigkeit der Sonneneinstrahlung.“

„Derzeit weist nahezu keine EE-Anlage das gewünschte stabilisierende Verhalten auf, deshalb müssen auch konventionelle Kraftwerke während der Mai- beziehungsweise Juni-Feiertage in das Netz einspeisen. Hierfür muss die PV-Leistung entsprechend stärker reduziert werden. Weiterhin müssen die konventionellen Kraftwerke in der Lage sein, die Leistungsnachfrage entsprechend der volatilen Einspeisung und bei Ausfall der PV-Anlagen nachzuführen.“

„Zukünftig müssen auch die EE-Anlagen die stabilisierende Wirkung einer Schwungmasse nachbilden. Hierfür muss die Regelung der Anlagen geändert werden und ein Energiespeicher muss vorhanden sein. Diese viel diskutierte ‚netzbildende Regelung‘ existiert, muss aber im Netz bei den vielen EE-Anlagen noch implementiert werden.“

„Das Stromnetz ist kein Speicher. Ein Überschuss an Einspeisung erhöht die Frequenz und muss ausgeglichen werden. Die Möglichkeiten zum Ausgleich sind begrenzt: Andere Erzeugung kann verringert oder Strom exportiert werden. Ein zentraler Mechanismus ist der Markt – konkret die Strombörse –, wo Überschüsse zu niedrigen oder negativen Preisen führen und so den Verbrauch anregen. Doch auch dort ist die Flexibilität begrenzt. Sind diese Marktinstrumente ausgeschöpft, müssen Photovoltaik (PV)-Anlagen oder andere Generatoren abgeregelt werden.“

„Das Risiko einer Überspeisung ist am größten, wenn eine hohe Solarstromerzeugung auf eine niedrige Last trifft. Dies geschieht besonders im Frühjahr an sonnigen Wochenenden oder Feiertagen, weil einerseits die Sonneneinstrahlung bereits hoch ist, aber die Solarmodule noch relativ kalt sind, sie erzeugen daher besonders viel Strom: Je kälter die Solarzellen, desto höher ist ihr Wirkungsgrad. Andererseits liegt am Wochenende oder am Feiertag der Stromverbrauch besonders niedrig. Heute können wir die Solarstromerzeugung sehr gut prognostizieren und die Netzbetreiber können darauf reagieren.“

„Das hat bislang zwar immer funktioniert, beim weiteren Ausbau von PV-Anlagen muss jedoch dringend die Möglichkeit zur Abregelung auf allen Netzebenen sichergestellt werden. Große Anlagen, die bereits zur Steuerbarkeit verpflichtet sind, werden die Anforderungen zukünftig besser erfüllen. Außerdem müssen Speicher zugebaut und weitere Flexibilitäten geschaffen werden, um den Solarstrom aufzunehmen.“

„Große, langanhaltende Leistungsüberschüsse lassen sich nicht mithilfe von Schwungmassen beziehungsweise elektrischer Trägheit abfedern, da diese keine so großen Energiemengen aufnehmen können. Die Zeitspanne, in der Schwungmassen allein im Stromnetz stabilisierend wirken können, liegt unterhalb von einigen Sekunden. Der Effekt kann elektronisch nachgebildet werden – die ,elektrische Trägheit‘ – und kann in Zukunft auch durch stromrichtergekoppelte Anlagen über netzbildende Stromrichter bereitgestellt werden.“

„Kurzzeitspeicher wie Batteriespeicher, Pumpspeicher oder kurzfristig aktivierbare Flexibilitäten – zum Beispiel Kühlhäuser, E-Pkw – können Überschüsse über einige Stunden hinweg ausgleichen.“