Verbesserung des Kraftwerks- und Netzregelverhaltens bezüglich handelsseitiger Fahrplanänderungen

Abstract

Da der Stromhandel europaweit nahezu ausschließlich im 1-h-Raster erfolgt, treten zum Stundenwechsel große Leistungsungleichgewichte zwischen den sich überwiegend kontinuierlich verhaltenden Lastgangverläufen und den treppenförmigen Fahrplanverläufen auf. Diese im jährlichen Mittel größer werdenden Leistungsungleichgewichte führen zu ebenfalls größer werdenden Frequenzabweichungen, die bereits jetzt mit erheblichen Nachteilen für den Kraftwerks- und Netzbetrieb verbunden sind. Sowohl die höhere Belastung der Kraftwerksblöcke, die langfristig in die Leistungspreise der Primärregelung eingepreist werden muss, als auch der bei größer werdenden handelsbedingten Leistungsungleichgewichten ansteigende Bedarf an Sekundärregelarbeit führen langfristig unweigerlich zu steigenden Regelenergiekosten. Zudem steht insbesondere während den morgendlichen und abendlichen großen Frequenzabweichungen ein erheblicher Teil der vorgehaltenen Primärregelreserve nicht mehr zur Verfügung, so dass die Gültigkeit der auf die Primärregelung bezogenen Auslegungskriterien der UCTE bezüglich der Regelleistungsaktivierung nach einem Ausfall von 3000 MW („Doppelblockausfall“) nicht mehr gewährleistet ist. Im Rahmen der Arbeit erfolgt eine umfassende Analyse der Ursachen der Frequenzabweichungen. Hierbei sind drei Schritte maßgeblich: • Darstellung der Korrelation zwischen Frequenz- und Lastgangverhalten auf Basis von Langzeitmessungen, • Zusammenstellung und Evaluation der derzeitigen Verfahrensweise der Marktteilnehmer zur Lastdeckung, • Simulationsuntersuchungen, ausgehend von den ermittelten Randbedingungen. Auf diese Weise kann der Nachweis geführt werden, dass die Ursachen für die Frequenzabweichungen systeminhärent sind, d.h. in den derzeitigen Randbedingungen und Spielregeln des deregulierten elektrischen Energiemarkts begründet liegen. Ausgehend von den nachgewiesenen Ursachen werden Verbesserungsmaßnahmen vorgeschlagen. Diese zielen darauf ab, die erzeugerseitigen Fahrpläne unter Beibehaltung des bestehenden Stromhandels im 1-h-Raster besser an das reale Lastverhalten anzupassen. Der erarbeitete Vorschlag sieht eine zweigestufte und sich ergänzende Maßnahmen-Umsetzung vor, indem • durch Einführung eines neuen Stromproduktes die Fahrplanmeldungen näher an die tatsächlichen rampenförmigen Lastprofile gebracht und insbesondere große Fahrplansprünge vermieden werden, sowie • auf Basis der vorliegenden Fahrpläne und das zu erwartende Lastgangverhalten preisgünstigere Ausgleichsenergie seitens des ÜNB day-ahead geordert wird. Basierend auf den Ergebnissen der Arbeit beabsichtigen die nationalen Gremien VGB POWERTECH und BDEW, die vorgeschlagenen Maßnahmen national und europaweit zur Diskussion zu stellen.

The electric power market in Europe is almost exclusively based on 1-hour-schedules with a constant power target value for each 1-h-interval. The corresponding current market boundaries and system rules lead to remarkable power imbalances arising from the power difference between the continuous ramp-wise physical load behaviour and step-wise power schedules – especially at the change of the hour. These in the long term increasing power imbalances entail equally increasing frequency deviations which result in considerable disadvantages for the power plant and power system operation already today. The resulting higher power plant stress which has to be included in the cost calculation for primary control, as well as the increasing amount of required secondary control energy are inevitably going to lead to higher control energy costs. Furthermore, especially during the evening hours, a large part of the primary control reserve power is repeatedly activated, which means that it cannot be ensured that the respective UCTE design hypothesis for the primary control reserve activation after a sudden loss of 3000 MW generating capacity is valid during these time periods. Therefore, within the framework of this work, a comprehensive analysis of the origins of the frequency deviations is carried out. For the analysis of the origins of the current frequency behaviour, three aspects are decisive: • Identification of the correlation between the frequency and load behaviour, based on long-term measurements, • Evaluation of the current practice of load-coverage of the market participants, • Simulations, starting from the boundary conditions above. The results verify that the origins of the frequency deviations are system inherent, i.e. according to current market boundaries and system rules of the deregulated energy market. Starting from the verified origins, counter measures are proposed. The presented proposals for improvement include a two-stage complementary realisation of measures, which • lead to a better approximation of the ramp-wise physical load behaviour by the power trade through the introduction of a new power product and especially prevent large schedule steps, and • entitle the TSO to order lower-priced control energy day-ahead, based on the power schedule resulting from the power trade and the physical load forecast. Based on the results of the work, the German committees VGB POWERTECH and BDEW plan to put the proposed measures up for discussion on a national and European level.