Sonnenfinsternis

Totale Sonnenfinsternis am 11. August 1999 in Europa. In den meisten Regionen Deutschlands war der Himmel bewölkt.
Foto: Wikimedia/Luc Viatour

Lernen und Vermarkten mit der Sonnenfinsternis

18. März 2015 | Topnews, Fachwissen und Technik, Hintergrund

Die Sonnenfinsternis ist eine große Übung, für Laien wie für Profis. An ihr lassen sich der Strommarkt und seine Instrumente verstehen. Es lässt sich sogar nachvollziehen, warum die scheinbar einfache Sicherheitsmaßnahme unterbleibt und keine Photovoltaik-Anlagen vorsorglich vom Netz genommen werden.

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Früher war eine Sonnenfinsternis ein besonders Naturereignis, das vielleicht eine besondere Stimmung erzeugte, wenn man sie beobachten konnte. Wenn es diesen Freitag zu der Sonnernfinsternis kommt, findet das Ereignis zum ersten Mal auch im Stromnetz statt. Die Leistung der 38 Gigawatt-Photovoltaik-Anlagen wird für eine kurze Zeit 15 Gigawatt niedriger sein als sonst.

Entsoe, das ist der Verband der europäischen Übertragungsnetzbetreiber, sieht die Sonnenfinsternis daher als „noch nicht da gewesene Herausforderung für das größte zusammenhängende Stromnetz“. Auch die deutschen Übertragungsnetzbetreiber melden, dass die partielle Sonnenfinsternis „eine große Herausforderung an das Management des Stromnetzes in Europa“ ist. Trotzdem soll die scheinbar einfachste Maßnahme unterbleiben: es sollen in Deutschland keine Photovoltaik-Anlagen vorsorglich vom Netz genommen werden.


pv magazine berichtet am Freitag zur Sonnenfinsternis, sobald es Informationen dazu gibt, wie gut das Stromnetz die Situation meistert.

Auf Nachfrage von pv magazine begründeten das die Experten des Übertragungsnetzbetreibers Tennet damit, dass sie keinen direkten Zugriff auf die Photovoltaik-Anlagen haben würden. Diesen hätten die Verteilnetznetzbetreiber. Es sei zu unsicher, eine Abschaltung zu veranlassen, da sie sich nicht sicher sein könnten, wie viele Anlagen tatsächlich vom Netz genommen werden können. Ähnlich äußerte sich Transnet BW, ebenfalls einer der vier deutschen Übertragungsnetzbetreiber.

Damit, dass sie Anlagen nicht vom Netz gehen, kann auch das Wirtschaftministerium leben. Die FAZ zitierte es Anfang der Woche noch damit, dass es die präventive Abschaltung von Photovoltaik-Anlagen empfehle. Gegenüber pv magazine gab die Pressestelle jetzt aber die Auskunft, dass es eine Abregelung nur als eine mögliche Möglichkeit betrachte, mit der die Übertragungsnetzbetreiber die Situation in den Griff bekommen können.

Im übrigen, alle Experten, mit denen pv magazine gesprochen hat, ebenso die Autoren der diversen Studien zum Thema sind davon überzeugt, dass die Sonnenfinsternis auch mit den Solaranlagen am Netz ohne Blackout ablaufen wird. Einige, so scheint es, wären geradezu enttäuscht, wenn es an dem Tag bewölkt wäre – dann könne man gar nicht beweisen, dass das die Beteiligten mit dem Problem umgehen könnten. Immerhin zeigen die aktuellen Wettervorhersagen, dass zumindest im Süden, wo die meisten Photovoltaik-Anlagen stehen, mit einem blauen Himmel zu rechnen ist.

Dass die Photovoltaik-Anlagen nicht vom Netz genommen werden, dürfte dabei auch einen ökonomischen Aspekt haben. Zum einen müsste den Betreibern dann die ausgefallene Einspeisevergütung ersetzt werden. Wenn unklar ist, wie viele Photovoltaik-Anlagen wirklich am Netz sind, steigen außerdem die Fehler der Solarstromprognose.

Der erste Lerneffekt durch die Sonnenfinsternis ist daher die Begründung, warum die Anlagen nicht abgeschaltet werden. Das Argument, die Abschaltung sei zu ungewiss, zeigt, wie altertümlich die Kommunikationstechnik ist, die erst in den letzen Jahren in die Photovoltaik-Anlagen eingebaut wurde. Deren Reaktionszeit ist lange, manche Experten reden von 45 Minuten, teilweise ginge solch eine Abschaltung sogar nur per Telefon.

Lehrgang Sonnenfinsternis
Die Sonnenfinsternis ist für alle eine Gelegenheit, etwas über den Strommarkt und das Stromsystem zu lernen. Laien können etwas über die Abläufe erfahren, wie die Fluktuationen ausgeglichen werden. Die Experten bei den Übertragungsnetzbetreibern können die Fähigkeiten üben, die sie bei der Energiewende noch öfter brauchen werden. Gleiches gilt auch für Stromhändler und Direktvermarkter. Diese können außerdem Geld verdienen, falls sie sich klug verhalten.

Zunächst das Technische. Prinzipiell kann Deutschland auch ohne Photovoltaik-Anlagen versorgt werden, schließlich muss das an bewölkten Januartagen auch gehen. Die Sonnenfinsternis stellt auch keine so hohen Anforderungen an die Solarstromprognose, denn sie lässt sich sehr gut vorausberechnen. Die HTW Berlin ist als erstes damit in die Öffentlichkeit gegangen und hat gezeigt, wie sich bei einem wolkenlosen Himmel die erzeugte Solarleistung während der Sonnenfinsternis entwickelt. Das Fraunhofer Institut für Solare Energiesysteme hat ähnliches berechnet und kam zu sehr ähnlichen Ergebnissen.

 


Bedeckungsgrad der Sonne in Deutschland am Freitag, 20. März um 10:45. Form und Grad der Bedeckung ändern sich beständig. Der Größte Effekt wird zwischen 10:35 und 10:50 auftreten. Grafik: Studie der HTW Berlin

Bei wolkenlosem Himmel wird die Solarleistung nach den HTW-Berechnungen am Freitag bis 9:37 Uhr auf 15,8 Gigawatt ansteigen und dann bis 10:42 Uhr auf 6,2 Gigawatt sinken. Das sind 15,8 Gigawatt weniger als sonst an einem wolkenfreien 20. März. Der Einfluss der Sonnenfinsternis endet um 11:57 Uhr. Dann werden die Solarstromanlagen in Deutschland bei wolkenlosem Himmel 24,6 Gigawatt eingespeist.

Die größte Herausforderung, vor die die Sonnenfinsternis das Stromnetz stellt, ist die Geschwindigkeit, mit der sich die Solarstrom-Einspeisung in das Stromnetz ändert. Das Fraunhofer ISE hat berechnet, dass bei der abnehmenden Sonne die Solarleistung mit einer Geschwindigkeit von bis zu 15 Gigawatt pro Stunde abnimmt. Danach steigt die Solarstromerzeugung bei der zunehmenden Sonne mit bis zu 22 Gigawatt pro Stunde.


Die Geschwindigkeit, mit der sich die Solarleistung ändert, ist durch die Sonnenfinsternis deutlich höher als durch die Fluktuationen an vergleichbaren Tagen. Grafiken: Studie des Fraunhofer ISE

Allerdings stellen auch diese steilen Flanken kein unüberwindbares technisches Problem dar, wie die Wissenschaftler argumentieren. Einhellige Meinung ist, dass genug Pumpspeicherkraftwerke und konventionelle Kraftwerke zur Verfügung stehen, die die ab- und zunehmende Solarleistung ausgleichen können. Das gilt allerdings nur im Prinzip. Denn das größte Problem ist die Koordination der Kraftwerke und so genannten Flexibilitäten, wie die Möglichkeiten genannt werden, schnell auf Änderungen zu reagieren.

Die Herausforderung besteht am Markt
Es geht also darum, wie die Beteiligten miteinander kommunizieren. Das geschieht über den Markt (Siehe pv magazine Glossar von Energy Brainpool für eine detaillierte Beschreibung der Strom- und Regelenergiemärkte). Am Donnerstag, also am Tag vor der Sonnenfinsternis, kaufen die Stromversorger auf Basis der Erzeugungs und der Verbrauchsprognosen in Zeitfenstern von einer Stunde die Strommengen, die sie glauben, am Freitag in diesen Zeitfenstern zu benötigen (die Prognosen und tatsächlichen Kurven finden Sie zum Beispiel bei den Energy Charts des Fraunhofer ISE).

Diese Grafik zeigt den Kern der Herausforderung. Der Strommarkt tastet sich in Stufen an die reale Erzeugungskurve (gezeigt bei blauem Himmel) heran. Am Donnerstag werden nur Stundenmittelwerte gehandelt, so dass sich die Versorger nur auf die blaue Kurve einstellen können. Am Freitag können sie Viertelstundenwerte handeln (graue Treppenstufenfunktion). Die Differenzen zwischen der grauen und der roten Kurve muss durch Regelenergie abgedeckt werden. Grafik: Studie von Energy Brainpool.

Am Freitag beginnt dann das große korrigieren. Im Intraday-Handel werden die Stunden-Zeitfenster in Viertelstunden-Zeitfenster unterteilt. Bis zu 45 Minuten vor Beginn können die Versorger Strommengen zu- oder verkaufen. Das könnte noch Business as usual sein, wenn die Wetterprognose stimmt und richtig berechnet wird, wie die Sonnenfinsternis über Deutschland zieht und sich in den einzelnen Regionen die Solarleistung entwickelt.

Bei den schnellen Flanken, mit der die Solarstromproduktion während der Sonnenfinsternis sinken und steigen wird, entsteht aber allein durch den Wechsel von den Stunden- zu den Viertelstunden-Zeitfenstern ein großer Bedarf an einem Handel auf dem Intraday-Markt. In der Grafik von Energy Brainpool ist das der Wechsel von der blauen zur grauen Treppenstufenkurve.

Ein ähnlicher Effekt tritt dann innerhalb der Viertelstunden-Zeitfenster auf. Selbst wenn der Mittelwert der Strommenge stimmt, die ein Versorger eingekauft hat, müssen innerhalb dieses Zeitfensters bei der Sonnenfinsternis immer noch starke Schwankungen ausgeglichen werden. Das ist in der Grafik der Wechsel von der grauen Treppenstufenkurve zur roten Kurve, die das den Verlauf der Solarstromerzeugung bei wolkenlosem Himmel zeigt.

Rekordnachfrage nach Regelenergie
Für diesen Ausgleich gibt es den Regelenergiemarkt, der nach anderen Regeln funktioniert als der Day-Ahead- und der Intraday-Strommarkt, auch wenn er teilweise von den gleichen Kraftwerken bedient wird.

Die Regelleistung wird nicht von den Versorgern, sondern von den Übertragungsnetzbetreibern per Auktion gekauft. Die Kosten werden teilweise an die Versorger weitergegeben, da ja teilweise deren Prognosefehler für die Abweichungen verantwortlich sind. Die Regelleistung wird nicht einfach an- und abgeschaltet wie die am Day-Ahead und am Intraday gehandelten Strommengen. Sie wird teilweise durch die Frequenz im Stromnetz gesteuert, die immer in einem schmalen Bereich um 50 Herz gehalten werden muss. Wenn mehr elektrische Energie verbraucht als erzeugt wird, sinkt die Frequenz, dann wird positive Regelenergie benötigt. Wenn weniger elektrische Energie verbraucht als erzeugt wird, ist negative Regelenergie nötig, sprich, dann muss weniger Energie erzeugt oder mehr verbraucht werden.


Auch der Wemag-Batteriespeicher, der hier im Bau gezeigt ist, kann Regelenergie bereit stellen. Für solche steilen Flanken wie bei der Sonnenfinsternis ist er im Prinzip ideal. In den ersten 7,5 Minuten eines Viertelstunden-Zeitfensters kann er die Regelenergie einspeichern, die er die nächsten 7,5 Minuten wieder ins Netz entlädt. Er muss dazu aber den vielen Zyklen, die er dadurch fährt, ausreichend standhalten. Foto: Wemag

Bei dem schnellen Abfall und dem schnellen Anstieg während der Sonnenfinsternis ist also besonders viel Regelenergie nötig. Der maximale Bedarf ergibt sich nach den Abschätzungen von Energy Brainpool gegen 11:15 Uhr. In diesem Viertelstunden-Fenster wird die Solarleistung bei wolkenlosem Himmel um fünf Gigawatt steigen. Zu Beginn des 15 Minuten-Zeitfensters sind damit im Prinzip allein durch die Flanke etwa 2,5 Gigawatt negative Regelleistung, zu Ende des Zeitfenstern 2,5 Gigawatt positive Regelleistung nötig. An den Grenzen der Zeitfenster muss dann koordiniert werden, dass die ganzen Schaltprozesse stimmen: es wird auf einen Schlag mehr Leistung durch den Handel am Strommarkt bereit gestellt und gleichzeitig ein Sprung von positiver zu negativer Regelleistung. Das gilt zumindest im Prinzip, wenn nicht zufällig Prognosefehler ausgeglichen werden müssen, die in die andere Richtung gehen.

Da Photovoltaik-Anlagen bisher nicht am Regelenergiemarkt teilnehmen dürfen, können diese übrigens das durch ihr Verhalten während der Sonnenfinsternis geschaffene Problem nicht selbst beseitigen und abregeln, selbst wenn es technisch möglich wäre.

Chance für Direktvermarkter
Bei der Diskussion des 50,2 Herz-Problems vor einigen Jahren hieß es übrigens, es gebe europaweit nur drei Gigawatt primäre Regelleistung. Das ist die Regelleistung, die besonders schnell Angebot und Nachfrage ausgleicht. Für sekundäre Regelleistung, die etwas langsamer in Sekunden oder Minuten zugeschaltet werden kann, gibt es größere Kapazitäten. Wie zu erwarten haben die Übertragungsnetzbetreiber für Freitag sehr große Mengen an Regelleistung in jeglicher Form ausgeschrieben. Die Preise sind dadurch deutlich höher als in anderen Wochen.


Die rote Kurve zeigt die Einkaufspreise für die Primärregelleistung in dieser Woche. Man erkennt eine deutliche Steigerung gegenüber den Werten der beiden vorangegangenen Wochen, als die Übertragungsnetzbetreiber mehr als 450 Megawatt eingekauft haben. Grafik: Energy Brainpool.

Jetzt könnte man denken, dass die Versorger grundsätzlich versuchen, auf dem Intraday-Markt die Strommengen zu kaufen oder zu verkaufen, die sie in den Viertelstunden-Zeitfenstern benötigen, sprich den Bedarf an Regelenergie möglichst klein halten. Das ist aber nicht immer der Fall. Wenn es einen Prognosefehler gibt, haben viele Versorger gleichzeitig entweder zu viel oder zu wenig Strom gekauft. Zumindest alle, die sich auf die gleiche Prognose verlassen. Wenn sie auf dem day-Ahead-Markt alle zu wenig Strom gekauft haben, müssen sie auf dem Intraday-Markt alle Strom zukaufen. Die hohe Nachfrage führt zu  höheren Preisen. Dann kommt es häufig dazu, dass die Preise für die Regelenergie günstiger sind, so dass Versorger darauf verzichten, bereits im Intraday-Markt ihre Strommengen zu optimieren.

Volkswirtschaftliche Kosten durch die Sonnenfinsternis einmal für den Fall, dass die Photovoltaikanlagen nicht abgeschaltet werden (links), einmal für den Fall, dass sie abgeschaltet werden. Grafik: Energy Brainpool

Wegen der höheren Kosten im Intraday-Markt und zum Kauf der Regelleistung, wird die Sonnenfinsternis, so hat es Energy Brainpool berechnet, bei wolkenlosem Himmel die Volkswirtschaft rund 3,37 Millionen Euro kosten.

Das und noch mehr Geld können die Unternehmen am Strommarkt verdienen, die sich klug verhalten oder – wie die Fachleute sagen – viele Flexibilitäten zu verkaufen haben. Wenn ein Player „klüger ist als der Markt“ ist und eventuell im Day-Ahead-Markt zu wenig Strom eingekauft hat, obwohl alle anderen zu viel Strom eingekauft haben, kann er durch den Intraday-Handel Geld verdienen. Es wird dann günstig Strom zu kaufen geben.

Möglich ist auch, dass ein Direktvermarkter, der zum Beispiel gleichzeitig Biomasse-  und Photovoltaik-Kraftwerke unter Kontrolle hat, Prognosefehler intern ausgleicht, wodurch er unter Umständen einen finanziellen Vorteil hat. Dadurch könnten dann bei der Sonnenfinsternis doch noch Photovoltaik-Anlagen abgeregelt werden. Erstaunlicherweise dürfte diese Steuerung der Photovoltaik-Anlagen sicherer funktionieren als die durch die Netzbetreiber, der die Übertragungsnetzbetreiber ja nicht vertrauen.

Nicht nur diejenigen, die direkt Geld verdienen haben die Sonnenfinsternis für sich entdeckt. Andere nutzen sie als Möglichkeit, sich zu vermarkten oder ihre Ideen in die Öffentlichkeit zu bringen. So haben RWE und Tennet im Internet eine Sonderseite aufgebaut. Die Speicheranbieter Younicos und Sonnenbatterie und der Bundesverband Energiespeicher melden anlässlich des Ereignisses, dass mehr Speicherkapazitäten nötig sind. Das schreiben auch der Verein Nachhaltige Energien und der Netzbetreiber Wemag, der einen großen Batteriespeicher betreibt. Diese betonen aber auch, wie wichtig die Biomassekraftwerke sind.

Am Strommarkt wird man am Freitag vor allem an den Frequenzausschlägen und den Preisen im Intraday-Handel bemerken, dass sich der Mond vor die Sonne schiebt und wieder zurückzieht. Die Frequenz kann man sich übrigens im Internet ansehen. Die Preise im Intraday-Handel sind aber nur Stromhändlern zugänglich. Die Blogger um stromhaltig.de werden die Sonnenfinsternis am Freitag sogar in einen Video-Livestream mit Analysen begleiten.

Lernen für die Zukunft
Die nächste Sonnenfinsternis mit größeren Auswirkung auf die Solarstromerzeugung in Deutschland wird es erst 2081 geben. Trotzdem lassen sich Schlüsse für die nähere Zukunft ziehen. Noch sind die Schwankungen der Solar- und Windstromerzugung ohne  Sonnenfinsternis deutlich kleiner als sie am Freitag zu erwarten sind (siehe ISE-Grafik oben). Doch bei zunehmendem Ausbau der Erneuerbaren kann aus dem Sonderfall am Freitag der Normalfall werden. Agora Energiewende hat berechnet, dass im Jahr 2030 die Flanken auch im Normalbetrieb so schnell sein können wie am Freitag bei wolkenlosem Himmel.

Offensichtlich wäre es sinnvoll, dass in einem Stomnetz, das von fluktuierenden Energieerzeugern dominiert wird, der Day-Ahead Markt schneller als in Stunden-Zeitfenstern und der Intraday-Markt schneller als in Viertelstunden-Zeitfenstern getaktet werden sollte. Dadurch lassen sich zwar nicht unbedingt Prognosefehler verringern, wohl aber die bei schnellen Flanken zwangsläufig notwendigen Korrekturen. Auch wenn das vielleicht nicht der erste Schritt ist, wäre es eine der sinnvollen Maßnahmen, sagt auch Tobias Kurth, Senior Manager bei Energy Brainpool.

„Die größte Herausforderung in solchen Situationen sind die fehlende Flexibilitätsanreize am Markt“, erklärt Kurth. Dazu müsste es für die Käufer und Verkäufe teurer werden, wenn ihr Verhalten dazu führt, dass Regelleistung benötigt wird. Auch müsste es Anreize geben, dass Verbraucher ihr Last wenn möglich nach dem Angebot richten. Derzeit macht der Preis der Strombörse, der ein solches Preissignal enthält, nur einen kleinen Teil des Strompreises aus. Das Preissignal geht durch die anderen Bestandteile des Strompreises unter. Was alles sinnvoll sein könnte, um die zunehmenden Fluktuationen auszugleichen, haben zum Beispiel der BEE und BWE in einer Flexibilitätsstudie untersuchen lassen. (Michael Fuhs)

pv magazine wird am Freitag während der Sonnenfinsternis kontinuierlich berichten, wenn es Informationen dazu gibt, wie gut das Stromnetz die Situation meistert.

Ich danke für umfangreiche Diskussion zu dem Thema Tjarko Tjaden und Johannes Weniger von der HTW Berlin, Tobias Kurth von Energy Brainpool und Bruno Burger vom Fraunhofer Institut für solare Energiesysteme.

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