Redispatch (Stromnetz)

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Redispatch ist im Bereich des Stromhandels eine Anforderung zur Anpassung der Leistungseinspeisung von Kraftwerken durch den Übertragungsnetzbetreiber, mit dem Ziel, auftretende regionale Überlastungen einzelner Betriebsmittel im Übertragungsnetz zu vermeiden oder zu beseitigen. Diese Maßnahme kann sowohl innerhalb einer Regelzone als auch darüber hinausgehend im Verbundnetz angewendet werden. Eine regional begrenzte Überlastung, beispielsweise einer Freileitung, kann durch die Absenkung der Wirkleistungseinspeisung eines oder mehrerer Kraftwerke bei gleichzeitiger Steigerung der Wirkleistungseinspeisung anderer Kraftwerke erreicht werden, wobei die gesamte Wirkleistung im Stromnetz in Summe in etwa konstant bleibt. Dieser Vorgang der kurzfristigen Veränderung der Lastaufteilung und Kraftwerkseinsatzplanung zwischen Kraftwerken wird als Redispatch bezeichnet.[1]

Redispatch-Maßnahmen in Deutschland kosteten 2014 fast 200 Mio. Euro. 2015 ist der Aufwand auf 412 Mio. Euro gestiegen.[2]

Verfahren[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Dispatch[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Der Begriff Dispatch (dt. „Abfertigen, Ausliefern“) bezeichnet in diesem Zusammenhang die Einsatzplanung von Kraftwerken durch den Kraftwerksbetreiber. Der Zweck des Dispatchs ist es, die in betriebswirtschaftlicher Hinsicht möglichst lukrative Fahrweise des eigenen Kraftwerksparks umzusetzen. Dazu wird der Einsatz aller verfügbaren Kraftwerke unter Berücksichtigung der variablen Kosten des Kraftwerkseinsatzes, dominant sind die Kosten des Brennstoffs, und unter Berücksichtigung der zu erwartenden Preise am jeweiligen Absatzmarkt geplant. Das Ergebnis des Dispatchs ist die Allokation der verfügbaren Kraftwerksleistung in räumlicher, zeitlicher und gradueller Hinsicht; ein sogenannter Fahrplan. Das graduelle Kriterium benennt, mit welcher Last (100 % = Volllast, kleiner als 100 % = Teillast) ein Kraftwerk fahren soll.

Alle Kraftwerksbetreiber sind verpflichtet, diesen Fahrplan mit den von ihnen am Folgetag zu produzierenden Strommengen beim jeweiligen Übertragungsnetzbetreiber (ÜNB) anzumelden. Dazu übermitteln sie bis zu einem gewissen Zeitpunkt, in Deutschland ist 14.30 Uhr des Vortages üblich, den Fahrplan aller eigenen Kraftwerke an den ÜNB, in dessen Regelzone sich die jeweiligen Kraftwerke befinden. Aus der Summe aller Fahrpläne in allen Regelzonen ergibt sich der Dispatch im gesamten Verbundnetz für den Folgetag.

Während bei fluktuierenden erneuerbaren Energien wie Photovoltaik und Windenergie der Fahrplan für den Folgetag auf der Auswertung von Wetterprognosen und Anlagenverfügbarkeiten basiert, sind regelbare erneuerbare Energien wie Biomasse und teilweise Wasserkraft in der Lage, den Einsatz der eigenen Kraftwerke für die Zukunft zu planen. Bei Biogasanlagen wird ein Dispatch zum Beispiel im Bereich der bedarfsgerechten Einspeisung vorgenommen, indem zu erwartende Hochpreisphasen („Peaks“) an der Strombörse als Grundlage für die Einsatzplanung des Folgetags dienen.

Redispatch[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Sobald die Übertragungsnetzbetreiber zu den festgelegten täglichen Zeitpunkt alle Fahrpläne für den Folgetag erhalten haben, erstellen sie eine Übersicht der voraussichtlichen Ein- und Ausspeisung auf Netzebene, indem sie eine Lastflussberechnung durchführen. Dabei wird bestimmt welche Teile des Stromnetzes, wie beispielsweise Leitungsabschnitte im Übertragungsnetz, durch den gemeldeten Dispatch wie stark beansprucht würden. Um nun am Folgetag die Anzahl der kurzfristigen Eingriffe in die Fahrweise von konventionellen und regenerativen Kraftwerken zur Sicherung der Netzstabilität (in Deutschland im Rahmen des Einspeisemanagement nach EnWG § 13 bzw. EEG § 6, § 11 und § 12) möglichst gering zu halten, wird bereits am Vortag das Ergebnis der Lastflussberechnung von den Übertragungsnetzbetreibern genutzt, um die Kraftwerksbetreiber zur Verschiebung der geplanten Stromproduktion anzuweisen. Dadurch können vorausschauend und gezielt Netzengpässe vermieden werden. Diese Anweisung zur Verschiebung der Stromproduktion wird mit dem Begriff Redispatch bezeichnet.

Der Redispatch wird nur für Anlagen durchgeführt, deren Nennleistung über 50 MW beträgt. Die Durchführung des Redispatchs wird über sogenannte Kraftwerkspärchen organisiert, sodass von zwei Kraftwerken im Netz eines angewiesen weniger und das andere mehr elektrische Energie zu produzieren. Dadurch ändert sich nicht die Summe der Stromeinspeisung sondern nur die örtliche Verteilung der Produktion im vermaschten Stromnetz.

Die Kosten des Redispatchs werden in Deutschland auf die Netznutzungsentgelte umgelegt. Sie beliefen sich 2011 auf 41,63 Millionen Euro, im Jahr 2012 auf 164,79 Millionen Euro und sind 2015 auf 411,9 Mio. Euro[2] angestiegen. Die Kosten ergeben sich zum einen aus der Erstattung der Brennstoffkosten sowie der Anfahrtskosten der Anlage und zum anderen aus der Glattstellung des Bilanzkreises des von der Redispatch-Maßnahme betroffenen Betreibers durch den Übertragungsnetzbetreiber, wie dies im Falle des kompletten Herunterfahrens eines Kraftwerks der Fall ist.[3]

Literatur[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

  • D. P. Kothari, J. S. Dhillon: Power System Optimization. 2. Auflage. Prentice Hall of India (PHI), 2010, ISBN 978-81-203-4085-5.

Weblinks[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

Einzelnachweise[Bearbeiten | Quelltext bearbeiten]

  1. www.transnetbw.de
  2. a b Bundesnetzagentur/Bundeskartellamt, 30. November 2016: Monitoringbericht 2016
  3. https://www.next-kraftwerke.de/wissen/strommarkt/dispatch-redispatch