tl;dr: Die Sonnenfinsternis hatte keinen großen Einfluss auf das Stromnetz. Genauer gesagt: Das Europäische Verbundnetz war sogar stabiler als sonst. Der Stromhandel verursacht erheblich größere Schwankungen — und zwar täglich. Nicht die erneuerbaren Energien, sondern der Stromhandel gefährden die Netzstabilität.
Am 20.3.2015 fand eine partielle Sonnenfinsternis in Europa statt. Sonnenbeobachtungsbrillen waren ausverkauft, aber $Nerd wusste sich natürlich selbst zu helfen und improvisierte diverses Equipment:
Ich habe mir das Spektakel natürlich auch angesehen, allerdings war ich viel gespannter auf die Messdaten des netzsin.us-Projekts. Dort zeichne ich momentan die Netzfrequenz unseres Stromnetzes in Sekundenauflösung auf - Details hatte ich hier beschrieben. Die europäischen Netzbetreiber hatten über ihre Vereinigung ENTSO-E im Vorfeld betont, dass es sich um eine nie zuvor dagewesene Herausforderung handelt:
Managing this event on the world's largest interconnected grid is an unprecedented challenge for European TSOs. Solar eclipses have happened before but with the increase of installed photovoltaic energy generation, the risk of an incident could be serious without appropriate countermeasures [...] — ENTSO-E Pressemeldung vom 23.02.2015
Das Problem ist recht einfach umschrieben: Durch den enormen Zubau der Photovoltaik vor allem in Deutschland, aber auch in Italien wurde die Stromproduktion während der Sonnenfinsternis deutlich reduziert. Die ENTSO-E hat also schon vor anderthalb Jahren im Rahmen einer “Solar Eclipse 2015 Impact Analysis” mit einer Abschätzung der Folgen der Sonnenfinsternis begonnen.
Kurz gefasst: Der Mond schiebt sich vor die Sonne und verschattet diese. Man muss also eigentlich nur berechnen, um wieviel sich die Globalstrahlung unter der Annahme eines wolkenfreien Wetters verringert. Die bestehenden Photovoltaik-Prognosemodelle sind dann in der Lage, mit den geänderten Eingabedaten die Photovoltaik-Prognose vorzunehmen. Das Problem untergliedert sich also in zwei Fragestellungen:
- Wie kann die geänderte Sonneneinstrahlung in die Prognose der Photovoltaik-Einspeisung abgebildet werden?
- Wenn die Photovoltaikprognose steht: Können die bestehenden Regelsysteme des europäischen Verbundnetzes das Stromnetz stabil halten?
Photovoltaik-Einspeisung prognostizieren
Schaut man sich die Produktionsdaten einer Photovoltaikanlage aus Kaiserslautern genauer an, so sieht man eindeutig, wo die Sonnenfinsternis lag:
Über Europa addieren sich die Effekte natürlich zu einer gewaltigen Menge Energie, die statt von PV-Anlagen von anderen Kraftwerken erzeugt werden muss. Die Prognosen gingen von maximal 19GW an zusätzlich notwendiger Leistung aus, real wurden dann 17GW benötigt. Diese kann aber durch den bestehenden Kraftwerkspark problemlos zur Verfügung gestellt werden, wenn man vorher an der Börse die entsprechende Strommenge kauft. Und dafür braucht man eben eine möglichst gute Prognose.
Der deutsche Wetterdienst (DWD) hat seine Modelle entsprechend angepasst, sodass die Prognose der PV-Einspeisung relativ genau war. Das Fraunhofer IWES, welches zusammen mit dem DWD im BMWi-geförderten Projekt EWeLiNE (sic.) an der Verbesserung der PV-Prognosen arbeitet, hat die Prognose mit den realen Produktionswerten verglichen. In ihrer “Auswertung des Effekts der Sonnenfinsternis” zeigt sich, das die Vorhersage recht gut war. Eigentlich war die Prognose sogar sehr gut — die Übertragungsnetzbetreiber müssen an teilbewölkten Tagen mit wesentlich schlechteren Prognosen auskommen. Von Seiten der PV-Prognose war die Sonnenfinsternis also eigentlich überhaupt kein Problem.
Das Stromnetz ausregeln
Ausgestattet mit einer guten Prognose mussten die Übertragungsnetzbetreiber dafür sorgen, dass das Stromnetz ausgeglichen war: Simultan zum Rückgang der Photovoltaikeinspeisung müssen die Netzbetreiber konventionelle Kraftwerke hochfahren. Aus der Messung der Netzfrequenz kann man Rückschlüsse auf das Regelverhalten der Kraftwerke ziehen, denn: Die Netzfrequenz ist ein recht guter Stellvertreter für das Verhältnis zwischen Angebot und Nachfrage von Strom. Weicht sie von den üblichen 50 Hertz ab gibt es ein Leistungsungleichgewicht, welches umgehend ausgeglichen werden muss. Mehr Details dazu gibt es in meinem [MRMCD2014-Vortrag zum Thema](http://media.ccc.de/browse/conferences/mrmcd/mrmcd14/MRMCD2014_-_5985_-_de_-_tiefbaustelle_s21_-_201409051830_-_https_netzsin_us_-_dem_stromnetz_auf_die_finger_geguckt_-_gonium.html#video). Die Netzbetreiber konnten das Leistungsungleichgewicht durch die wegfallende Photovoltaik-Einspeisung ziemlich gut ausgleichen:
Die Netzfrequenz schwankte zwischen 49,97 und 50,04 Hertz - und liegt damit mitten im Sollbereich, die Abweichungen sind marginal. Eigentlich verwunderlich — hatten die Netzbetreiber nicht von nie zuvor dagewesenen Herausforderungen gesprochen? Relevant aus Sicht der Netzbetreiber sind die Leistungsgradienten. In ihrer “Solar Eclipse 2015 Impact Analysis” spricht die ENTSO-E von Gradienten von bis zu -400MW/Min. Das folgende Bild stellt die Leistungsgradienten dar, die ich aus den Netzfrequenzschwankungen berechnet habe:
Die obere Hälfte des Graphen zeigt die Gradienten der Sonnenfinsternis. In der Tat treten vereinzelt Leistungsgradienten von -400MW/Min. auf. Der untere Graph zeigt die äquivalenten Leistungsgradienten aller anderen Freitage, die ich bislang auf netzsin.us aufzeichnen konnte. Der Einfachheit halber sind beide Graphen gleich skaliert - man sieht schon rein optisch, dass während der Sonnenfinsternis ganz normale Leistungsgradienten abgerufen wurden. Der untere Graph zeigt allerdings zwei “Ausreisser” nach unten. Die Zeitachse ist nicht in Uhrzeiten umgerechnet, aber die beiden Ausreisser passieren genau um 9:00 und 10:00. Die Ausreisser sind auch keine Einzelfälle, denn ein 2D-Histogramm zeigt eine Häufung der Ausreisser an genau diesen Stellen:
Das sind ganz normale Abweichungen, die durch den Stromhandel auftreten. Stromkontrakte beziehen sich üblicherweise auf Stundenslots, d.h. um 9:00 und 10:00 laufen Lieferverträge aus und neue beginnen. Dies führt zu erheblich größeren Leistungsgradienten im Vergleich zur Sonnenfinsternis: Bislang konnte ich Gradienten bis zu -900 MW/Min. beobachten. Auch die empirische Verteilungsfunktion zeigt, dass die normalen Freitage deutlich mehr Extremwerte haben:
Der Levene-Test zeigt mit p=0,36 auch statistisch, dass die Varianzen der beiden Messreihen nicht gleich sind.
Fazit
Die Übertragungsnetzbetreiber haben ihre Hausaufgaben gemacht: Die PV-Einspeiseprognose war recht gut und es stand genügend Regelleistung zur Verfügung. Die vorab veröffentlichten, in ihrer Sprachwahl recht dramatischen Pressemitteilungen waren insofern nicht gerechtfertigt. @flothow meinte dazu treffend:Falls es aber doch schiefgeht, kann man dann die „Haben wir doch gesagt“-Karte spielen. (Siehe auch Terrorpanik.) — Sebastian Flothow, 21.03.2015
Die eigentliche Frage ist aber: Warum werden alltägliche, durch den Handel verursachte Frequenzschwankungen toleriert? Diese Frequenzschwankungen belasten die eigentlich für den Fehlerfall vorgesehenen Regelenergiereservern erheblich. Dieses systematische Problem ist nicht neu, sondern wurde z.B. durch Tobias Weißbach und Ernst Welfonder schon 2009 ausführlich untersucht. Dieses Paper ist auch mein Lesetip für diejenigen, die mehr erfahren möchten.
Mit anderen Worten: Der gegenwärtige Stromhandel hat einen erheblich größeren Einfluss auf die Netzstabilität als die Photovoltaik-Einspeisungen. Wenn also jemand in Zukunft sagt, dass die erneuerbaren Energien die Netzstabilität gefähren, hinterfragt das mal genauer. Nur weil man etwas oft wiederholt wird es nicht richtig.
Analysemethode und Datengrundlage
Weil Ihr mir nichts einfach so unreflektiert glauben sollt stelle ich meine Analysecodes auf github zur Verfügung. Dieser Blogartikel basiert auf einem kleinen Python-Skript und einem Snapshot der netzsin.us-Messdaten. Wenn Ihr damit coole Spielereien macht: Lasst es mich bitte wissen!