Ein ganz großer Vorteil von Blogs, im Gegensatz zu klassischen Medien, ist die Möglichkeit einer Nachverfolgung von Themen. Erhält man sehr viel Feedback zu einem Beitrag, dann ist es ein Indikator für… – Unklarheit?
Heute hatte ich etliche Mails und Telefonate zum Beitrag “Redispatch – Eingriffe in die Kraftwerksfahrpläne” geführt. Noch immer bestehen einige Unklarheiten, allerdings auch einige weitere Erkenntnisse, die in diesem Beitrag beleuchtet werden.
Unbestritten ist, dass ein “Redispatch” eine Maßnahme ist, die von den Übertragungsnetzbetreibern (Amprion, 50 Hertz, Tennet und TransnetBW) initiiert werden, um die Stabilität des Stromnetzes innerhalb der Regelzonen zu gewährleisten. Gründe einsn solchen Eingriffs in die Versorgung ist eine kurzfristig (einige Stunden) vorhersehbare Schieflage zwischen der Erzeugung und dem Verbrauch elektrischer Energie. Verhindert werden sollte mit einem Redispatch, dass bestimmte Leitungsstrecken nicht überlastet werden.
Die Unterscheidung zur Regelenergie (Primär, Sekundär, Minutenreserve) ist die Ursache. Bei der Regelenergie soll sehr kurzfristige Abweichungen ausgeglichen werden, zum Beispiel ein Frequenzabfall – dessen Ursache man nicht vorhersehen kann. D.h. die Regelung erfolgt nach dem Ereignis. Im Gegensatz dazu wird bei einem Redispatch vor dem Ereignis (=Überlastung) reagiert, durch räumliche Verschiebung.
Als Beispiel soll der Redispatch-Event vom 04.04.2013 dienen. Zwischen 02:30 Uhr und 08:00 Uhr wurde durch die Tennet TSO die Anweisung an das Kraftwerk Mehrum gegeben die Leistung zu reduzieren. Im Vorfeld hatte das Kraftwerks-Management bereits einen Fahrplan veröffentlicht, auf dessen Basis die Tennet TSO wusste, mit welcher Wirkleistung zu rechnen ist. Schaut man auf die Netzkarte von Hohenhammeln/Mehrum, so könnte es zum Beispiel auf der 380kV Leitung “3027” (Karte) die Gefahr einer Überlastung bestanden haben, auf die der Übertragungsnetzbetreiber reagiert hat.
Eine Annahme, die zu den Re-Dispatch Maßnahmen im Raum stand, war die Mengengleichheit die eigentlich bestehen müsste. Vereinfacht ausgedrückt müsste ein Redispatch eine Umverteilung von Kapazitäten sein, die “Arbeit” allerdings – vorzeichenrichtig – bei “0” liegen. Im Klartext, ist eine Leitung überlastet, dann wird am Anfang der Leitung ein Kraftwerk zur Reduktion angewiesen – am Ende der Leitung ein Kraftwerk zur Erhöhung der Wirkleistung.
Ein solcher synchroner Redispatch ist in der Protokollierung recht leicht zu erkennen, sobald man Unschärfe erlaubt. Die Events müssen nicht zu 100% identisch sein und auch die Arbeit kann leicht variieren. Aus Sicht des Strommeeres ist die Bilanz mehr oder weniger “Null” – eine solche Maßnahme hat keine Auswirkungen auf den Strommarkt (=>Preis). Gründe für den (kleinen) Unterschied kann die Verfügbarkeit von genaueren Prognosen zwischen der Entscheidung zum Redispatch und der Erstellung der Kraftwerksfahrpläne (=Bedarfsplanung) sein, die bereits berücksichtigt werden.
Schaut man sich die Liste der Redispatch Events (Fusion-Table) des Aprils 2013 etwas länger an, so stellt man fest, dass eine synchrone Erhöhung bei paralleler Senkung nur selten gegeben ist. Das Ergebnis sind mehr “Erhöhungen” (60% der Arbeit) als Reduzierungen (40% der Arbeit). Das Mengendelta von 15.898 MWh ist an der Preisbildung des Marktes nicht berücksichtigt worden. Rechnet man mit mageren 32€/MWh ist es immerhin ein “Marktwert” von über einer halben Millionen Euro.
Die tatsächliche Ursachen eines Strombedingten/Spannungsbedingen Redispatch sind nicht dokumentiert/zugänglich. Daher kann nur spekuliert werden, dass geplante und ungeplante Kraftwerksausfälle zum Teil durch Redispatch kompensiert werden. Dafür spricht, die zeitliche Korrelation der Ereignisse, die sich bei der Betrachtung der Rohdaten ergibt. Soll eine Transparenz in der Redispatch Veröffentlichung bestehen, so müssten die Kraftwerksausfälle als ein Redispatch “Reduzieren” in die Liste aufgenommen werden.
Eine Wirkung des Eingriffs durch Redispatch auf den Markt lässt sich am ehesten durch einen Blick auf die Alternativen herleiten. Würde es keinen Redispatch geben, so müssten die Ausfälle einzelner Anlagen durch die Minutenreserve kompensiert werden. Der Markt für Regelenergie ist liberalisiert und es existieren eine Reihe von Anbietern, die ihre Angebote abgeben und je nach Notwendigkeit zum Zuge kommen. Geringerer Bedarf – bedeutet geringeres Marktvolumen.
Beide Märkte (Redispatch/Regelenergie) würden sich durch bessere Prognosen bei der Erstellung der Fahrpläne/Demand Management beeinflussen lassen…
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