In der „Roadmap Systemdienstleistungen 2030“ zeigt die dena, was dafür getan werden muss, damit dezentrale Energieanlagen in Zukunft mehr zur Sicherung eines stabilen Stromnetzbetriebs beitragen. Empfohlen wird unter anderem die Weiterentwicklung von entsprechenden Technologien und Produkten wie auch der Ausbau der Zusammenarbeit zwischen Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern.

Zudem müssten neue Marktanreize gesetzt werden. Die Roadmap wurde gemeinsam mit zentralen Stakeholdern erarbeitet, wie Stromnetzbetreibern, Betreibern und Projektentwicklern von Erneuerbare-Energien-Anlagen sowie Herstellern von Netz- bzw. Anlagentechnik. Basis war die im Frühjahr veröffentlichte dena-Studie „Systemdienstleistungen 2030“, die den Bedarf an Systemdienstleistungen bei einem hohen Anteil erneuerbarer Energien bis zum Jahr 2030 untersucht hat.

Bekannt ist, dass der Erneuerbaren-Ausbau, insbesondere von wetterabhängigen Windenergie- und Photovoltaik-Anlagen, wachsende Herausforderungen an die Stromübertragung und –verteilung stellt. Denn neben der Notwendigkeit, den Windstrom teilweise über weitere Entfernungen zu transportieren, gibt es stärkere Schwankungen der Lastflüsse im Netz. Um diese auszugleichen, erläutert die dena, stünden konventionelle Kraftwerke immer weniger zur Verfügung, die mit die Spannung und die Frequenz stabilisieren oder die Versorgung nach Störungen wiederherstellen. Daher müssten neue Wege zur Bereitstellung von Systemdienstleistungen gefunden werden.

Netz- und Anlagenbetreiber müssen intensiver Informationen austauschen

Weil mit der zunehmend dezentralen Stromeinspeisung der Koordinationsbedarf zwischen Übertragungs- und Verteilnetzbetreibern sowie den Anlagenbetreibern steigt, ist ein intensiverer Informationsaustausch zwischen ihnen nötig. Hierfür müssten neue Abstimmungs- und Informationsprozesse entwickelt und umgesetzt werden, wie etwa im Bereich der Spannungshaltung, heißt es dazu.

Es empfehle sich zukünftig, die Netzspannung neben bisherigen Methoden weitergehend durch ein aktives Blindleistungsmanagement von Erneuerbare-Energien-Anlagen im Verteilnetz zu steuern. „Dadurch kann der Blindleistungsaustausch zwischen den verschiedenen Spannungsebenen optimiert und der Netzausbaubedarf im Verteilnetz gegebenenfalls reduziert werden.“ In gemeinsamen Pilotprojekten sollten Übertragungsnetz-, Verteilnetz- und Anlagenbetreiber das neue Blindleistungsmanagement testen, um mittelfristig einen neuen Standard zu definieren und in die Praxis umsetzen zu können. Zudem müssten neue Technologien für die alternative Erbringung von Systemdienstleistungen erprobt sowie technische Standards definiert werden. Erforderlich sei teilweise auch, die bisherigen Systemdienstleistungsprodukte neu zur strukturieren.

Für das Ziel, dass Erneuerbare-Energien-Anlagen und Batteriespeicher verstärkt Regelleistung bereitstellen und am Regelleistungsmarkt teilnehmen können, müssten die Übertragungsnetzbetreiber die Anforderungen und Produkte für die Erbringung von Regelleistung überprüfen. Hindernis für die Teilnahme von Erneuerbaren am Regelleistungsmarkt sind unter anderem lange Ausschreibungszeiträume. Für eine Anpassung der Anforderungen ist insbesondere die Bundesnetzagentur gefragt.

Zudem müsse die Politik einen Rahmen schaffen, um die Wirtschaftlichkeit von Systemdienstleistungen zu gewährleisten. Dies gilt beispielsweise für die Momentanreserve, die von konventionellen Kraftwerken durch die rotierende Schwungmasse der Generatoren automatisch erbracht wird und daher bisher nicht vergütet wird. „Bei dezentralen Energieanlagen muss diese Systemdienstleistung technisch gezielt bereitgestellt werden, wodurch Zusatzkosten entstehen können“, betont die dena. Diese müssten aber für die Verbraucher tragbar sein.

Die Roadmap „Systemdienstleistungen 2030“ steht zum Download unter www.dena.de/sdl   .